CHƯƠNG I: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG BÙ SƠ BỘ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Công suất và tính chất của 6 hộ tiêu thụ điện cho ở bảng sau: Các số liệu của phụ tải Các hộ tiêu thụ 1 2 3 4 5 6 Phụ tải cực đại(MW) 29 20 25 22 24 28 Hệ số công suất (cosφ) 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 Mức bảo đảm cung cấp điện I III I III I I Yêu cầu điều chỉnh điện áp KT T KT T KT KT Điện áp định mức mạng thứ cấp 22,0 KV I. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT SƠ BỘ Cân bằng công suất trong hệ thống điện nhằm xét khả năng cung cấp của các nguồn cho phụ tải thông qua mạng điện. Trên cơ sở đó định ra phương thức vận hành cho các nguồn trong hệ thống ở trạng thái vận hành cực đại, cực tiểu và sự cố, dựa trên sự cân bằng từng khu vực. Ở đây ta cân bằng cả công suất tác dụng và công suất phản kháng. 1. Cân bằng công suất tác dụng: Sự cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu thức sau: ∑PF = m.∑Ppt + ∆Pmd + Ptd + Pdt (1) Trong đó: ∑PF : Tổng công suất tác dụng phát ra do các nhà máy điện trong hệ thống m: Hệ số đồng thời của phụ tải. Lấy m = 1 ∑Ppt: Tổng phụ tải tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ ∑Ppt = P1 + P2 + P3 + P4 + P5 + P6 =29 + 20 + 25 + 22 + 24 +28 = 148 MW ∆Pmd¬: Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp ∆Pmd = (8 ÷ 10)%. m.∑Ppt Chọn ∆Pmd = 10%. m.∑Ppt = 10%.148 = 14,8 MW Pdt: Công suất dự trữ của hệ thống. ∆Pdt = (8 ÷ 10)%. m.∑Ppt Chọn ∆Pdt = 10%. m.∑Ppt = 10%.148 = 14,8 MW Ptd: Công suất tự dùng của các nhà máy điện ( không xét ) Vậy ta có: ∑PF = 148 + 14.8 + 14.8 = 177,6 MW 2. Cân bằng công suất phản kháng: Cân bằng công suất phản kháng trong hệ thống điện được xác định bằng công thức: ∑QF + ∑Qb = m∑Qpt + ∆QB + ∆QĐZ ∆QC + Qtd + Qdt (2) Trong đó:
ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO CHƯƠNG I: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG BÙ SƠ BỘ CƠNG SUẤT PHẢN KHÁNG Cơng suất tính chất hộ tiêu thụ điện cho bảng sau: Các số liệu phụ tải Phụ tải cực đại(MW) Hệ số công suất (cosφ) Mức bảo đảm cung cấp điện Yêu cầu điều chỉnh điện áp Điện áp định mức mạng thứ cấp 29 0,7 I KT 20 0,8 III T Các hộ tiêu thụ 25 22 0,8 0,8 I III KT T 22,0 KV 24 0,8 I KT 28 0,8 I KT I CÂN BẰNG CƠNG SUẤT SƠ BỘ Cân cơng suất hệ thống điện nhằm xét khả cung cấp nguồn cho phụ tải thông qua mạng điện Trên sở định phương thức vận hành cho nguồn hệ thống trạng thái vận hành cực đại, cực tiểu cố, dựa cân khu vực Ở ta cân công suất tác dụng công suất phản kháng Cân công suất tác dụng: Sự cân công suất tác dụng hệ thống biểu diễn biểu thức sau: ∑PF = m.∑Ppt + ∆Pmd + Ptd + Pdt (1) Trong đó: - ∑PF : Tổng công suất tác dụng phát nhà máy điện hệ thống - m: Hệ số đồng thời phụ tải Lấy m = - ∑Ppt: Tổng phụ tải tác dụng cực đại hộ tiêu thụ ∑Ppt = P1 + P2 + P3 + P4 + P5 + P6 =29 + 20 + 25 + 22 + 24 +28 = 148 [MW] SVTH: ∆Pmd: Tổng tổn thất công suất tác dụng đường dây máy biến áp Trang- - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO ∆Pmd = (8 ÷ 10)% m.∑Ppt Chọn ∆Pmd = 10% m.∑Ppt = 10%.148 = 14,8 [MW] - Pdt: Công suất dự trữ hệ thống ∆Pdt = (8 ÷ 10)% m.∑Ppt Chọn ∆Pdt = 10% m.