đồ án môn học lưới điện trong hệ thống điện

ĐỀ TÀI THIẾT KẾ MÔN HỌC Họ tên sinh viên: Hoàng Thu Trang Lớp : Đ1 - H3 Ngành : Hệ thống điện ĐỀ TÀI: THIẾT KẾ MẠNG LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC GỒM NGUỒN ĐIỆN VÀ MỘT SỐ PHỤ TẢI KHU VỰC I - SỐ LIỆU CHO BIẾT: Sơ đồ mặt vị trí nguồn điện phụ tải cho hình vẽ: Tỉ lệ: đơn vị = 12 km Nguồn: Hệ thống có công suất vô lớn Phụ tải: Phụ tải Thuộc hộ loại I I I I I III Smax Smin cosϕ (MVA) (MVA) 45 36 42 40 39 32 22 17 20 26 24 20 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 Tmax UH (kV) 5000 5000 5000 5000 5000 5000 22 22 22 22 22 22 Yêu cầu điều chỉnh điện áp KT KT KT KT KT KT Điện áp cao áp nhà máy điện phụ tải cực đại, cố nặng nề là: 110%, phụ tải cực tiểu 105% điện áp danh định Đối với tất hộ tiêu thụ (trạm hạ thế): Pmin = 60% Pmax ; Tmax = 4800 Giá điện tổn thất: 500 đ/kWh Giá thiết bị bù 150.000 đ/kVAr II – NỘI DUNG PHẦN THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC Phân tích nguồn phụ tải, cân công suất hệ thống Dự kiến phương án lưới điện tính toán sơ lựa chọn phương án hợp lý Lựa chọn máy biến áp sơ đồ nối điện Giải tích chế độ hệ thống điện Tính toán bù CSPK Tính toán điều chỉnh điện áp nút Tính toán giá thành tải điện Ngày giao đề tài: Ngày hoàn thành: LỜI NÓI ĐẦU CHƯƠNG I PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN I PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI Nguồn công suất vô lờn Nguồn công suất vô lớn nguồn có công suất lớn nhiều lần so với công suất phụ tải (thường từ 5-7 lần) Trong biến đổi phụ tải điện áp góp nguồn không đổ 33,94 km 49,48 km 33,94km 64,62 km 75,89 km 67,88 km 48 km 60 km N 50,91km Phân tích phụ tải 48 km 37,94 km Phụ tải Thuộc hộ loại Smax Smin cosϕ (MVA) (MVA) I I I I I III 45 36 42 40 39 32 22 17 20 26 24 20 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 Tmax UH (kV) 5000 5000 5000 5000 5000 5000 22 22 22 22 22 22 Yêu cầu điều chỉnh điện áp KT KT KT KT KT KT + Hộ phụ tải loại I gồm hộ: 1,2,3,4,5 phụ tải quan trọng có yêu cầu cung cấp điện liên tục Nếu xảy tượng điện gây hậu thiệt hại nghiêm trọng an ninh, trị Vì phải có dự phòng chán Mỗi phụ tải phải cấp điện mạch, để đảm bảo cấp điện liên tục đảm bảo chất lượng điện chế độ vận hành + Hộ phụ tải loại III gồm hộ hộ phụ tải quan trọng để giảm chi phí đầu tư ta cần cấp điện mạch đơn S= P Cosϕ ; Q = P.tgϕ = S.sinϕ * Yêu cầu điều chỉnh điện áp (ĐCĐA): Chất lượng điện đặc trưng quy định điện áp tần số mạng điện Để nâng cao chất lượng điện cần có yêu cầu ĐCĐA Các yêu cầu ĐCĐA TBA phân làm loại: Thường (T): Có độ lệch điện áp góp hạ áp trạm giảm áp cho phép sau (tính theo phần trăm điện áp danh định