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

Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận LỜI NÓI ĐẦU Hiện nay, kinh tế nước ta phát triển mạnh mẽ, đời sống nhân dân nâng cao nhanh chóng Nhu cầu điện tất lĩnh vực tăng cường không ngừng Một lực lượng đông đảo cán kĩ thuật ngành điện tham gia thiết kế, lắp đặt công trình điện Sự phát triển ngành điện thúc đẩy kinh tế nước ta phát triển Bên cạnh việc xây dựng nhà máy điện việc truyền tải sử dụng tiết kiệm, hợp lí, đạt hiệu cao quan trọng Nó góp phần vào phát triển ngành điện làm cho kinh tế nước ta phát triển Trong phạm vi đồ án trình bày thiết kế môn học lưới điện Đồ án gồm chương: Chương : Phân tích nguồn phụ tải, cân công suất Chương : Dự kiến phương án nối dây Chương : Tính toán, kiểm tra phương án Chương : Tính toán tiêu kinh tế, chọn phương án tối ưu Chương : Chọn MBA sơ đồ nối điện Chương : Tính xác chế độ xác lập lưới điện Chương : Tính toán điện áp nút điều chỉnh điện áp Chương : Tính toán tiêu kinh tế-kỹ thuật lưới điện Để thực nội dung nói đồ án cần xử lý số liệu tính toán thiết kế chọn lựa tiêu, đặc tính kĩ thuật, vạch phương án lựa chọn phương án tối ưu Do kiến thức hạn chế nên đồ án em không tránh khỏi thiếu sót, em mong thầy cô môn góp ý để đồ án em hoàn thiện Em xin chân thành cảm ơn hướng dẫn thầy giáo Ths Nguyễn Đức Thuận giúp em hoàn thành đồ án môn học Hà Nội, Tháng Năm 2016 Sinh viên Vũ Mạnh Tuấn Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận Chương 1: Phân tích nguồn, phụ tải Cân công suất Phân tích nguồn, phụ tải 1.1 Phân tích nguồn - Hệ thống công suất nguồn vô lớn, có hệ số công suất 0,85 1.2 Phân tích phụ tải: - có phụ tải loại I gồm hộ tiêu thụ số: 1, 2, 3, 4, 5, 6, - max = 172 MW - Tmax = 4800 h - Điện áp phía hạ: + Tải thường gồm hộ tiêu thụ: 1, 2, 4, + Tải khác thường gồm hộ tiêu thụ: 3, 5,  Ta có bảng số liệu tổng hợp phụ tải: Phụ tải Pmax 30 cosϕ 0.9 tanϕ 0.48 Qmax 14.4 28 0.9 0.48 13.44 27 0.9 0.48 12.96 21 0.9 0.48 10.08 23 0.9 0.48 11.04 18 25 0.9 0.9 0.48 0.48 8.64 12 Ṡmax 30+14.4i 28+13.44 i 27+12.96 i 21+10.08 i 23+11.04 i 18+8.64i 25+12i Qmax = Pmax tan Qmin = Pmin tan Cosφ = 0.9  tanφ = 0.48 Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang Pmin 24 Qmin 11.52 Ṡmin 24+11.52i 22.4+10.752 i 21.6+10.368 i 22.4 10.752 21.6 10.368 16.8 8.064 16.8+8.064i 18.4 8.832 18.4+8.832i 14.4 20 6.912 9.6 14.4+6.912i 20+9.6i Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận Cân công suât 2.1 Cân công suất tác dụng - PN = Pyêu cầu = m.max i + max + Pdt Trong đó: + m hệ số đồng thời + max i : tổng công suất phụ tải lớn max i = 30 + 28 + 27 + 21 + 23 + 18 + 25 = 172 (MW) + max : tổng tổn thất công suất tác dụng lưới max = 5% max = 5% 172 = 8,6 (MW) + Pdt : công suất dự trữ (Pdt = 0) - tính toán sơ (m = 1) ta có: PN = Pyêu cầu = 1.172 + 8.6 + = 180,6 (MW) 2.2 Cân công suất phản kháng - Ta so sánh Qyêu cầu QN - Qyêu cầu = m max i + ba + L - c + Qdt Trong đó: + m: hệ số đồng thời + max i max i : tổng công suất phản kháng lớn = 14,4 + 13.44 + 12,96 + 10,08 + 11,04 + 8,64 + 12 = 82,65 (MVAr) + ba : tổng tốn thất công suất phản kháng máy biến áp ba = 15% max i = 15% 82,65 = 12,3975 (MVAr) + L : tổng tốn thất công suất phản kháng đường dây + c : tổng công suất phản kháng đo điện dung đường dây sinh c Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 =L Trang Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận + Qdt : công suất phản kháng dự trữ (Qdt = 0) Tính toán sơ (m = 1) ta có: Qyêu cầu = 1.82,65 + 12,3975 = 95,0475 (MVAr) - QN = PN tanφ Mà hệ số công suất nguồn cosφ = 0.85  tanφ = 0.62 Vậy: QN = PN tanφ = 180,6 0,62 = 111,972 (MVAr) - Vì: Qyêu cầu < QN  không bù công suất sơ Chương : Dự kiến phương án nối dây Hộ loại I cung cấp điện đường dây kép Hộ loại III cung cấp điện đường dây đơn Căn vào phụ tải phụ tải loại I, ta đưa phương án: Phương án 1: Phương án hình tia Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận NÐ Phương án 2: Phương án liên thông NÐ Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận Phương án 3: phương án lưới điện kín NÐ Chương : Tính toán kiểm tra phương án 3.1 Xét phương án (phương án hình tia) Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận Sơ đồ nối dây phương án hinh tia: NÐ 3.1.1 Phân bố công suất ṠN1 = Ṡ1 = 30 + 14,4j (MVA) ṠN2 = Ṡ2 = 28 + 13,44j (MVA) ṠN3 = Ṡ3 = 27 + 12,96j (MVA) ṠN4 = Ṡ4 = 21 + 10,08j (MVA) ṠN5 = Ṡ5 = 23 + 11,04j (MVA) ṠN6 = Ṡ6 = 18 + 8,64j (MVA) ṠN7 = Ṡ7 = 25 + 12j (MVA) 3.1.2 Chọn điện áp định mức (Uđm) - Ta sử dụng công thức Still để tính điện áp tính toán: Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 7 Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận Utt = 4,34 (kV) Trong đó: + Utt : điện áp tính toán (kV) + L : chiều dài đường dây (km) + P : công suất tác dụng phụ tải cực đại (MW)  Ta có bảng kết quả: đường dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 N-7 Pi 30 28 27 21 23 18 25 Li 31.62 44.72 60.83 42.43 40 70.71 67.08 Ut 98.17 96.34 96.35 84.43 87.66 82.2 93.8 Uđm 110 110 110 110 110 110 110 3.1.3 Chọn dây dẫn - Lưới 110 kV chọn tiết diện dây theo mật độ dòng điện kinh tế Đồ án sử dụng dây nhôm lõi thép, sử dụng cột,….khoảng cách trung bình hình học: dtb =5; 5,5;… -Dòng điện làm việc mạch đường dây xác định theo công thức: Ilvnax = Trong đó: + Ilvmax : dòng điện làm việc lớn + Smax = + n : số lộ dây + Uđm = 110 (kV) - Sau tính toán ta được: Ilvmax1 = 103 =87,33 (A) Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận Ilvmax2 = 103 = 81,51 (A) Ilvmax3 = 103 = 78,6 (A) Ilvmax4 = 103 = 61,13 (A) Ilvmax5 = 103 = 66,95 (A) Ilvmax6 = 103 = 52,4 (A) Ilvmax7 = 103 = 72,77 (A) - Tiết diện kinh tế đường dây: Fkt = Trong : + Fkt : tiết diện kinh tế đường dây + jkt : mật độ kinh tế dòng điện - Vì thời gian sử dụng công suất lớn (Tln) 4800h, đồng thời ta