∑Ppt = 10%.148 = 14,8 [MW] - Ptd: Công suất tự dùng nhà máy điện ( không xét ) Vậy ta có: ∑PF = 148 + 14.8 + 14.8 = 177,6 [MW] Cân công suất phản kháng: Cân công suất phản kháng hệ thống điện xác định công thức: ∑QF + ∑Qb = m∑Qpt + ∆QB + ∆QĐZ - ∆QC + Qtd + Qdt (2) Trong đó: - ∑QF: Tổng cơng suất phản kháng nhà máy phát ra: ∑QF = ∑PF.tgφF Với tgφF suy từ hệ số công suất phát máy phát điện Với: Cosφ = 0,8 ⇒ tgφ = 0,75 Cosφ = 0,7 ⇒ tgφ = 1,02 Vậy ∑QF = 177,6 0,75 = 133,2[MVAR] - ∑Qpt :Phụ tải phản kháng cực đại mạng ∑(P ∑Qpt = i =1 pti tgϕ i ) Theo ta có: Tham số P(MW) SVTH: Hộ 29 Hộ 20 Hộ 25 Hộ 22 Hộ 24 Hộ 28 Trang- - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN Cosφ Tgφ Q(MVAR) 0,7 1,02 29,58 GVHD: TRẦN NGỌC DO 0,8 0,75 15 0,8 0,75 18,75 0,8 0,75 16,5 0,8 0,75 18 0,8 0,75 21 Vậy: ∑Qpt = 29,58 + 15 + 18,75 + 16,5 + 18 + 21 = 118.83 [MVAR] - ∆QB : Tổng tổn thất công suất phản kháng máy biến áp hệ thống: ∆QB = n ∆ QB* ; với ∆ QB* tổn thất công suất phản kháng cấp máy biến áp ∆ QB* = (15 ÷ 20)% ∑Qpt Trong thiết kế ta chọn: n = 1, ∆ QB* = 20% Vậy : ∆QB = 20% ∑Qpt = 20% 118,83 = 23,766 [MVAR] - ∆QĐZ : Tổn thất công suất phản kháng đường dây mạng điện - ∆QC : Công suất phản kháng dung dẫn đường dây sinh Ta lấy - ∆QĐZ = ∆QC Qtd : Công suất phản kháng tự dùng nhà máy điện hệ thống Do tính từ cao áp nên Qtd = - Qdt : Công suất phản kháng dự trữ nhà máy điện Qdt = ( ÷ 10)% ∑Qpt Qdt = 10% ∑Qpt = 10% 118,83 = 11,883 [MVAR] - ∑Qb: Tổng công suất phản kháng cần bù sơ Theo (2) ta có: ∑Qb = m∑Qpt + ∆QB + ∆QĐZ - ∆QC + Qtd + Qdt – ∑QF = ∑Qtt – ∑QF Thay số vào ta được: ∑Qb = 118,83 + 23,766 +11,883 – 133,2 = 21,279 [MVAR] ( với m = hệ số đồng thời ) Vì ∑Qb = 21,279 [MVAR] nên ∑Qtt > ∑QF Như để cân công suất phản kháng ta tiến hành bù sơ lượng công suất phản kháng cho hệ thống 21,279 [MVAR] Trong bù ta thực theo nguyên tắc sau: bù ưu tiên cho phụ tải xa, cosφ thấp bù đến cosφ’ = 0,9 ÷ 0,95 Và cơng suất bù sơ cho phụ tải thứ i tính theo biểu thức: Qbi = Qi – Qi’ = Pi( tgφi – tgφi’ ) cho: ∑Qbi = Qbù∑ Trên sở ta bù cho hộ sau: SVTH: Trang- - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO + Ta bù cho hộ ( có cosφ1 = 0,75 thấp xa ) Giả sử sau bù, hệ số công suất hộ cosφ1’ = 0,9 ⇒ tgφ1’ = 0,48 Vậy : Qb1 = Q1 – P1.tgφ1’ = 29,58 – 29,58 0,48 = 15,382 [MVAR] Dung lượng cần bù lại: 21,279 - 15,382 = 5,897 [MVAR] + Ta thấy với dung lượng cần bù lại bù cho hộ tgϕ 2/ = Q2 − Qb 15 − 5,897 = = 0,456 P2 20 ⇒ Cosϕ2’ = 0,91 ⇒ Hộ bù thêm cơng suất la: Cosϕ2’ = 0,91 Ta có bảng số liệu phụ tải trước sau bù sơ bộ: Qb Q’max (MVAR) (MVAR) 0,7 15,382 14,198 0,9 32,289 15 0,8 5,897 9,103 0,91 21,974 25 18,75 0,8 18,75 0,8 31,25 22 16,5 0,8 16,5 0,8 27,50 24 18 0,8 18 0,8 30,00 28 21 0,8 21 0,8 35,00 Phụ Pmax Qmax tải (MW) (MVAR) 29 29,58 20 Với S’max = SVTH: Cosφ Cosφ’ S’max (MVA) Pi + Q'i2 Trang- - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO CHƯƠNG II: DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT Khi thiết kế hệ thống điện, vấn đề đặt phải lựa chọn phương án kết lưới tối ưu, dựa sở so sánh kinh tế- kỹ thuật phương án Việc so sánh phương án kỹ thuật chủ yếu dựa mặt sau: + Đảm bảo an toàn cung cấp điện theo yêu cầu hộ tiêu thụ điện + Đảm bảo tổn thất điện áp lúc làm việc bình thường lúc cố nằm giới hạn cho phép + Đảm bảo phát nóng cho phép dây dẫn, đảm bảo độ bền học dây dẫn Khi dự kiến phương án nối dây mạng điện ta dựa vào tính chất quan trọng hộ tiêu thụ điện ( loại I, III ): + Hộ loại I: Yêu cầu cung cấp điện liên tục ta sử dụng đường dây kép mạng kín để cung cấp điện + Hộ loại III: Yêu cầu cung cấp điện thấp ta dùng đường dây đơn để cung cấp điện Ngoài phải dựa vào khoảng cách nguồn – phụ tải; phụ tải – phụ tải phương thức vận hành công suất máy 2.1.DỰ KIẾN PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY: Theo bảng vị trí nhà máy điện hộ tiêu thụ ta có bảng tính khoảng cách đường dây từ nhà máy đến hộ tiêu thụ với Tỷ lệ xích là: cm→ 15 Km Km NMĐ Hộ Hộ Hộ Hộ Hộ NMĐ A Hộ 40,5 