mạng điện) Và có giới hạn: + Trong chế độ phụ tải lớn nhất: dU% ≥ 2,5% + Trong chế độ phụ tải nhỏ nhất: dU% ≤ 7,5% + Trong chế độ sau cố: dU% ≥ -2,5% Khác thường (KT): Có độ lệch điện áp góp hạ áp có yêu cầu ĐCĐA khác thường Và có giới hạn sau: + Trong chế độ phụ tải lớn nhất: dU% = 5% + Trong chế độ phụ tải nhỏ nhất: dU% = 0% + Trong chế độ sau cố: dU% = - 5% Ta có bảng số liệu: Phụ tải Pmax (MW) Pmin (MW) Cosϕ Qmax (MVAr) 38.25 18.70 0.85 30.60 14.45 0.85 35.70 17.00 0.85 34.00 22.10 0.85 33.15 20.40 0.85 27.20 17.00 0.85 Tổng 198.90 109.65 5.10 23.85 19.08 22.26 21.20 20.67 16.96 124.02 Qmin (MVAr) 11.66 9.01 10.60 13.78 12.72 10.60 68.37 Smax (MVA) 45.00 36.00 42.00 40.00 39.00 32.00 234.00 Smin (MVA) 22.00 17.00 20.00 26.00 24.00 20.00 129.00 I I I I III 198.90 KT KT KT KT KT 109.65 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 5.10 Loại hộ phụ tải I Yêu cầu KT ĐCĐA Điện áp thứ 22.00 cấp II – CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN Do nguồn có công suất vô lớn nên đáp ứng đầy đủ mặt công suất chất lượng điện áp cho tất phụ tải điện CHƯƠNG II DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN TÍNH TOÁN SƠ BỘ LỰA CHON PHƯƠNG ÁN 6 2 3 1 N N 5 6 2 1 N N N 5 I.Phương pháp tính toán chung 1.Lựa chọn cấp điện áp định mức cho lưới điện Lựa chọn điện áp định mức vấn đề quan trọng trình thiết kế mạng điện ảnh hưởng trực tiếp đến tiêu kinh tế - kỹ thuật mạng điện vốn, đầu tư, tổn thất điện áp, tổn thất điện năng, chi phí vận hành,… Điện áp định mức mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố công suất phụ tải, khoảng cách phụ tải với nguồn cấp, vị trí tương đối phụ tải với nhau, phụ thuộc vào sơ đồ mạng điện thiết kế Như vậy, chọn điện áp định mức mạng điện xác định chủ yếu điều kiện kinh tế Điện áp định mức mạng điện xác định đồng thời với sơ đồ cung cấp điện theo giá công suất truyền tải khoảng cách truyền tải công suất đoạn đường dây mạng điện Để chọn cấp điện áp hợp lý phải thoả mãn yêu cầu sau: + Đáp ứng yêu cầu phụ tải + Phù hợp với lưới điện lưới điện quốc gia + Mạng điện có chi phí tính toán nhỏ Có thể tính toán công thức điện áp định mức theo công thức thực nghiệm sau: U i = 4,34 l i + 16 Pi (kV) Trong đó: Pi : công suất truyền đoạn đường đường dây thứ I (MW) Li : chiều dài đoạn đường dây thứ i (km) 2.Lựa chọn tiết diện dây dẫn: Chọn tiết diện dây dẫn mạng điện thiết kế tiến hành có ý đến tiêu kinh tế - kỹ thuật, khả tải dây dẫn theo điều kiện phát nóng điều kiện sau cố, độ bền đường dây không điều kiện tạo thành vầng quang điện Dây dẫn lựa chọn dây nhôm lõi thép, loại dây dẫn điện tốt lại đảm bảo dộ bền cơ, sử dụng rộng rãi thực tế Vì mạng điện