sử dụng dây AC nên ta chọn mật độ kinh tế dòng điện jkt = (A/mm2) - Tính toán theo công thức ta có: Fkt1 = = 87,33 (mm2) Fkt2 = = 81,51 (mm2) Fkt3 = = 78,6 (mm2) Fkt4 = = 61,13 (mm2) Fkt5 = = 66,95 (mm2) Fkt6 = = 52,4 (mm2) Fkt7 = = 72,77 (mm2) - Chọn tiết diện dây theo tiêu chuẩn gần nhất: + FN1 = 95 mm2 có Icp1 = 330 A Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận + FN2 = 95 mm2 có Icp2 = 330 A + FN3 = 95 mm2 có Icp3 = 330 A + FN4 = 70 mm2 có Icp4 = 265 A + FN5 = 70 mm2 có Icp5 = 265 A + FN6 = 70 mm2 có Icp6 = 265 A + FN7 = 95 mm2 có Icp7 = 330 A * Kiểm tra điều kiện vầng quang Theo điều kiện, tiết diện dây dẫn không nhỏ trị số cho phép cấp điện áp Với cấp điện áp 110kV, để không xuất vầng quang tiết diện dây dẫn tối thiểu phép 70mm2 * Kiểm tra điều kiện phát nóng Vì đường dây kép nên hỏng lộ lộ lại phải làm việc bình thường Do dòng điện chế độ cố phải nhỏ dòng điện cho phép đường dây Isc1 = Ilvmax1 = 87,33 = 174,66 A < Icp1 = 330 A Isc2 = Ilvmax2 = 81,51 = 163,02 A < Icp1 = 330 A Isc3 = Ilvmax3 = 78,6 = 157,2 A < Icp1 = 330 A Isc4 = Ilvmax4 = 61,13 = 122,26 A < Icp1 = 265 A Isc5 = Ilvmax5 = 66,95 = 133,9 A < Icp1 = 265 A Isc6 = Ilvmax6 = 52,4 = 104,8 A < Icp1 = 265 A Isc7 = Ilvmax7 = 72,77 = 145,54 A < Icp1 = 330 A -Từ kết việc lựa chọn dây dẫn ta lập bảng thông số đường dây phương án 1: đường dây N-1 Số dây Li(Km) Ft Fch ro xo bo.10-6 Công suất 31.62 87.33 95 0.3 0.41 2.68 30+14.4i Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 10 Đồ Án Môn Học Ui (kV) ΔUBi (kV) U'Hi (kV) Uhi (kV) GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận 119.32 118.74 118.08 119.36 119.28 118.78 118.07 3.34 3.11 2.25 2.49 1.92 2.76 115.98 115.63 115.08 117.11 116.79 116.86 115.31 22.19 22.12 22.02 22.4 22.34 22.36 22.06 Tính tổn thất điện phụ tải cực tiểu: Phụ tải Tổng ΔP0(MW) 0.058 0.058 0.058 0.058 0.058 0.058 0.058 0.406 ΔPN-i(MW) 0.273 0.35 0.443 0.195 0.223 0.226 0.403 2.113 ΔPCuBi(MW) 0.07 0.06 0.06 0.04 0.04 0.03 0.05 0.35 ΔAd(MWh) 872.508 1118.6 1415.828 623.22 712.708 722.296 1287.988 6753.148 ΔABi(MWh) 731.8 699.84 699.84 635.92 635.92 603.96 667.88 4675.16 ∑ΔA(MWh) 1604.308 1818.44 2115.668 1259.14 1348.628 1326.256 1955.868 11428.308 6.3 Chế độ cố Khi xét cố đứt mạch lộ kép ta không giả thiết cố xếp chồng nên ta xét phụ tải cực đại Tính toán tương tự cho đoạn dây chế độ phụ tải cực đại ta có: Tính toán chế độ xác lập phụ tải cố (phân bố công suất tỗn thất công suất với phụ tải): Phụ tải Ṡi (MVA) 30 +14.4j 28 +13.44j 27 +12.96j 21 +10.08j 23 +11.04j 18 +8.64j 25 +12j S''Bi (MVA) 30 +14.4j 28 +13.44j 27 +12.96j 21 +10.08j 23 +11.04j 18 +8.64j 25 +12j ΔṠBi (MVA) 0.12 +2.56j 0.10 +2.23j 0.09 +2.07j 0.06 +1.25j 0.07 +1.50j 0.04 +0.92j 0.08 +1.78j Ṡ'Bi (MVA) 30.12 +16.96j 28.1 +15.67j 27.09 +15.03j 21.06 +11.33j 23.07 +12.54j 18.04 +9.56j 25.08 +13.78j ΔṠ0 (MVA) 0.058 +0.4j 0.058 +0.4j 0.058 +0.4j 0.058 +0.4j 0.058 +0.4j 0.058 +0.4j 0.058 +0.4j Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 40 Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận jQ''c (MVAr) 0.51j 0.73j 0.99j 0.67j 0.63j 1.11j 1.09j Ṡ"N-I (MVA) 30.178 +16.85j +15.34j 28.158 27.148 +14.44j 21.118 +11.06j 23.128 +12.31j 18.098 +8.85j 25.138 +13.09j ΔṠN-I (MVA) 0.937 + 1.280j 1.140 + 1.558j 1.426 + 1.949j 0.638 + 0.837j 0.726 + 0.953j 0.759 + 0.996j 1.336 + 1.826j Ṡ'N-I (MVA) 31.115 +18.13j 29.298 +16.898 j 28.574 +16.389 j 21.756 +11.897 j 23.854 +13.263 j 18.857 +9.846j 26.474 +14.916 j jQ'c (MVAr) 0.622j 0.878j 1.193j 0.805j 0.761j 1.347j 1.318j ṠN-i (MVA) 31.115 +17.508 j 29.298 +16.02j 28.574 +15.196 j 21.756 +11.092 j 23.854 +12.502 j 18.857 +8.499j 26.474 +13.598 j Cân xác công suất hệ thống Tổng công suất yêu cầu góp 110 kV hệ thống : = 179,928+j.94,415(MVA) Để đảm bảo yêu cầu cân công suất hệ thống điện, nguồn điện phải cung cấp đủ công suất theo yêu cầu Vì tổng công suất tác dụng hệ thống cần phải cung cấp bằng: Pcc = 179,928 (MVA) Khi hệ số công suất hệ thống 0,85 công suất phản kháng hệ thống cung cấp bằng: Qcc = Pcc tanϕ = 179,928.0,62 = 111,555 (MVAr) Như vậy: Scc = 179,928 + j.111,555(MVA) Từ kết ta nhận thấy công suất phản kháng hệ thống cung cấp lớn công suất phản kháng yêu cầu Vì không cần phải bù công suất phản kháng Bảng điện áp nút tổn thất điện áp chế độ cố: Phụ tải Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 41 Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận ΔUN-1 (kV) 4.38 5.81 7.69 4.19 4.36 5.94 7.79 Ui (kV) 116.62 115.19 113.31 116.81 116.64 115.06 113.21 ΔUBi (kV) 4.39 4.11 4.01 2.94 3.26 2.52 3.68 112.23 111.08 109.3 113.87 113.38 112.54 109.53 21.47 21.25 20.91 21.78 21.69 21.53 20.95 U'Hi (kV) Uhi (kV) Bảng tính tổn thất điện chế độ cố: Phụ tải Tổng ΔP0(MW ) 0.058 0.058 0.058 0.058 0.058 0.058 0.058 0.406 ΔPN-i(MW) ΔPCuBi(MW) 0.093 1.14 1.426 0.638 0.726 0.759 1.336 6.118 0.12 0.1 0.09 0.06 0.07 0.04 0.08 0.56 ΔAd(MWh ) 297.228 3643.44 4557.496 2039.048 2320.296 2425.764 4269.856 19553.13 ΔABi(MWh) ∑ΔA(MWh) 891.6 827.68 795.72 699.84 731.8 635.92 763.76 5346.32 1188.828 4471.12 5353.216 2738.888 3052.096 3061.684 5033.616 24899.448 Chương 7: Tính toán điều chỉnh điện áp cho phụ tải 7.1 Tính điện áp nút - 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: ∆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) Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 42 Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận 7.1.1 Chế độ 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 đoạn đường N-1 là: - Điện áp nút là: U1 = UN-1 –ΔUN-1 =121 -2,04 = 118,96 (kV) - Tổn thất điện áp trạm biến áp: - Điện áp quy đổi phía cao áp: - Điện áp thực phía hạ áp: Tính toán tương tự cho nhánh N-2 đến N-7: Phụ tải ΔUN-1 (kV) 2.04 2.76 3.58 2.09 2.73 3.61 Ui (kV) 118.96 118.24 117.42 119 118.91 118.27 117.39 Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 43 Đồ Án Môn Học ΔUBi (kV) U'Hi (kV) GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận 4.31 4.01 3.87 2.89 3.19 2.45 3.55 114.65 114.23 113.55 116.11 115.72 115.82 113.84 7.1.2 Chế độcực tiểu Chế độ phụ tải cực tiểu điện áp cao áp hệ thống điện: UN = 105% Uđm = 105% 110 = 115,5 (kV) Tính toán tương tự, ta có bảng kết Phụ tải ΔUN-1 (kV) 1.68 2.26 2.92 1.64 1.72 2.22 2.93 Ui (kV) 119.32 118.74 118.08 119.36 119.28 118.78 118.07 ΔUBi (kV) 3.34 3.11 2.25 2.49 1.92 2.76 115.98 115.63 115.08 117.11 116.79 116.86 115.31 U'Hi (kV) 7.1.3 Chế độ cố Chế độ cố điện áp cao áp hệ thống điện: UN=110% Uđm = 110% 110 = 121 (kV) Tính toán tương tự ta có bảng kết quả: Phụ tải ΔUN-1 (kV) 4.38 5.81 7.69 4.19 4.36 5.94 7.79 Ui (kV) 116.62 115.19 113.31 116.81 116.64 115.06 113.21 ΔUBi (kV) 4.39 4.11 4.01 2.94 3.26 2.52 3.68 Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 44 Đồ Án Môn Học U'Hi (kV) 112.23 GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận 111.08 109.3 113.87 113.38 112.54 109.53 7.2 Điều chỉnh điện áp 7.2.1 Yêu cầu điều chỉnh điện áp 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 các máy biến áp phương pháp có khả điều chỉnh điện áp dải rộng, vận hành thuận tiện, an toàn, phải bảo dưỡng, có 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 chênh 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: dUmax% 2,5% Uycmax= Uđm + 2,5%Uđm - Trong chế độ phụ tải : dUmin% 7,5% Uycmin = Uđm + 7,5%Uđm - Trong chế độ cố: dUsc% -2,5% Uycsc = Uđm – 2,5%Uđm Với trạm có điều chỉnh điện áp Khác Thường, độ lệch điện áp góp hạ áp trạm giảm áp cho phép sau: Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 45 Đồ Án Môn Học - GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận Trong chế độ phụ tải max: dUmax%=5% Uycmax = Uđm + 5%Uđm - Trong chế độ phụ tải min: dUmin% = 0% Uycmin = Uđm - Trong chế độ cố: dUsc% = (05)% Uycsc = Uđm + 5%Uđm 7.2.2 Các MBA có điều chỉnh điện áp a MBA thường - Ucđm= 115 (kV) - Uhđm= 35 (kV) - Phạm vi điều chỉnh MBA thường: 2.2,5%.115 Máy biến áp thường có đầu phân áp tiêu chuẩn sau: Thự tự đầu điều chỉnh Điện áp bổ sung Điện áp bổ sung Điện áp đầu điều chỉnh (%) (kV) (kV) -1 -2 2,5 -2,5 -5 5,75 2,875 -2,875 -5,75 120,75 117,875 115 112,125 109,25 b.MBA có điện áp điều chỉnh tải Phạm vi điều chỉnh máy biến áp điều áp tải là:115 ±9.1,78%.115 Máy biến áp có điều áp tải có đầu phân áp tiêu chuẩn sau: Thự tự đầu Điện áp bổ sung Điện áp bổ sung Điện áp đầu điều chỉnh điều chỉnh Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 46 Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận (%) + 16.02 + 14.24 + 12.46 + 10.68 + 8.9 + 7.12 + 5.34 + 3.56 + 1.78 - 1.78 - 3.56 - 5.34 - 7.12 - 8.9 - 10.68 - 12.46 - 14.24 - 16.02 -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 (kV) + 18.42 + 16.38 + 14.33 + 12.28 + 10.25 + 8.19 + 6.14 + 4.09 + 2.05 - 2.05 - 4.09 - 