Hộ 78 43,5 Hộ 49,5 49,5 51 Hộ 36 67,5 88,5 42 Hộ 70,5 109,5 136,5 88,5 48 Hộ 54 96 130,5 91,5 52,5 34,5 Từ ta có phương án vạch sơ đồ nối dây là: SVTH: Trang- - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN - GVHD: TRẦN NGỌC DO Phương án 1: A 54 Km 40,5 Km S= 29 + j14,198 MVA 78 Km S=28 + j21 MVA 70,5 Km 36 Km 49,5 Km S= 20 + j9,103 MVA S= 24 + j18MVA S= 22 + j16,5 MVA S= 25 + j18,75MVA - Phương án 2: A 54 Km 40,5 Km S= 29 + j14,198 MVA 43,5 Km S=28 + j21 MVA 36 Km 70,5 Km 49,5 Km S= 20 + j9,103 MVA S= 24 + j18MVA S= 22 + j16,5 MVA S= 25 + j18,75MVA - Phương án 3: SVTH: Trang- - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO A 54 Km 40,5 Km S= 29 + j14,198 MVA S=28 + j21 MVA 43,5 Km 36 Km 34,5 Km 49,5 Km S= 20 + j9,103 MVA S= 22 + j16,5 MVA S= 24 + j18MVA - S= 25 + j18,75MVA Phương án 4: A 54 Km 40,5 Km S= 29 + j14,198 MVA S=28 + j21 MVA 43,5 Km 36Km 70,5 Km 34,5Km 49,5 Km S= 20 + j9,103 MVA S= 24 + j18MVA S= 22 + j16,5 MVA S= 25 + j18,75MVA 2.2 SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT: Yêu cầu phải đảm bảo mặt sau: SVTH: Trang- - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO - Đảm bảo an toàn cung cấp điện theo yêu cầu đề hộ tiêu thụ - Tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường cố - Phát nóng dây dẫn lúc bình thường cố A Nội dung so sánh phương án mặt kỹ thuật: a/ Chọn cấp điện áp tải điện mạng điện: Việc chọn cấp điện áp tải điện quan trọng mạng điện Vì ảnh hưởng nhiều đến tiêu kinh tế - kỹ thuật mạng điện Trong thực tế tính tốn để xác định trị số điện áp mạng điện người ta thường sử dụng theo công thức gần Still: U = 4,34 L + 16 P [KV] (2-1) L: Chiều dài truyền tải [Km] P: Công suất truyền tải [MW] Vì mạng điện khu vực nên lấy Uđm = 110 [KV] b/ Chọn tiết diện dây dẫn: Mạng điện thiết kế mạng điện khu vực, tiết diện dây dẫn chọn theo Jkt Ta chọn loại dây AC Với Tmax = 4900 h dây thường làm nhôm hay nhôm lõi thép nên tra bảng ta Jkt = 1,1 (A/mm2) Chọn tiết diện dây dẫn sau: Dùng công thức sau: I S max max Ftt = J = n U kt đm J kt - (2-2) Đối với đường dây đơn: n = F= I max S max = J kt 3.U dm J kt (2-3) - Đối với đường dây kép: F= I max S max = 2.J kt 3.U dm J kt (2-4) Ngoài với mạng điện 110 [KV] phải chọn tiết diện dây dẫn từ AC_70 trở lên để giảm tổn thất vầng quang c/ Kiểm tra phát nóng dây dẫn lúc cố: SVTH: Trang- - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO Kiểm tra theo điều kiện: Iscmax < Ícp= K.Icp Trong đó: Iscmax : Dòng làm việc có cố phụ tải lớn Iscmax = Icp S max 10 3.U dm : Dòng điện cho phép lâu dài dây dẫn, phụ thuộc vào loại tiết diện dây dẫn K : Hệ số hiệu chỉnh phụ thuộc vào nhiệt độ làm việc Ta chọn tlv = 350C K = 0,82 d/ Tổn thất điện áp lúc làm việc bình thường cố: Sử dụng công thức sau: m ∆U = m ∑ P R +∑ Q X i i i U i 100% ( với m nhánh ) ( 2-5 ) đm Trong đó: P,Q,U : Công suất tác dụng, công suất phản kháng, điện áp đường dây R,X : Điện trở, điện kháng đường dây - Lúc làm việc bình thường : ∆Ubtmax ≤ ∆Ubtcp = ( 10 ÷ 15%)Uđm - Lúc cố: ∆Uscmax ≤ ∆Usccp = ( 15 ÷ 20%)Uđm B Tính tốn kỹ thuật cho phương án: SVTH: Trang- - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO Phương án 1: A 54 Km 40,5 Km S= 29 + j14,198 MVA 78 Km S=28 + j21 MVA 70,5 Km 36 Km 49,5 Km S= 20 + j9,103 MVA S= 22 + j16,5 MVA S= 24 + j18MVA S= 25 + j18,75MVA a Chọn cấp điện áp tải điện: Áp dụng công thức (2-1) ta có: U = 4,34 L + 16 P [KV] Tính tương tự cho nhánh nhánh khác ta có bảng sau: Nhánh A-1 A-2 A-3 A-4 A-5 A-6 L [Km] 40,5 78 49,5 36 70,5 54 P [MW] 29 20 25 22 24 28 U [KV] 97.481 86.583 92.014 85.488 143.22 97.239 