thiết kế mạng điện 110KV, có chiều dài lớn nên tiết diện dây dẫn chọn theo mật độ dòng kinh tế ( JKT) FKT = I max J KT FKT – tiết diện dây dẫn tính theo đường dây thứ i Imax – dòng điện chạy đường dây thứ i phụ tải cực đại, A JKT – mật độ dòng kinh tế, phụ thuộc vào thời gian sử dụng công suất lớn loại dây dẫn (A/mm2 ), ta có Jkt = 1,1 ( A/mm2 ) Smax ×103 ( A) × U dm Smax = ×103 ( A) × U dm Đối với đường dây đơn : I max = Đối với đường dây kép: I max 3.Kiểm tra tiết diện dây dẫn theo điều kiện vầng quang điều kiện phát nóng dây dẫn: - Theo điều kiện vầng quang: cấp điện áp 110 kV, để đảm bảo không phát sinh vầng quang dây dẫn phải có tiết diện F ≥ 70 mm Điều kiện phối hợp với độ bền học - Theo điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố dùng để kiểm tra điều kiện kỹ thuật với lộ kép đứt nhánh lộ kép đường dây, với mạch vòng ta phải xét đến cố xảy nhánh Kiểm tra điều kiện phát nóng dòng điện làm việc dây dẫn xảy cố phải thỏa mãn điều kiện: Isc ≤ 0,8.Icp Icp: giá trị dòng điện tải cho phép đặt t Isc: giá trị dòng điện đường dây xảy cố 3.Tổn thất điện áp lưới điện: Tổn thất điện áp lúc bình thường cố mạng tổn thất điện áp lớn từ nguồn tới phụ tải phụ tải cực đại bình thường phụ tải cực đại cố Và xác định theo công thức: ∆U% = Pi Ri + Qi X i 100% % U dm Trong đó: Pi, Qi :công suất tác dụng công suất phản kháng đường dây thứ i Ri, Xi :điện trở tác dụng điện kháng đường dây thứ i Chú ý tổn thất điện áp tính cho phạm vi cấp điện áp ta tính tổn thất điện áp cực đại lúc bình thường xảy cố nặng nề nhất, trị số tổn thất điện áp phải thoả mãn yêu cầu sau: Đối với trường hợp dùng máy biến áp thường: ∆Umaxbt ≤ 10% ∆Umaxsc ≤ 20% Đối với truường hợp dùng mba điều áp tải thì: ∆Umaxbt ≤ 15-20% ∆Umaxsc ≤ 20-25% II.Tính toán chi tiết cho phương án: 1.Phương án I: N a/Lựa chọn cấp điện áp vận hành: Để thuận tiện cho tính toán, ta lựa chọn điện áp cho phương án lấy kết dùng cho phương án lài Trong thiết kế này, ta sử dụng công thức kinh nghiệm để tính: U i = 4,34 l i + 16 Pi (kV) UN-1 = 4,34 60 + 16.38.25 = 112,51 Tương tự cho nhánh lại, kết cho bảng: (kV) II Chế độ phụ tải cực tiểu: Sơ đồ thay N Zdd Si’ Si’’ jQC’ Sbi’ j∆QC" ZBA Sbi Pi+ jQi MVA ∆S0 Việc tính toán chế độ phụ tải tương tự chế độ phụ tải max Chọn điện áp nút N 105% điện áp định mức mạng điện, tức là: U I= 105% 110 = 115,5kV Để vận hành kinh tế trạm biến áp, trạm giảm áp có mba vận hành song song, chế độ cực tiểu ta cắt bớt mba thoả mãn điều kiện: S < S gh = S đm 2.