6.14 - 8.19 - 10.25 - 12.28 - 14.33 - 16.38 - 18.42 (kV) 133.42 131.38 129.33 127.28 125.24 123.19 121.14 119.09 117.05 115 112.95 110.91 108.86 106.81 104.77 102.72 100.67 98.62 96.58 7.2.3 Chọn đầu phân áp cho MBA a Chọn đầu phân áp cho MBA thường Giá trị điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm theo yêu cầu điều chỉnh điện áp thường là: Uycmax=35 +2,5%35=35,875 (kV) Uycmin =35+7,5%35=37,625 (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: Trạm biến áp Uqmax (kV) 114.65 114.23 113.55 116.11 115.72 115.82 113.84 Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 47 Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận Uqmin (kV) 115.98 115.63 115.08 117.11 116.79 116.86 115.31 Uqsc (kV) 112.23 111.08 109.3 113.87 113.38 112.54 109.53 • Xét trạm 1: - Điện áp tính toán đầu điều chỉnh MBA chế độ phụ tải max: Uđcmax== = 111,85 (kV) - Điện áp tính toán đầu điều chỉnh MBA chế độ phụ tải min: Uđcmin=== 107,88 (kV) - Điện áp phân áp trung bình: Uđctb = (Uđcmax + Uđcmin) = (111,85+107,88) = 109,865 (kV) - Dựa vào bảng ta chọn nấc điện áp tiêu chuẩn: Up/a=109,25 kV với n= -2 Kiểm tra: - Điện áp thực góp hạ áp lúc phụ tải: Utmax= = = 36,73 (kV) Utmin= = = 37,16 (kV) Utsc= = = 35,95 (kV) - Độ lệch điện áp góp hạ áp phụ tải: Umin%=.100 = 100 = 6,17% < 7,5% (thỏa mãn) Umax%=.100 = 100 = 5% > 2,5% (thỏa mãn) Usc%= 100 = 100 = 2,71% > -2,5% (thỏa mãn) Vậy đầu phân áp ta chọn cho trạm biến áp B1 đạt yêu cầu điều chỉnh điện áp Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 48 Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận • Tính toán tương tự với trạm 2, ta có bảng: Trạm biến áp Udcmax Udcmin Udctb Up/a Utmax Utmin 111.8 111.4 113.2 111.0 107.8 107.5 108.9 107.2 109.8 109.25 36.73 37.16 109.5 109.25 36.6 37.04 111.1 109.1 112.12 36.24 36.56 109.25 36.47 36.94 Utsc 35.9 35.5 35.5 35.0 δUmax % δUmin % δUsc% 4.94 6.17 2.71 4.57 5.83 1.69 3.54 4.46 1.54 4.2 5.54 0.26 Ta thấy trạm đạt yêu cầu đầu phân áp thường b Chọn đầu phân áp cho MBA có điều chỉnh tải Giá trị điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm theo yêu cầu điều chỉnh điện áp tải là: Uycmax=35+5%.35=36,75 (kV) Uycmin = 35 (kV) Uycsc = 35 +5%.35 = 36,75 (kV) • Xét trạm 3: - Chế độ max: Điện áp tính toán đầu điều chỉnh MBA: Uđcmax= = = 108,14 (kV) Dựa vào bảng ta chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n= -3, điện áp đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmax= 108,86 (kV) Điện áp thực góp hạ áp: Utmax= = = 36,51 (kV) Độ lệch góp hạ áp: ∆Umax%= 100 = 100= 4,35% Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 49 Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận - Chế độ min: Điện áp tính toán đầu điều chỉnh MBA: Uđcmin= = = 115,08 (kV) Dựa vào bảng ta chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n=0, điện áp đầu điểu chỉnh tiêu chuẩn Utcmin=115 (kV) Điện áp thực góp hạ áp: Utcmin = = = 