Chọn điện áp vận hành cho phương án 110 [KV] b Chọn tiết diện dây dẫn: + Nhánh A-1: Đường dây kép Fk.t = 29 + 14,198 2 3.110 1,1 10 = 71,03(mm ) Ta chọn dây AC-70 SVTH: Trang- 10 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO U kt Upa1 = U’B2.1 U = 112,96 yc1 24,2 = 121,49 [KV] 22,55 Chọn đầu phân áp +2: Upatc1 = 120,75 [KV] U kt Upa2 = U’B2.2 U = 117,29 yc 24,2 = 120,02 [KV] 23,65 Chọn đầu phân áp +1: Upatc2 = 117,875 [KV] Upa3 = U’B2.3 U kt 24,2 = 112,96 = 127,44 [KV] 21,45 21,45 Chọn đầu phân áp +2 : Upatc3 = 120,75 [KV] Kiểm tra độ lệch điện áp chế độ phụ tải: U kt UH2.1 = U’B2.1 U = 117,29 24,2 = 24, 08 [KV] 117 ,875 = 112,96 24,2 = 22, 64 [KV] 120,75 patc U kt UH2.3 = U’B2.3 U 24,2 = 22, 64 [KV] 120,75 patc1 U kt UH2.2 = U’B2.2 U = 112,96 patc Độ lệch điện áp (%): δH2.1 = U H 2.1 − U đm 22,64 − 22 = 100 = 2,91 % > 2,5% U đm 22 δH2.2 = U H 2.2 − U đm 24,08 − 22 = 100 = 9,45 % > 7,5% U đm 22 δH2.3 = U H 2.3 − U đm 22,64 − 22 = 100 = 2, 91 % > - 2,5% U đm 22 Vậy đầu phân áp chọn đạt yêu cầu.( Sử dụng máy biến áp thường ) II Nhánh A-1: - Tổn thất công suất đường dây A-1 ứng với chế độ phụ tải: SVTH: ∆U dA1.1 = PA' 1.1 R A1.1 + Q A' 1.1 X A1.1 51,643.5,4675 + 39,608.8,5675 = = 5,14 [ KV ] 121 121 ∆U dA1.2 = PA' 1.2 R A1.2 + Q A' 1.2 X A1.2 25,349.5,4675 + 21,73.8,5675 = = 2,81 [ KV ] 115,5 115,5 Trang- 76 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN ∆U dA1.3 = GVHD: TRẦN NGỌC DO PA' 1.3 R A1.3 + Q A' 1.3 X A1.3 53,47.10,94 + 43,79.17,13 = = 11,03 [ KV ] 121 121 - Điện áp góp cao áp trạm biến áp B1 ba chế độ: UB1.1 = U1.1 - ∆UdA1.1 = 121 – 5,14 = 115,86 [KV] UB1.2 = U1.2 - ∆UdA1.2 = 115,5 – 2,81 = 112,69 [KV] UB1.3 = U1.3 - ∆UdA1.3 = 121 – 11,03 = 109,97 [KV] - Tổn thất điện áp MBA B1 ba chế độ: ∆U B1.1 = ∆U B1.2 PB' 1.1 RB1.1 + QB' 1.1 X B1.1 51,643.0,72 + 39,608.17,4 = = 6,27 [ KV ] 115,86 115,86 PB' 1.2 RB1.2 + QB' 1.2 X B1.2 25,349.1,44 + 21,73.34,8 = = = 7,03[ KV ] 112,69 112,69 ∆U B1.3 = PB' 1.3 RB1.3 + QB' 1.3 X B1.3 53,47.0,72 + 43,79.17,4 = = 7,28 [ KV ] 109,97 109,97 - Điện áp hạ áp quy đổi cao áp ứng với ba chế độ: U’B1.1 = UB1.1 - ∆UB1.1 = 115, 86 – 6,27 = 109,59 [KV] U’B1.2 = UB1.2 - ∆UB1.2 = 112,69 – 7,03 = 105,65 [KV] U’B1.3 = UB1.3 - ∆UB1.3 = 109, 97 – 7,28 = 102,69 [KV] Máy biến áp có UN = 10,5% > 7,5% nến: Ukt = 1,1.Uđm = 1,1.22 = 24,2 [ KV] Yêu cầu cao( yêu cầu khác thường ): Uyc1 =Uđm + 5% Uđm = (1 + 0,005) 22 = 23,1 [KV] Uyc2 =Uđm + 0% Uđm = 22 [KV] Uyc3 = 22 ÷ 23,1 [KV] Điện áp đầu phân áp: U kt Upa1 = U’B1.1 U = 109,59 yc1 24,2 = 114,81 [KV] 23,1 Chọn đầu phân áp - 1: Upatc1 = 112,95 [KV] U kt Upa2 = U’B1.2 U = 105,65 yc 24,2 = 116,22 [KV] 22 Chọn đầu phân áp + 0: Upatc2 = 115 [KV] Lúc cố: Uyc3 = 22 ÷ 23,1 U’B1.3 SVTH: U kt U kt ≤ Upa3 ≤ U’B1.3 23,1 22 Trang- 77 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN 102,69 GVHD: TRẦN NGỌC DO 24,2 24,2 = 112,96 ≥ Upa3 ≥ 102,69 = 107,58 [KV] 23,1 22 Chọn đầu phân áp - : Upatc3 = 112,95 [KV] Chọn đầu phân áp - : Upatc3 = 108,86 [KV] Kiểm tra độ lệch điện áp chế độ phụ tải: U kt UH1.1 = U’B1.1 U 24,2 = 23, 48 [KV] 112,95 = 105,65 24,2 = 22, 23 [KV] 115 patc1 U kt UH1.2 = U’B1.2 U = 109,59 patc U kt UH1.31 = U’B1.31 U 24,2 = 22, 00 [KV] 112,95 = 102,69 24,2 = 22, 83 [KV] 108,86 patc 31 U kt UH1.32 = U’B1.32 U = 102,69 patc 32 Độ lệch điện áp (%): δH1.1 = U H 1.1 − U đm 23,48 − 22 = 100 = 6,73 % > 5% U đm 22 δH1.2 = U H 1.2 − U đm 22,23 − 22 = 100 = 1,05 % > 0% U đm 22 δH1.31 = U H 1.31 − U đm 22 − 22 = 100 = % U đm 22 δH1.32 = U H 1.32 − U đm 22,83 − 22 = 100 = 3,77% U đm 22 Vậy đầu phân áp