∆P0 ∆PN Trong đó: + ∆P0 : Là tổn thất công suất tác dụng lõi thép mba (tổn thất không tải) + ∆PN : Là tổn thất công suất tác dụng thí nghiệm ngắn mạch + Sđm : Công suất định mức mba + S : Là công suất phụ tải chế độ min, Smin Đối với MBA TPDH - 32000/110, ta có: Sđm = 32 MVA; ∆P0 = 35 kW; ∆PN = 145 kW, đó: S gh = 32 Phụ tải SđmMBA 32 32 32 32 32 32 × 35 = 22,234 145 MVA Smax Số ∆PN UN% (MVA) MBA (MW) 45 0.145 10.5 36 0.145 10.5 42 0.145 10.5 40 0.145 10.5 39 0.145 10.5 32 0.145 10.5 n.∆P0 (MW) 0.07 0.07 0.07 0.07 0.07 0.035 n.∆Q0 (MVAr) 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.24 ∆PCu (MW) 0.034 0.020 0.028 0.048 0.041 0.057 ∆QCu (MVAr) 0.794 0.474 0.656 1.109 0.945 1.313 Riêng phụ tải dùng máy biến áp nên không xét đến Ta có bảng phương án vận hành kinh tế TBA có MBA vận hành song song sau: Smin Sgh (MVA) (MVA) 22 22.234 Cắt 17 22.234 Cắt 20 22.234 Cắt 26 22.234 Không cắt 24 22.234 Không cắt 20 Phụ tải Số MBA Cắt(Không cắt) S = 18,7 + j11,66 (MVA) Z1 = 8,1+j12,69 (Ω) B/2 = 161,40.10-6 (S) Công suất đầu trạm biến áp (sau ZB) S B'' = S = 18,7 + j11,66 MVA Tổn thất công suất sau ZB là: ∆S B1 = ∆S Fe + ∆S Cu  ∆P ∆S B1 = (n∆P0 + jn∆Q0 ) +  N  n  S  B  S đmB  U %.S B2   + N  n.100.S đmB     0,145 22 10,5.22    = 0,104 + j1,274 ( , 07 + j , 48 ) + + j =  32 2.100.32   MVA Công suất đầu vào trạm biến áp: S B' = S B" + ∆S B1 = (18,7 + j11,66) + (0,104 + j1,274) = 18,804 + j12,934 Công suất phản kháng dung dẫn cuối đường dây sinh : MVA jQC'' = jU đm B1 = j110 2.161,4.10 −6 = j1,953 MVAr Công suất sau tổng trở Z1 : S 1" = S ' B1 − jQ1"C = (18,804 + j12,934) − j1,953 = 18,804 + j10,981 MVA Tổn thất công suất đường dây: ∆S = S1" 2 U đm Z = 18,804 + 10,9812 (8,1 + j12,69) = 0,317 + j0,497 110 MVA Công suất trước Z1 : S 1' = S 1" + ∆S = (18,804 + j10,981) + (0,317 + j 0,497) = 19,122+j11,478 MVA Công suất phản kháng dung dẫn đầu đường dấy sinh : jQC' = jU 12 B1 = j1212.161,40.10 −6 = j 2,363 MVAr Công suất đầu đường dây : S = S 1' − jQC' = 19,122 + j11,478 − j 2,363 = 19,122 + j9,115 MVA Tổn thất điện áp đường dây ∆U N P1' R1 + Q1' X 19,122.8,1 + 11,478.12,69 = = = 2,484 UN 121 kV Tính toán tương tự đoạn N-2 đến N-5 ta có bảng sau: CSPK Tổn thất CS đầu đường đường dây dây jQC’ ∆Si=∆Pi+j∆Qi Si”=Pi”+jQi” CSPK cuối đường dây jQC” 0.317+j0.497 18.804+j10.981 1.953 18.804+j12.934 0.104+j1.274 2.507 0.241+j0.314 14.54+j7.892 2.072 14.54+j9.964 0.09+j0.954 17.454+j10.021 2.634 0.355+j0.462 17.098+j9.560 2.177 17.098+j17.736 0.098+j1.136 22.666+j12.55 22.666+j14.413 1.862 0.448+j0.583 22.218+j13.83 1.539 22.218+j15.369 0.118+j1.589 N-5 20.912+11.058 20.912+j13.034 1.975 0.401+j0.521 20.511+j12.513 1.632 20.511+j14.145 0.111+j1.425 N-6 17.529+j20.573 17.529+j19.910 1.567 0.437+j1.052 17.092+j10.858 1.295 17.092+j12.153 0.092+j1.553 CS đầu nguồn CS đầu đường dây SN i= PNi+jQNi