Đề tài Đánh giá tình hình phát triển kinh tế xã hội và hiện trạng lưới điện thị xã Uông Bí - Giai đoạn 2003 – 2010

Phần I: Đánh giá tình hình phát triển kinh tế xã hội và hiện trạng lưới điện thị xã Uông Bí - giai đoạn 2003 – 2010 Chương I Hiện trạng và phương hướng phát triển kinh tế xã hội thị xã Uông Bí giai đoạn 2003 - 2010. I - Đặc điểm tình hình kinh tế xã hội - Thị xã Uông Bí nằm ở phía Tây của Tỉnh Quảng Ninh + Phía Đông giáp huyện Hoành Bồ và huyện Yên Hưng + Phía Tây giáp huyện Đông Triều + Phía Bắc giáp huyện Lục Ngạn - Hà Bắc + Phía Nam giáp huyện Thuỷ Nguyên - Hải Phòng - Uông Bí chịu ảnh hưởng của vùng khí hậu Đông bắc bộ, mùa hè nóng ẩm và mưa nhiều, mùa đông hanh khô kéo dài. + Nhiệt độ trung bình hàng năm là 220C `+ Nhiệt độ cao nhất lên 400C + Độ ẩm không khí trung bình hàng năm 82% - Uông Bí có nhiều sông suối chảy qua và đều bắt nguồn từ dãy núi phía Bắc, chảy qua thị xã theo hướng Bắc Nam . Về hành chính: - Thị xã Uông Bí có 7 phường nội thị và 3 xã ngoại thị đó là: Phường Trưng Vương, phường Vàng Ranh, phường Quang Trung, phường Bắc Sơn, phường Thanh Sơn, phường Yên Thanh, phường Nam Khê xã Thượng Yên Công, xã Phương Đông và xã Phương Nam. Diện tích tự nhiên là: 24473,7 ha. Dân số hiện có 98.000 người, mật độ dân số là 3,84 người/ km2. II - Đặc điểm kinh tế 1 - Công nghiệp - Tiểu thủ công nghiệp Công nghiệp chủ yếu là công nghiệp khai thác than và điện, khu vực khai thác than với các Mỏ Vàng Danh, Yên Tử, nhà máy sàng Vàng Đanh. Nhà máy cơ khí mỏ, cơ điện mỏ … và nhà máy nhiệt điện Uông Bí với công suất thiết kế 148Mw. Dự kiến nhà máy sẽ được nâng cấp công suất vào năm 2010 là 300MW. Ngoài ra còn có công nghiệp vật liệu xây dựng: Xi măng, khai thác đá, gạch nung và công nghiệp chế biến lâm sản với quy mô nhỏ. Nhìn chung công nghiệp đã từng bước phát triển nhưng chưa toàn diện mới chỉ đi sâu vào phát triển hai ngành chính điện và than các ngành công nghiệp khác còn nhỏ bé. Về nông nghiệp: - Diện tích đất nông nghiệp toàn thị xã: 2.197 ha. + Diện tích gieo trồng: 4.281 ha. Trong đó: Lúa : Diện tích là 3.305 ha , năng suất 35 tạ / ha. Mầu : Diện tích 970 ha năng suất thấp. Cây ăn quả : Diện tích là 200ha, năng suất không đáng kể. Lâm nghiệp: - Tổng diện tích đất rừng: 13.000 ha Trong đó: + Rừng trồng : 650 ha + Rừng phòng hộ : 200 ha + Rừng khai thác : 319 ha Ngư nghiệp: - Diện tích mặt nước nuôi trồng thuỷ sản : 1.200 ha - Sản lượng đánh bắt : 140 T/Năm Thương mại dịch vụ du lịch: - Hoạt động dịch vụ du lịch có bước phát triển khá tổng mức hàng hoá mua vào và bán ra hàng năm tăng từ 5 á 10% . Các thành phần kinh tế tham gia vào kinh doanh hàng hoá và dịch vụ ngày càng nhiều làm cho thị trường phong phú đa dạng đáp ứng nhu cầu tiêu dùng của nhân dân. Thị xã Uông Bí có lợi thế và danh lam thắng cảnh như : Núi Yên Tử, hồ Yên Trung, Lựng Xanh … và gần vùng biển Hạ Long. Yên Tử nổi tiếng với hệ thống chùa chiền nên hàng năm có tới 6 á 7 triệu lượt người đến tham quan. Văn hoá giáo dục y tế: Trong những năm qua công