chọn đạt yêu cầu III Nhánh A-3: - Tổn thất điện áp đường dây A-3 ứng với chế độ phụ tải: - ∆U dA3.1 = PA' 3.1 R A3.1 + Q A' 3.1 X A3.1 25,9573.11,39 + 14,4187.10,89 = = 3,74 [ KV ] 121 121 ∆U dA3.2 = PA' 3.2 R A3.2 + Q A' 3.2 X A3.2 12,8082.11,39 + 14,4187.7,836 = = [ KV ] 115,5 115,5 ∆U dA3.3 = PA' 3.3 R A3.3 + Q A' 3.3 X A3.3 26,1845.22,77 + 16,7839.21,78 = = 8,07 [ KV ] 121 121 Điện áp góp cao áp trạm biến áp B3 ba chế độ: SVTH: Trang- 78 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO UB3.1 = U3.1 - ∆UdA3.1 = 121 – 3,74 = 117,26 [KV] UB3.2 = U3.2 - ∆UdA3.2 = 115,5 – = 113, [KV] UB3.3 = U3.3 - ∆UdA3.3 = 121 – 8,07 = 112,93 [KV] - Tổn thất điện áp MBA B3 ba chế độ: ∆U B 3.1 = PB' 3.1 RB 3.1 + QB' 3.1 X B 3.1 25,9573.1,27 + 14,4187.27,95 = = 3,72 [ KV ] 117 ,26 117 ,26 ∆U B 3.2 = PB' 3.2 RB 3.2 + QB' 3.2 X B 3.2 12,8082.2,54 + 14,4187.55,9 = = 4,15 [ KV ] 113,5 113,5 ∆U B 3.3 PB' 3.3 RB 3.3 + QB' 3.3 X B 3.3 26,1845.1,27 + 16,7839.27,95 = = = 4,46 [ KV ] 112,93 112,93 - Điện áp hạ áp quy đổi cao áp ứng với ba chế độ: U’B3.1 = UB3.1 - ∆UB3.1 = 117,26 – 3,72 = 113,54 [KV] U’B3.2 = UB3.2 - ∆UB3.2 = 113, – 4,15= 109,35 [KV] U’B3.3 = UB3.3 - ∆UB3.3 = 112,93 – 4,46= 108,48 [KV] Máy biến áp có UN = 10,5% > 7,5% nến: Ukt = 1,1.Uđm = 1,1.22 = 24,2 [ KV] Yêu cầu cao( yêu cầu khác thường ): Uyc1 =Uđm + 5% Uđm = (1 + 0,005) 22 = 23,1 [KV] Uyc2 =Uđm + 0% Uđm = 22 [KV] Uyc3 = 22 ÷ 23,1 [KV] Điện áp đầu phân áp: U kt Upa1 = U’B3.1 U = 113,54 yc1 24,2 = 118,95 [KV] 23,1 Chọn đầu phân áp + 1: Upatc1 = 117,05 [KV] U kt Upa2 = U’B3.2 U yc = 109,35 24,2 = 120,29 [KV] 22 Chọn đầu phân áp + 2: Upatc2 = 119,10 [KV] Lúc cố: Uyc3 = 22 ÷ 23,1 U’B3.3 108,48 U kt U kt ≤ Upa3 ≤ U’B3.3 23,1 22 24,2 24,2 = 119,33 ≥ Upa3 ≥ 108,48 = 113,65 [KV] 23,1 22 Chọn đầu phân áp + 2: Upatc3 = 119,10 [KV] SVTH: Trang- 79 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO Chọn đầu phân áp - : Upatc3 = 112,95 [KV] Kiểm tra độ lệch điện áp chế độ phụ tải: U kt UH3.1 = U’B3.1 U = 113,54 patc1 U kt UH3.2 = U’B3.2 U = 109,35 patc U kt UH3.31 = U’B3.31 U 24,2 = 22, 22 [KV] 119,10 = 108,48 24,2 = 22, 04 [KV] 119,10 = 108,48 24,2 = 23, 24 [KV] 112,95 patc 31 U kt UH3.32 = U’B3.32 U 24,2 = 23, 47 [KV] 117 ,05 patc 32 Độ lệch điện áp (%): δH3.1 = U H 3.1 − U đm 23,47 − 22 = 100 = 6,68 % > 5% U đm 22 δH3.2 = U H 3.2 − U đm 22,22 − 22 = 100 = % > 0% U đm 22 δH3.31 = U H 3.31 − U đm 22,04 − 22 = 100 = 0,18 % U đm 22 δH3.32 = U H 3.32 − U đm 23,24 − 22 = 100 = 5,64% U đm 22 Vậy đầu phân áp chọn đạt yêu cầu IV Nhánh A-4: - Tổn thất điện áp đường dây A-4 ứng với chế độ phụ tải: PA' 4.1 R A4.1 + Q A' 4.1 X A 4.1 22,8249.9,72 + 18,1698.15,23 ∆U dA4.1 = = = 4,12 [ KV ] 121 121 ∆U dA 4.2 = PA' 4.2 R A4.2 + Q A' 4.2 X A4.2 11,2284.9,72 + 8,4019.15,23 = = 2,05 [ KV ] 115,5 115,5 - Điện áp góp cao áp trạm biến áp B4 ba chế độ: UB4.1 = U4.1 - ∆UdA4.1 = 121 – 4,12 = 116,88 [KV] UB4.2 = U4.2 - ∆UdA4.2 = 115,5 – 2,05 = 113,45 [KV] - Tổn thất điện áp MBA B4 ba chế độ: PB' 4.1 RB 4.1 + QB' 4.1 X B 4.1 22,8249.2,54 + 18,1698.55,9 ∆U B 4.1 = = = 9,19 [ KV ] 116,88 116,88 SVTH: Trang- 80 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN ∆U B 4.2 = GVHD: TRẦN NGỌC DO PB' 4.2 RB 4.2 + QB' 4.2 X B 4.2 11,2284.2,54 + 8,4019.55,9 = = 4,39 [ KV ] 113,45 113,45 - Điện áp hạ áp quy đổi cao áp ứng với ba chế độ: U’B4.1 = UB4.1 - ∆UB4.1 = 116,88 – 9,19 = 107,69 [KV] U’B4.2 = UB4.2 - ∆UB4.2 = 113,45 – 4,39 = 109,06 [KV] Máy biến áp có: (Máy biến áp thường) UN = 10,5% > 7,5% nến: Ukt = 1,1.Uđm = 1,1.22 = 24,2 [ KV] Ta có : Uyc1 =Uđm + 2,5% Uđm = (1 + 0,025) 22 = 22,55 [KV] Uyc2 =Uđm + 7,5% Uđm = (1 + 0,075).22 = 23,65 [KV] Uyc3 = Uđm – 2,5% Uđm = (1 - 0,025).22 = 21,45 [KV] Điện áp đầu phân áp: U kt Upa1 = U’B4.1 U = 107,69 yc1 24,2 = 115,83 [KV] 22,55 Chọn đầu phân áp + 0: Upatc1 = 115 [KV] U kt Upa2 = U’B4.2 U = 109,06 yc 24,2 = 111,60 [KV] 23,65 Chọn đầu phân áp - 2: Upatc2 = 109,25 [KV] Kiểm tra độ lệch điện áp chế độ phụ tải: U kt UH4.1 = U’B4.1 U 24,2 = 22, 66 [KV] 115 = 109,06 24,2 = 24, 15 [KV] 109,25 patc1 U kt UH4.2 = U’B4.2 U = 107,69 patc Độ lệch điện áp (%): δH4.1 = U H 4.1 − U đm 22,66 − 22 = 100 = % > 2,5% U đm 22 δH4.2 = U H 4.2 − U đm 24,15 − 22 = 100 = 9,77 % > 7,5% U đm 22 Vậy đầu phân áp chọn đạt yêu cầu.( Sử dụng máy biến áp thường ) SVTH: Trang- 81 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO VI Nhánh 6-5: - Tổn thất điện áp đường dây 6-5 ứng với chế độ phụ tải: - ∆U d 6.5.1 = P65' R65.1 + Q65' X 65.1 24,5561.7,29 + 8,0223.11,42 = = 2,24 [ KV ] 121 121 ∆U d 6.5.2 = P65' R65.2 + Q65' X 65.2 12,2269.7,94 + 8,2296.7,59 = = 1,38 [ KV ] 115,5 115,5 ∆U d 65.3 = PA' 6.3 R A6.3 + Q65' X 65.3 24,5561.14,58 + 8,0223.22,84 = = 4,47 [ KV ] 121 121 Điện áp góp cao áp trạm biến áp B5 ba chế độ: UB5.1 = U5.1 - ∆UdA5.1 = 121 – 2,24 = 118,76 [KV] UB5.2 = U5.2 - ∆UdA5.2 = 115,5 – 1,38 = 114,12 [KV] UB5.3 = U5.3 - ∆UdA5.3 = 121 – 4,47 = 116,53 [KV] - Tổn thất điện áp MBA B5 ba chế độ: ∆U B 5.1 = ∆U B 5.2 PB' 5.1 RB 5.1 + QB' 5.1 X B 5.1 24,5561.0,44 + 8,0223.11 = = 0,83 [ KV ] 118,76 118,76 PB' 5.2 RB 5.2 + QB' 5.2 X B 5.2 12,2269.0,87 + 8,2296.77 = = = 1,68 [ KV ] 114,12 114,12 ∆U B 5.3 = PB' 5.3 RB 5.3 + QB' 5.3 X B 5.3 24,5561.0,44 + 8,0223.11 = = 0,85 [ KV ] 116,53 116,53 - Điện áp hạ áp quy đổi cao áp ứng với chế độ: U’B5.1 = UB5.1 - ∆UB5.1 = 118,76 – 0,83 = 117,93 [KV] U’B5.2 = UB5.2 - ∆UB5.2 = 114,12 – 1,68 = 112,44 [KV] U’B5.3 = UB5.3 - ∆UB5.3 = 116,53 – 0,85 = 115,68 [KV] Máy biến áp có UN = 10,5% > 7,5% nến: Ukt = 1,1.Uđm = 1,1.22 = 24,2 [ KV] Yêu cầu cao( yêu cầu khác thường ): Uyc1 =Uđm + 5% Uđm = (1 + 0,005) 22 = 23,1 [KV] Uyc2 =Uđm + 0% Uđm = 22 [KV] Uyc3 = 22 ÷ 23,1 [KV] Điện áp đầu phân áp: U kt Upa1 = U’B5.1 U yc1 = 117,93 24,2 = 123,55 [KV] 23,1 Chọn đầu phân áp + 4: Upatc1 = 123,20 [KV] SVTH: Trang- 82 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO U kt Upa2 = U’B5.2 U = 112,44 yc 24,2 = 123,68 [KV] 22 Chọn đầu phân áp + 4: Upatc2 = 123,20 [KV] Lúc cố: Uyc3 = 22 ÷ 23,1 U’B5.3 115,68 U kt U kt ≤ Upa3 ≤ U’B5.3 23,1 22 24,2 24,2 = 127,25 ≥ Upa3 ≥ 115,68 = 121,19 [KV] 23,1 22 Chọn đầu phân áp + 6: Upatc3 = 127,30 [KV] Chọn đầu phân áp + 3: Upatc3 = 121,14 [KV] Kiểm tra độ lệch điện áp chế độ phụ tải: U kt UH5.1 = U’B5.1 U 24,2 = 23, 16 [KV] 123,20 = 112,44 24,2 = 22, 09 [KV] 123,20 patc1 U kt UH5.2 = U’B5.2 U = 117,93 patc U kt UH5.31 = U’B5.31 U 24,2 = 22, 00 [KV] 127,30 = 115,68 24,2 = 23, 12 [KV] 121,14 patc 31 U kt UH5.32 = U’B5.32 U = 115,68 patc 32 Độ lệch điện áp (%): δH5.1 = U H 5.1 − U đm 23,16 − 22 = 100 = 5,27 % > 5% U đm 22 δH5.2 = U H 5.2 − U đm 22,09 − 22 = 100 = 0,41 % > 0% U đm 22 δH5.31 = U H 5.31 − U đm 22,00 − 22 = 100 = % U đm 22 δH5.32 = U H 5.32 − U đm 23,12 − 22 = 100 = 5,09% U đm 22 Vậy đầu phân áp chọn đạt yêu cầu IV Nhánh A-6: - Tổn thất điện áp đường dây A-6 ứng với chế độ phụ tải: SVTH: Trang- 83 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO ∆U dA6.1 = PA' 6.1 R A6.1 + Q A' 6.1 X A6.1 54,9062.7,94 + 30,8685.7,59 = = 5,54 [ KV ] 121 121 ∆U dA6 = PA' 6.2 R A6.2 + Q A' 6.2 X A6.2 26,9188.7,29 + 17,1381.11,42 = = 3,39 [ KV ] 115,5 115,5 ∆U dA6 PA' R A6 + Q A' X A6 57,157.7,94 + 36,1525.7,59 = = = 6,02 [ KV ] 121 121 - Điện áp góp cao áp trạm biến áp B6 ba chế độ: UB6.1 = U6.1 - ∆UdA6.1 = 121 – 5,54 = 115,46 [KV] UB6.2 = U6.2 - ∆UdA6.2 = 115,5 – 3,39 = 112,11 [KV] UB6.3 = U6.3 - ∆UdA6.3 = 121 – 6,02 = 114,98 [KV] - Tổn thất điện áp MBA B6 ba chế độ: ∆U B 6.1 = PB' 6.1 RB 6.1 + QB' 6.1 X B 6.1 54,9062.1,27 + 30,8685.27,95 = = 8,08 [ KV ] 115,46 115,46 ∆U B 6.2 = PB' 6.2 RB 6.2 + QB' 6.2 X B 6.2 26,9188.2,54 + 17,1381.55,9 = = 9,16 [ KV ] 112,11 112,11 ∆U B = PB' RB + QB' X B 57,157.1,27 + 36,1525.27,95 = = 9,42 [ KV ] 114,98 114,98 - Điện áp hạ áp quy đổi cao áp ứng với ba chế độ: U’B6.1 = UB6.1 - ∆UB6.1 =115,46 – 8,08 = 107,39 [KV] U’B6.2 = UB6.2 - ∆UB6.2 = 112,11 – 9,16 = 102,95 [KV] U’B6.3 = UB6.3 - ∆UB6.3 = 114,98 – 9,42 = 105,56 [KV] Máy biến áp có UN = 10,5% > 7,5% nến: Ukt = 1,1.Uđm = 1,1.22 = 24,2 [ KV] Yêu cầu cao( yêu cầu khác thường ): Uyc1 =Uđm + 5% Uđm = (1 + 0,005) 22 = 23,1 [KV] Uyc2 =Uđm + 0% Uđm = 22 [KV] Uyc3 = 22 ÷ 23,1 [KV] Điện áp đầu phân áp: U kt Upa1 = U’B6.1 U = 107,39 yc1 24,2 = 112,50 [KV] 23,1 Chọn đầu phân áp - 2: Upatc1 = 110,91 [KV] U kt Upa2 = U’B6.2 U SVTH: yc = 102,95 24,2 = 113,25 [KV] 22 Trang- 84 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO Chọn đầu phân áp - 1: Upatc2 = 112,95 [KV] Lúc cố: Uyc3 = 22 ÷ 23,1 U’B6.3 105,56 U kt U kt ≤ Upa3 ≤ U’B6.3 23,1 22 24,2 24,2 = 116,12 ≥ Upa3 ≥ 105,56 = 110,59 [KV] 23,1 22 Chọn đầu phân áp + 0: Upatc3 = 115 [KV] Chọn đầu phân áp – 2: Upatc3 = 110,91 [KV] Kiểm tra độ lệch điện áp chế độ phụ tải: U kt UH6.1 = U’B6.1 U 24,2 = 23, 43 [KV] 110,91 = 102,95 24,2 = 22, 06 [KV] 112,95 patc1 U kt UH6.2 = U’B6.2 U = 107,39 patc U kt UH6.31 = U’B6.31 U 24,2 = 22, 21 [KV] 115 = 105,56 24,2 = 23, 03 [KV] 110,91 patc 31 U kt UH6.32 = U’B6.32 U = 105,56 patc 32 Độ lệch điện áp (%): δH6.1 = U H 6.1 − U đm 23,43 − 22 = 100 = 6,5 % > 5% U đm 22 δH6.2 = U H 6.2 − U đm 22,06 − 22 = 100 = 0,27 % > 0% U đm 22 δH6.31 = δH6.32 = U H 6.31 − U đm 22,21 − 22 = 100 = 0,95 % U đm 22 U H 6.32 − U đm 23,03 − 22 = 100 = 4,68% U đm 22 Vậy đầu phân áp chọn đạt yêu cầu Tổng hợp lại ta có bảng kết điện áp sau: Phụ tải SVTH: Điện áp phía CA MBA (KV) Cực đại Cực tiểu Sự cố Điện áp phía thứ HA qui CA Cực đại Cực tiểu Sự cố Trang- 85 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN SVTH: 115,86 117,29 117,26 116,88 118,76 115,46 GVHD: TRẦN NGỌC DO 112,69 113,05 113,05 113,45 114,12 112,11 109,97 117,29 112,93 116,53 114,98 109,95 112,96 113,54 107,69 117,93 107,39 105,65 109,22 109,35 109,06 112,44 102,95 102,69 112,96 108,48 115,68 105,56 Trang- 86 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO CHƯƠNG VIII: TỔNG KẾT CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ - KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN I TỔN THẤT CƠNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG TỒN MẠNG: Tổn thất cơng suất tồn mạng điện: a Tổn thất công suất tác dụng máy biến áp: - Tổn thất sắt: + Chế độ phụ tải cực đại: ∑∆PFe1 = 84 + 29 + 58 + 29 + 58 + 118 = 376 [KW] = 0,376 [MW] + Chế độ phụ tải cực tiểu: ∑∆PFe2 = 42 + 29 + 29 + 29 + 29 + 59 = 217 [KW] = 0,217 [MW] - Tổn thất đồng: + Chế độ phụ tải cực đại: ∑∆PCu1 = 0,093 + 0,098 + 0,0874 + 0,148 + 0,067 + 0,044 = 0,5374 [MW] + Chế độ phụ tải cực tiểu: ∑∆PCu2 = 0,0328 + 0,051 + 0,0513 + 0,0397 + 0,0472 + 0,022 = 0,244 [MW] b Tổn thất công suất tác dụng đường dây: - Chế độ phụ tải cực đại: ∑∆PL1 = 0,56 + 1,78 + 0,81 + 0,65 + 0,43 + 2,19 = 6,42 [MW] - Chế độ phụ tải cực tiểu: ∑∆PL2 = 0,19 + 0,50 + 0,23 + 0,16 + 0,15 + 0,61 = 1,84 [MW] c Tổn thất công suất thiết bị bù: ∑∆Pb = ∆P*b ∑Qb = 0,005.25,71 = 0,129 [MW] - Vậy tổng tổn thất cơng suất tồn mạng: ∆P∑ = ∑∆PB + ∑∆PL + ∑∆Pb = ∑∆PFe + ∑∆PCu + ∑∆PL + ∑∆Pb + Chế độ phụ tải cực đại: ∆P∑1 = 0,376 + 0,5374 + 6,42 +0,129 = 7,4624 [MW] SVTH: Trang- 87 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO + Chế độ phụ tải cực tiểu: ∆P∑2 = 0,217 + 0,244 + 1,84 = 2,301 [MW] - Tổn thất cơng suất tính theo % tồn phụ tải mạng: + Tổng cơng suất phụ tải: ∑ P = 29 + 20 + 25 + 22 + 24 + 28 = 148 + Ở chế độ phụ tải cực đại: ∆P1% = ∆PΣ1 7,4624 × 100% = × 100% = 5,11 % 148 ∑P + Ở chế độ phụ tải cực tiểu: ∆P2% = ∆PΣ 2,301 × 100% = × 100% = 1,55% 148 ∑P Tổn thất điện mạng điện: ∆A∑ = ( ∑∆PL1 + ∑∆PCu1 ) τ + ∑∆PFe1.t + ∑∆Pb τ - τ : Thời gian tổn thất công suất lớn - t : Thời gian MBA làm việc năm τ = ( 0,124 + Tmax.10-4 )2.8760 (h) Theo gỉa thiết : Tmax =4900 (h) nên: τ = (0.124 + 4900.10-4 )2.8760 = 3302 (h) Vậy tổng tổn thất điện toàn mạng: ∆A∑ = (6,42 + 0,5374 ) 3302 + 0,376 8760 + 0,129 3302 = 26293,05 [MVA] Tổng điện hộ tiêu thụ nhận năm: AΣ = ∑P max Tmax = 148 4900 = 725200 [MVA] Tổn thất điện tổng tính theo % tổng điện cung cấp cho phụ tải: ∆AΣ % = ∆AΣ 26293,05 100% = 100% = 3,68% AΣ 725200 II TÍNH TỐN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN: Phí tổn vận hành hàng năm mạng điện: Y = avhL.KL + avhT.KT + c.∆A∑ SVTH: Trang- 88 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO Với: avhL - hệ số vận hành ( khấu hao, tu sửa, phục vụ ) đường dây, cột bê tông cốt thép lấy avhL = 0,04 avhT - hệ số vận hành trạm biến áp lấy từ 0,12 KL - tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây tính phần so sánh kinh tế KT - tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp ∆A∑ - tổng tổn thất điện toàn mạng MWh c - giá MWh điện tổn thất Vốn đầu tư xây dựng đường dây: - Tổng chiều dài đường dây là: 258 Km Trong đó: đường dây kép: 178,5 Km Đường dây đơn: 79,5Km Theo tính tốn chương ta có vốn đầu tư xây dựng đường dây là: KL = 89880.106 ( đồng ) Vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp: KT = K B + K b Trong đó: - KB giá tiền MBA trạm biến áp phụ tải KB = (63 + 19 + 47,88 + 19 + 47,88 + 88,2).109 = 284,96.109 (đồng) - Kb giá tiền thiết bị bù: Kb = Qb∑.C = 25,71.200.106 = 5142.106 (đồng) Vậy vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp là: KT = 284,96.109 + 5142.106 =290102.106 (đồng) Tổng vốn đầu tư xây dựng toàn mạng: K∑ = KT + KL = (290102+ 89880).106 = 379982.106 (đồng) Giá thành xây dựng mạng điện tính cho MW cơng suất phụ tải cực đại K= SVTH: KΣ 379982.10 = = 2567,45.10 (đồng) 148 ∑P Trang- 89 - ĐỒ ÁN MẠNG ĐIỆN GVHD: TRẦN NGỌC DO Phí tổn hàng năm mạng điện: Y = 0,04 89880.106 + 0,12 290102.106 + 600.103 26293,05 = 54183,27.106 (đ) Giá thành tải điện mạng điện: β= Y 54183,27.10 = = 74,71 (đ / KWh) AΣ 725200.10 3 Bảng tiêu kinh tế kỹ thuật: TT 10 11 12 13 14 16 17 SVTH: Các tiêu ∆UBTtmax % ∆USCmax % Tổng chiều dài đường dây - Đường dây đơn - Đường dây kép Tổng dung lượng TBA Tổng dung lượng bù Tổng vốn đầu tư xây dựng - Đường dây - Trạm biến áp Tổng phụ tải cực đại Tổng điện truyền tải hàng năm Tổng tổn thất công suất Tổng tổn thất cơng suất tính theo % Tổng tổn thất điện Tổng tổn thất điện tính theo % Giá thành mạng điện tính cho MW Phí tổn kim loại màu Phí tổn vận hành hàng năm Giá thành tải điện Đơn vị % % Km Km Km MVA MVAR đ đ đ MW MWh MW % MWh % đ Tấn đ đ/KWh Độ lớn 8,76 14,82 258 79,5 178,5 356 25,71 379982 106 89880 106 290102 106 148 725200 7,4624 5,11 26293,05 3,68 2567,45.106 561,573 54183,27.106 74,71 Trang- 90 -