Si’=P’i+jQi’ N-1 19.122+j9.115 19.112+j11.478 j2.363 N-2 14.782+j5.698 14.782+j8.206 N-3 17.454+7.388 N-4 Đường dây CS cuối đường dây CS MBA Tổn thất CS MBA Sbi = Pbi+jQbi ∆Sbi=∆Pbi+j∆Qbi CHƯƠNG 6: TÍNH TOÁN ĐIỆN ÁP TẠI CÁC NÚT CỦA MẠNG ĐIỆN LỰA CHỌN PHƯƠNG THỨC ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP I TÍNH TOÁN ĐIỆN ÁP TẠI CÁC NÚT CỦA MẠNG ĐIỆN 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: ∆U i = Pi R Di + Qi X 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: Zdd Si’ jQC’ Si’’ Sbi’ j∆QC" Sbi ZBA Pi+ jQi MVA ∆S0 Tổn thất điện áp nhánh N- 1: ∆U N = P '1 R D1 + Q '1 X D1 39,986.8,1 + 27,944.12.69 = = 5,601 UN 121 Điện áp góp cao áp TBA1 : U1 = UN - ∆UN1 = 121 – 5,601 = 115,399 (kV) Công suất truyền vào cuộn dây MBA : S B1 = 38,393 + j 27,172 MVA kV Tổn thất điện áp máy biến áp : ∆U B1 = P ' B1 R B1 + QB' X B1 38,393.0,935 + 27,172.21,75 = = 5,432 kV U1 115,399 Điện áp phía hạ áp TBA quy đổi phía cao áp : UH1 = U1 - ∆UB1 = 115,399 – 5,432 = 109,966 kV Tính toán tương tự cho nhánh N-2 đến N-6 : Phụ tải RB (Ω) XB (Ω) Ui Pbi (MW) Qbi (MVAr) ∆UBi (kV) UHi (kV) N-1 0.935 21.75 115.399 38.393 27.172 5.432 109.966 N-2 0.935 21.75 115.764 30.692 21.206 4.232 111.532 N-3 0.935 21.75 114.431 35.825 25.154 5.074 109.357 N-4 0.935 21.75 116.631 34.113 23.825 4.716 111.914 N-5 0.935 21.75 116.493 33.258 23.165 4.592 111.901 N-6 1,87 43.5 112.274 27.345 20.320 8.328 103.945 ZBA Pi+ jQi MVA Chế độ phụ tải cực tiểu: Sơ đồ thay Zdd Si’ jQC’ Si’’ Sbi’ j∆QC" Sbi ∆S0 Chế độ phụ tải cực tiểu điện áp cao áp hệ thống điện : UN = 105% Uđm = 105% 110 = 115,5 kV Tổn thất điện áp nhánh N- 1: ∆U N P '1 R D1 + Q '1 X D1 19,122.8,1 + 9,115.12,69 = = = 2,484 UN 121 Điện áp góp cao áp TBA1 : U1 = UN - ∆UN1 = 115,5 – 2,484 = 113,016 (kV) Công suất truyền vào cuộn dây MBA : S B1 = 38,393 + j 27,172 MVA Tổn thất điện áp máy biến áp : (kV) ∆U B1 P ' B1 R B1 + QB' X B1 18,734.0,935 + 12,454.21,75 = = = 2,552 kV U1 113,016 Điện áp phía hạ áp TBA quy đổi phía cao áp : UH1 = U1 - ∆UB1 = 113,016 – 2,552 = 110,464 kV Tính toán tương tự cho nhánh lại: Phụ tải RB (Ω) XB (Ω) Ui Pbi (MW) Qbi (MVAr) ∆UBi (kV) UHi (kV) N-1 0.935 21.75 113.016 18.734 12.454 2.552 110.464 N-2 0.935 21.75 113.257 14.470 9.484 1.941 111.317 N-3 N-4 N-5 N-6 0.935 0.935 0.935 1.87 21.75 21.75 21.75 43.5 112.679 112.790 112.872 110.576 17.028 22.148 20.441 17.057 11.256 14.889 13.665 11.913 2.314 3.055 2.803 4.975 110.364 109.735 110.069 105.601 II Lựa chọn phương thức 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% Trong đồ án này, hộ phụ tải có yêu cầu điều chỉnh khác thường ta phải dùng máy biến áp điều áp tải để điều