Phụ tải Phương án Đường dây Chiều dài 𝑥𝑜 ( Ω 𝑘𝑚) bo ×10-6( 1 Ω𝑘𝑚) 𝑄𝐶 (MVAr) 12.5% × 𝑆𝐼𝐿 Liên tục 1 N_1 22,361 0,2074 5,5075 6,6641 7,7941 N_2 22,361 0,2129 5,4058 6,5410 7,6214 2 N_1 22,361 0,1957 5,8307 7,0551 8,2558 1_2 31,622 0,2129 5,4058 6,5410 7,6214 3 N_1 22,361 0,4281 2,6648 3,2244 3,7735 N_2 22,361 0,4281 2,6648 3,2244 3,7735 1_2 31,622 0,4531 2,5326 3,0644 3,5758 Không liên tục 1 N_3 20 0,4281 2,6648 3,2244 3,7735 N_4 22,361 0,4421 2,5769 3,1180 3,7371 2 N_3 20 0,4129 2,7669 3,3479 3,9153 3_4 22,361 0,4421 2,5769 3,1180 3,7371
SVTH: NGUYỄN TRẦN MINH MSSV: 1648020 Trang 53
2.8 TỔN HAO VẦNG QUANG:
- Vầng quang điện xảy ra khi điện trường quanh bề mặt dây dẫn vượt quá sức bền về điện của khơng khí khoảng 21kV (hiệu dụng)/cm. Ở điện trường này khơng khí bị ion hố mạnh và độ bền về điện của nó ở vùng quanh dây dẫn xem như bị triệt tiêu, vùng khơng khí đó coi như dẫn điện, điều này làm dây dẫn trở nên có điện trở lớn. Do đó, tổn hao đường dây bị tăng lên.
- Vầng quang điện xuất hiện thành các vầng sáng xanh quanh dây dẫn, nhất là ở chỗ bề mặt dây dẫn bị sù sì và đồng thời có tiếng ồn và tạo ra khí ozone, và nếu khơng khí bị ẩm thì phát sinh khí axit nitơ ; ozon và axit nitơ ăn mịn kim loại và vật liệu cách điện.
- Điện áp tới hạn phát sinh vầng quang: U0 =21,1.m0. .r.2,303.log
r D
, kV hiệu dụng pha đến trung tính. (2.9)
Trong đó:
m0 : hệ số dạng của bề mặt dây ( đối với dây bện chọn m0 = 0,82) δ : thừa số mật độ của khơng khí
δ = t b 273 . 92 , 3 , δ≈ 1 1
b : áp suất khơng khí, cm/hg, b=76 cm/hg ; t : nhiệt độ, t =25 0C r : bán kính dây dẫn (cm)
D : khoảng cách trung bình giữa các pha (cm) U : điện áp vận hành pha (kV)
Vì điện áp vận hành là 110kV nên ta phải xét đến tổn hao vầng quang .
Khi điện áp vận hành vượt quá điện áp tới hạn , tổn hao vầng quang trên mỗi pha là
∆𝑃 = 241
𝛿 × (𝑓 + 25)√𝑟
𝐷× (𝑈 − 𝑈0)2× 10−5 (kW/km/pha) Với f: tần số
U , U0 : các điện áp pha (kV)
Tổn hao vầng quang trên mỗi km đường dây khi thiết kế được giới hạn khoảng 0,6 (kW/km/3 pha) trong điều kiện khí hậu tốt .
SVTH: NGUYỄN TRẦN MINH MSSV: 1648020 Trang 54
2.8.1 Khu vực phụ tải liên tục: a. Phương án 1: a. Phương án 1:
Xét đoạn N_1 (AC-120)
U0= 21,1 x 0,82 x 3,92𝑥76
273+40 x 0,76 x 2,303 x log669
0,76 = 84,8764 (kV) U0 >U : Khơng có tổn hao vầng quang.