35,02 (kV) Độ lệch góp hạ áp: ∆Umin%=.100= 100 = 0,06% - Chế độ cố: Điện áp tính toán đầu điều chỉnh MBA: Udcsc= = = 104,1 (kV) Dựa vào bảng ta chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n=-5, điện áp đầu điểu chỉnh tiêu chuẩn Utcsc=104,77 (kV) Điện áp thực góp hạ áp: Utcsc = = = 36,51 (kV) Độ lệch góp hạ áp: ∆Usc%=.100= 100 = 4,31% Vậy đầu phân áp ta chọn cho trạm biến áp B3 đạt yêu cầu điều chỉnh điện áp • Tính toán tương tự cho trạm ta có bảng: Trạm biến áp Udcmax Utcmax 108.1 110.2 108.8 110.9 Udcmin Utcmin Udcsc 115.08 115 104.1 116.79 117.0 107.9 Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Utcsc Utmax Utmin Utsc 104.7 108.8 36.5 36.5 35.0 34.9 36.5 36.4 Trang 50 δUmax% δUmin% δUsc% 4.31 0.06 4.31 4.34 -0.23 4.14 Đồ Án Môn Học 110.3 GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận 110.9 116.86 117.0 107.1 106.8 36.5 34.9 36.8 4.43 Vậy ta có điều chỉnh điện áp là: TBA Đầu phân áp tiêu chuẩn chế độ Max Min cố -2 -2 -2 -2 -2 -3 -5 -1 -1 -1 -2 -3 -2 -2 -2 CHƯƠNG 8: TÍNH TOÁN CHỈ TIÊU KINH TẾ-KỸ THUẬT CỦA LƯỚI ĐIỆN 8.1 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 Như ta tính: Vd = ∑Vi = 176,16.109 (đ) Vốn đầu tư cho trạm hạ áp xác định theo bảng sau: Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 51 -0.17 5.37 Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận Trong mạng thiết kế có trạm máy biến áp 25MVA vốn đầu tư cho trạm hạ áp: Vt =1,8.7.25.109 = 315.109 (đ) Khi tổng vốn đầu tư để xây dựng mạng điện là: V = Vd + Vt = 176,16.109 + 315.109=491,16.109 đồng 8.2 Tính tổn thất công suất tác dụng 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=3,358 (MW) Tổn thất công suất tác dụng cuộn dây máy biến áp: ∑∆PBAi=∑∆P0 +∑∆ = 0,406 + 0,56 = 0,966 MV Như tổng tổn thất công suất tác dụng mạng điện bằng: ∆P= ∆Pd + ∑∆PBAi =3,358+0,966 = 4,324 (MW) 8.3 Tổng tổn thất điện Số liệu tính toán lấy chương 6: Tổng tổn thất điện mạng điện là: ∆A∑ = ∑∆Ad + ∑∆ABA= 16078,488 MWh 8.4 Chi phí vận hành Các chi phí vận hành 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) Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 52 Đồ Án Môn Học GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận - avht : hệ số vận hành thiết bị trạm biến áp (a vht=0,1) - c : giá thành 1kWh điện tổn thất (c = 700 đồng/kWh)  Y= 0,04 176,16.109 + 0,1.315.109 + 16078,488.103.700 = 49,8.109 đồng 8.5 Chi phí tính toán hang năm Chi phí tính toán hang năm mạng điện tính theo công thức: Z = atc V+Y Trong atc hệ số định mức hiệu vốn đầu tư (a tc=0,125)  Z = 0,125.491,16.109+49,8.109=111,195.109 đồng 8.6 Giá thành truyền tải điện Tổng điện mà hộ tiêu thụ nhận năm bằng: A = ∑Pmax Tmax = 172.4800=825,6.103 (MWh) Giá thành truyền tải điện xác định theo công thức:a = = =60,32 đồng/kWh Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 Trang 53 Đồ Án Môn Học Sinh viên: Vũ Mạnh Tuấn – D8H3 GVHD: Ths Nguyễn Đức Thuận Trang 54