chỉnh Vì máy biến áp có Unm%= 10,5%> 7,5%, ta có: + Ucđm= 115 (kV) + Uhđm= 1,1.Uđm= 1,1.22= 24,2 (kV) + Phạm vi điều chỉnh may biến áp điều áp tải là: ±9.1,78% 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 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) Uqmax (kV) 109.966 110.464 111.532 111.317 109.357 110.364 111.914 109.735 111.901 110.069 103.945 105.601 Máy biến áp có điều áp tải có đầu phân áp tiêu chuẩn sau: Thự tự đầu điều chỉnh +9 +8 +7 +6 +5 +4 +3 +2 +1 -1 -2 Điện áp bổ sung (%) + 16.2 + 14.24 + 12.46 + 10.68 + 8.9 + 7.12 + 5.34 + 3.56 + 1.78 - 1.78 - 3.56 Điện áp bổ sung (kV) + 18.45 + 16.60 + 14.35 + 12.30 + 10.25 + 8.2 + 6.15 + 4.1 + 2.05 - 2.05 - 4.1 Điện áp đầu điều chỉnh (kV) 133.45 131.40 129.35 127.3 125.25 123.2 121.15 119.1 117.05 115 112.95 110.9 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 - 5.34 - 7.12 - 8.9 - 10.68 - 12.46 - 14.24 - 16.2 - 6.15 - 8.2 - 10.25 - 12.30 - 14.35 - 16.60 - 18.45 108.85 106.8 104.75 102.7 100.75 98.6 96.55 Chọn đầu phân áp cho TBA Phụ tải yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường nên ta chọn máy biến áp có điều chỉnh điện áp tải a/ Chế độ phụ tải cực đại: Điện áp tính toán đầu điều chỉnh máy biến áp xác định theo công thức: U dc max = U q max × U KT U yc max = 109.966 × 24.2 = 115,2 kV 23.1 Dựa vào bảng ta chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 0, điện áp đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmax = 115 kV Điện áp thực góp hạ áp bằng: U t max = U q max × U KT U tc max 109.966 × 24.2 = 23.14 115 = kV Độ lệch góp hạ áp bằng: ∆U max % = U t max − U dm 23.14 − 22 × 100 = × 100 = 5.18% ≈ 5% U dm 22 Như đầu điều chỉnh tiêu chuẩn chọn phù hợp b/ Chế độ phụ tải cực tiểu: Điện áp tính toán đầu điều chỉnh máy biến áp xác định theo công thức: U dc = U q × U KT U yc = 110.464 × 24.2 = 121.51 kV 22 Dựa vào bảng ta chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = +4, điện áp đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmax = 121,15 kV Điện áp thực góp hạ áp bằng: U t = U q × U KT U tc max = 110.464 × 11 = 22.065 121.15 Độ lệch góp hạ áp bằng: kV ∆U % = U t − U dm 22.065 − 22 × 100 = × 100 = 0.297% ≈ 0% U dm 22 Như đầu điều chỉnh tiêu chuẩn chọn phù hợp Chọn đầu phân áp cho TBA lại Chọn đầu điều chỉnh trạm biến áp ta tiến hành tương tự trạm trạm biến áp Các kết tính toán điều chỉnh điện áp mạng điện cho bảng sau: Trạm biến áp Uycmax Utcmax Uycmin Utcmin Utmax Utmin ∆Umax% ∆Umin% (kV) (kV) (kV) (kV) (kV) (kV) 115.202 115 121.510 121.15 23.141 22.065 5.185 0.297 116.843 117.05 122.449 123.19 23.059 21.868 4.814 -0.602 114.564 115 121.400 121.15 23.013 22.045 4.602 0.207 