Xét đoạn N_2 (AC-95)
U0= 21,1 x 0,82 x 3,92𝑥76
273+40 x 0,675 x 2,303 x log669
0,675 = 76,7023 (kV) U0 >U : Khơng có tổn hao vầng quang.
b. Phương án 3:
Xét đoạn N_1, N_2 (AC-185)
U0= 21,1 x 0,82 x 3,92𝑥76
273+40 x 0,95 x 2,303 x log664
0,95 = 102,4864 (kV) U0 >U : Khơng có tổn hao vầng quang.
Xét đoạn 1-2,AC-95
U0= 21,1 x 0,82 x 3,92𝑥76
273+40 x 0,675 x 2,303 x log664
0,675 = 76,6189 (kV) U0 >U : Khơng có tổn hao vầng quang.
c. Phương án 2:
Xét đoạn N_1 (AC-240)
U0= 21,1 x 0,82 x 3,92𝑥76
273+40 x 1,08 x 2,303 x log669
1,08 = 114,229 (kV) U0 >U : Khơng có tổn hao vầng quang.
Xét đoạn N_2 (AC-95)
U0= 21,1 x 0,82 x 3,92𝑥76
273+40 x 0,675 x 2,303 x log669
0,675 = 76,7023 (kV) U0 >U : Khơng có tổn hao vầng quang
SVTH: NGUYỄN TRẦN MINH MSSV: 1648020 Trang 55
2.8.2 Khu vực phụ tải không liên tục: a. Phương án 1:
Xét đoạn N_3 (AC-185)
U0= 21,1 x 0,82 x 3,92𝑥76
273+40 x 0,95 x 2,303 x log664
0,95 = 102,4864 (kV) U0 >U : Khơng có tổn hao vầng quang.
Xét đoạn N_4 (AC-120)
U0= 21,1 x 0,82 x 3,92𝑥76
273+40 x 0,76 x 2,303 x log664
0,76 = 84,7825 (kV) U0 >U : Khơng có tổn hao vầng quang
b. Phương án 2:
Xét đoạn N_3 (AC-300)
U0= 21,1 x 0,82 x 3,92𝑥76
273+40 x 1,21 x 2,303 x log664
1,21 = 125,7140kV) U0 >U : Khơng có tổn hao vầng quang.
Xét đoạn 3_4 (AC-120)
U0= 21,1 x 0,82 x 3,92𝑥76
273+40 x 0,76 x 2,303 x log664
0,76 = 84,7825 (kV) U0 >U : Khơng có tổn hao vầng quang
SVTH: NGUYỄN TRẦN MINH MSSV: 1648020 Trang 56
Chương 3
SO SÁNH PHƯƠNG ÁN VỀ KINH TẾ
3.1. NỘI DUNG:
So sánh các phương án về mặt kỹ thuật về mặt kinh tế. Khi so sánh các phương án này, sơ đồ nối dây chưa đề cập đến các trạm biến áp, coi các trạm biến áp ở các phương án là giống nhau.
Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính tốn hằng năm là ít nhất.
Khi phân chia mạng điện thành nhiều khu vực riêng biệt, tiến hành so sánh phương án cho từng khu vực. Cuối cùng ghép các phương án tối ưu của mỗi khu vực để có phương án tổng thể của tồn mạng điện.
3.2. TÍNH TỐN:
Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về kinh tế là phí tổn tính tốn hàng năm là ít nhất. Phí tổn tính tốn hàng năm cho mỗi phương án được tính theo biểu thức
Z = (avh + atc).K +c.A (3.1) Trong đó:
K : Vốn đầu tư của mạng điện
avh : Hệ số vận hành, sửa chữa, phục vụ mạng điện avh = 4% = 0,04
atc : Hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ atc = 0,2
c : Tiền 1 kW điện năng
c = 0,05$/kWh = 50$/MWh
A : Tổn thất điện năng
A = P .
: Thời gian tổn thất công suất cực đại Với τ = (0,124 +𝑇𝑚𝑎𝑥𝑇𝐵
SVTH: NGUYỄN TRẦN MINH MSSV: 1648020 Trang 57
3.3 BẢNG ĐẦU TƯ CÁC PHƯƠNG ÁN:
3.3.1. Khu vực tải yêu cầu cung cấp liên tục:
𝑇𝑚𝑎𝑥𝑇𝐵 = 5191,667(giờ/năm).