117.243 117.05 120.709 121.15 23.138 21.920 5.173 -0.364 117.230 117.05 121.076 121.15 23.135 21.987 5.161 -0.061 108.895 108.86 116.161 117.05 23.107 21.833 5.034 -0.759 CHƯƠNG VII BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG LƯỚI ĐIỆN Dựa vào hàm chi phí tính toán để tối ưu hoá dung lượng thiết bị bù bao gồm: + Vốn đầu tư cho thiết bị bù + Tổn thất điện thiết bị bù gây + Tổn thất lưới điện sau đặt thiết bị bù Z = Z1 + Z2 + Z3 Z1 = K0.QbΣ Trong đó: Z1: Vốn đầu tư chi phí lắp thiết bị bù K0: Vốn đầu tư cho đơn vị bù (đ/kAVr, đ/MAVr) K0 = 150.106 (đ/MAVr) QbΣ: Tổng dung lượng bù CSPK (kVAr, MVAr) Z2 = ∆P0.QbΣ C0 Trong đó: Z2: Chi phí tổn thất điện thiết bị bù gây ∆P0: Tổn thất công suất tác dụng đơn vị dung lượng (kW, kVA) ∆P0 = 0,005(kW/kVAr) C0: Giá đơn vị tổn thất CSTD (đ/kW) C0 = 15.109 (đ/MW) Z3 = ∆A C0 = ∆Pmax.τ.C Trong đó: Z3: Tổn thất điện lưới điện sau lắp đặt thiết bị bù τ = (0,124 + Tmax 10 −4 ) 8760 ∆Pmax = ( Q − Qb ) R U đm Nên Z = ( Q − Qb ) R U đm C Với R = Rd + Rb Để hàm chi phí nhỏ đạo hàm hàm chi phí theo công suất bù 0: ∂Z =0 ∂Qb 2.R.C ∂Z ↔ = ( K + ∆P0 C ) − (Q − Qb ∑ ) = ∂Qb U đm ↔ Qb ∑ U đm =Q− ( K + ∆P0 C ) 2.R.C + Sau tính đựoc giá trị Qbi phải thoả mãn yêu cầu Qbi≥ + Nếu hộ phụ tải mà ta tính Q bi< ta chọn Qbi= 0, tức hộ phụ tải ta tiến hành bù công suất phản kháng Vậy sau tối ưu công suất thiết bị bù, hệ số công suất là: tgϕ = Qi − Qb Pi Xét đoạn đường dây N-1: N 2×TPDH-32000/110 2AC-120 S1 Sb1 Ta có: U đm ( K + ∆P0 C ) Qb1 = Q1 − 2.R.C 110 Qb1 = 23,85 − (150.10 + 0,005.15.10 ) 2.(8,1 + 0,935).15.10 Qb1 = 13,81 MVAr Tương tự cho đường dây khác: Phụ tải Pmax (MW) 38.25 30.6 35.7 34 33.15 27.2 Qmax (trước bù) (MVAr) 23.85 19.08 22.26 21.2 20.67 16.96 Qbù (MVAr) 13.806 11.253 14.782 10.952 10.949 11.865 Qmax (sau bù) (MVAr) 10.04 7.83 7.48 10.25 9.72 5.10 Cos ϕ 0.967 0.969 0.979 0.957 0.960 0.983 Chương VIII TÍNH CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ - KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN I Vốn đầu tư xây dựng mạng điện Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện xác định theo công thức: K = Kđ + Kt Trong đó: + Kđ : Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây + Kt : Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp chương IV tính tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây có giá trị : Kđ = 169.3501×109 đồng Vốn đầu tư cho trạm hạ áp xác định theo bảng sau Công suất định mức, MVA Giá thành, 106 đ/trạm 25 32 40 80 19000 22000 28000 43000 Vốn đầu tư cho trạm hạ áp bằng: Kt = 5×1.8×22000×106 + 1×2×22000×106 = 242×109 đồng Khi tổng vốn đầu tư để xây dựng mạng điện là: K = Kđ + Kt = 169.3501×109 + 242×109 = 411.3501×109 đồng II 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 Theo kết chương V, ta có tổn thất công suất tác dụng đường dây là: ∆Pd = 7.714 MW Và tổn thất công suất tác dụng cuộn dây máy biến áp có giá trị: ∆Pb = 1.111 MW Tổng tổn thất lõi thép máy biến áp là: ∆P0 = ΣP0i = 5×0.07 + 1×0.035 = 0.385 MW Như tổng tổn thất công suất tác dụng mạng điện bằng: ∆P = ∆Pd + ∆Pb + ∆P0 = 7.714 + 1.111 + 0.385 = 9.21 MW Tổng tổn thất mạng điện tính theo phần trăm: ∆P% = ∆P 9.21 × 100 = × 100 = 4.63 % 198.9 ∑ Pmax III.Tổn thất điện mạng điện Tổn thất điệ 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 = 3196 h + t : Thời gian máy biến áp làm việc năm, t = 8760 h Do tổng tổn thất điện mạng điện bằng: ∆A = (7.714 + 1.111)×3195.79 + 0.385×8760 = 31575.45 MW.h Tổng điện mà hộ tiêu thụ nhận năm bằng: A = ΣPmax×Tmax = 198.9×4800 = 954.72×103 MW.h Tổn thất điện mạng điện tính theo phần trăm: ∆A% = ∆A 31575.45 × 100 = × 100 = 3.31 % A 954.72 × 10 IV Tính chí phí giá thành Chi phí vận hành hàng năm Các chi phí vận hành hàng năm mạng điện xác định theo công thức: Y = avhd×Kđ + avht×Kt + ∆A×c Trong đó: - avhd : hệ số vận hành đường dây (avhd = 0.04) - avht : hệ số vận hành thiết bị trạm biến áp (a vht = 0.1) - c : giá thành 1kW.h điện tổn thất (c = 500 đồng/kWh) Như vậy: Y = 0.04×169.3501×109 + 0.1×242×109 + 31575.45×103×500 = 46.76×109 đồng 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 (a tc = 0.125) Do chi phí tính toán bằng: Z = 0.125×411.3501×109 + 46.76×109 = 98.18×109 đồng Giá thành truyền tải điện Giá thành truyền tải điện xác định theo công thức: β= Y 46.76 × 10 = = 48.98 đồng/kW.h A 954.72 × 10 Giá thành xây dựng MW công suất phụ tải chế dộ cực đại Giá thành xây dựng MW công suất phụ tải chế dộ cực đại xác định theo biểu thức: K0 = K 411.3501 × 10 = = 2.068 × 10 đồng/MW P 198.9 ∑ max Kết tiêu kinh tế – kỹ thuật hệ thống điện thiết kế tổng hợp bảng sau: STT 10 11 12 13 14 15 16 17 Các tiêu Tổng công suất phụ tải cực đại Tổng chiều dài đường dây Tổng công suất MBA Tổng vốn đầu tư cho mạng điện Tổng vốn đầu tư cho đường dây Tổng vốn đầu tư cho TBA Tổng điện phụ tải tiêu thụ ∆Umax bt (lúc phụ tải bình thường) ∆Umax sc (lúc phụ tải max) Tổn thất công suất ∆P Tổn thất công suất ∆P Tổn thất điện ∆A Tổn thất điện ∆A Chi phí vận hành hàng năm Y Chi phí tính toán hàng năm Z Giá thành truyền tải điện β Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải cực đại Đơn vị MW km MVA 109 đồng 109 đồng 109 đồng MWh % % MW % MWh % 10 đồng 109 đồng đồng/kW.h Giá trị 198.9 658.71 352 411.3501 169.3501 242 954720 7.25 11.97 9.21 4.63 31575.45 3.31 46.76 98.18 48.98 109 đồng/MW 2.068