tác văn hoá nhìn chung đã có những chuyển biến tích cực, hoạt động văn nghệ quần chúng đã có nhiều hình thức và nội dung phong phú. Mạng lưới y tế đã được nâng cao xây dựng nhiều trạm xá xã khu, phục vụ bà con nhân dân thuận tiện. III - Phương hướng phát triển kinh tế: Cơ sở để phát triển thị xã Uông Bí chủ yếu là dựa vào phát triển ngành công nghiệp và dịch vụ du lịch. Sản xuất công nghiệp và tiểu thủ công nghiệp - Công nghiệp tập trung chủ yếu vào hai ngành than và điện ngoài ra còn có khả năng phát triển ngành khác như: Sản xuất vật liệu xây dựng, chế biến gỗ, cơ khí chế tạo, công nghiệp may, chế biến thực phẩm và hàng thủ công mỹ nghệ. Nông nghiệp - Lâm nghiệp - Ngư nghiệp Mục tiêu phấn đấu là đảm bảo đúng chắc nhu cầu lương thực, thực phẩm trong khu vực nông nghiệp . Tiếp tục đẩy nhanh tốc độ chuyển dịch cơ cấu cây trồng, vật nuôi theo quy hoạch, thực hiện tốt công tác khuyến nông chuyển dần đất trồng màu một vụ và đất đồi sang trồng cây ăn quả . Về chăn nuôi tăng nhanh đàn lợn đảm bảo phục vụ cho nhu cầu tiêu dùng trên địa bàn và xuất khẩu. Giữ vững phát triển đàn trâu bò và nuôi trồng thuỷ sản. Thương mại - dịch vụ du lịch. Tiếp tục phát triển mở rộng thị trường thương mại và dịch vụ du lịch khuyến khích mọi thành phần kinh tế đầu tư cho hoạt động trên địa bàn. - Từng bước đầu tư theo quy hoạch đồng thời tăng cường gọi vốn đầu tư các dự án du lịch để phát huy hiệu quả di tích danh lam thắng cảnh Yên Tử , Hang Sơn, Lựng Xanh, hồ Yên Trung. Một số chỉ tiêu kinh tế phát triển xã hội chủ yếu của thị xã Uông Bí giai đoạn. 1997 - 2000 GDP là 12,9% 2000 - 2005 GDP là 17,5% ( Sở dĩ tốc độ tăng trường GDP cao là do nhu cầu thu nhập của ngành du lịch thương mại lấy theo thực tế ) GDP đầu người năm 2000 là 1,89 .106 đ GDP đầu người năm 2010 là 3,9 .106 đ - Tốc độ tăng trưởng ngành công nghiệp, thủ công nghiệp là 10% (Không kể ngành than, điện ) - Tốc độ tăng trưởng ngàng nông - lâm - ngư nghiệp là 5% - Tốc độ tăng trưởng ngàng dịch vụ là 20%. - Tốc độ tăng dân số năm 2000 là 1,2% (theo số liệu UBND mới cấp) - Tốc độ tăng dân số năm 2005 là 1% Bảng I: Một số chỉ tiêu kinh tế - xã hội thị xã Uông Bí TT Chỉ tiêu ĐVT Thực nghiệm 1999 2000 2001 2002 1 Giá trị tổng sản phẩm quốc nội 106đ 125968 141733 164221 181270 2 Công nghiệp - TCN 106đ 21168 23284 25728 28000 3 Nông - lâm - nghiệp 106đ 18741 51178 53269 56400 4 Thương mại - dịch vụ 106đ 56059 67271 82035 96870 5 Thu ngân sách 106đ 22988 24483 21628 25000 6 Sản lượng lương thực quy thóc Tấn 11537 12343 12901 13600 7 Sản lượng thủ sản đánh bắt Tấn 110 120 135 150 IV - Phương hướng chủ yếu quy hoạch phát triển kinh tế - xã hội của thị xã Uông Bí giai đoạn 2003 - 2010 1 - Nhịp độ tăng trưởng GDP của toàn Tỉnh định hướng năm 2010 - Giai đoạn năm 2001 tăng 10% - Giai đoạn năm 2002 tăng 12,5% Qua đó cho ta thấy khả năng phát triển kinh tế của Quảng Ninh trên cơ sở các ngành mũi nhọn than và điện , vật liệu xây dựng, công nghiệp thực phẩm, dịch vụ hàng hải, du lịch thương mại. 2 - Cơ sở kinh tế - kỹ thuật phát triển đô thị Các cơ sở để phát triển thị xã Uông Bí chủ yếu là dựa vào phát triển ngành công nghiệp. Công nghiệp và dịch vụ du lịch Ngoài ra còn có một số ngành khác cũng là cơ sở để phát triển đô thị, tuy rằng nó chiếm tỷ lệ chưa cao, chưa cân bằng đối với khu vực phát triển công nghiệp. Ngành công nghiệp điện: Nhà máy điện Uông Bí sẽ nâng cấp phát triển từ 148 MW lên 300MW vào năm 2010. Ngoài hai ngành công nghiệp trên thị xã Uông Bí có khả năng phát triển các ngành công nghiệp khác như: Sản xuất vật liệu xây dựng và các hàng thủ công mỹ nghệ ( để thu hút các lao động nữ ). - ở khu Dốc Đỏ trong tương lai dự kiến hình thàng khu cộng nghiệp với quy mô là 500ha .trước mắt có thể xây dựng từ 150 đến 200ha. Cùng với phát triển khu công nghiệp mở rộng thị xã Uông Bí dân số có thể lên tới 21 vạn dân (đây là khu công nghiệp lớn ,việc cấp điện cho khu vực này sẽ được thành lập một dự án riêng ) Ngành du lịch: Khu Yên Tử - Yên Đức , trọng tâm là Yên tử được phát trriển thành du lịch văn hoá. Tại đây xây dựng các nhà nghỉ vừa và nhỏ với tổng số 400 á 500 phòng khách để tiếp nhận các khách du lịch tham quan. Điều kiện cở hạ tầng : Năm 2000 trên địa bàn Quảng Ninh cải tạo nâng cấp quốc lộ 18 (đường 18A và đường 10 thành đường cấp 3 ) nâng cấp đường 18B 1b đảm bảo giao thông thuận lợi thông suốt. Cấp nước : Nguồn nước hồ Tân Lập , nguồn nước sông thường nâng công suất nước cho sinh hoạt và công nghiệp. Cấp điện: Nhà máy điện Uông Bí hoà lưới điện quốc gia. Giao thông :Nâng cấp đường 5 ( đường cấp 1 ) 4 làn xe ôtô với lưu lượng 10.000 á 15.000 xe / ngày đêm và đường quốc lộ 18A ( là đường cấp 3 ) tương lai sẽ là đường cấp 1 đảm bảo cho 4 làn xe ôtô có lưu lượng 15.000 xe ngày đêm. Do đó việc quy hoạch cải tạo các đô thị dọc trên quốc lộ 18A chủ yếu phục vụ các khu trung tâm công nghiệp chính. Nằm trên quốc lộ 18A với nguồn tài nguyên than, vật liệu xây dựng ( đá vôi ), đất sét, sản xuất xi măng, Uông Bí nằm trong vùng chiến lược kinh tế phía Bắc Hà Nội - Hải Phòng - Quảng Ninh. Tính chất: Dựa trên các quan hệ hình thành và phát triển đô thị, thị xã Uông Bí mang tính chất sau: + Là thị xã trực thuộc Tỉnh + Là trung tâm công nghiệp dịch vụ và du lịch đào tạo phía Tây Tỉnh Quảng Ninh. Kết quả dự báo dân số: Năm 2002 dân số toàn thị xã là : 94.000 người Dân số nội thị : 64.000 người Năm 2001 ( thêm phường Phương Đông ) nội thị sẽ là 8 phường Dân số toàn thị xã là : 112.000 người Dân số nội thị là : 87.000 người Chương II Hiện trạng hệ thống điện của thị xã Uông Bí và tình hình cung cấp điện I - Nguồn và lưới điện hiện tại - Trên địa bàn thị xã Uông Bí có nhà máy điện Uông Bí được xây dựng từ năm 1963 đây là nguồn điện quan trọng cung cấp cho toàn bộ tỉnh trong đó có thị xã Uông Bí. - Toàn bộ thị xã Uông bí được cấp điện từ các lộ 35kV và các lộ 6kV của nhà máy điện Uông Bí như sau: + Phía 35kV bao gồm các lộ: 371, 372, 373 , 374 , 375 từ trạm 110 KV nhà máy điện Uông Bí cấp cho các trạm trung gian Vàng Danh, Lán Tháp và trung gian cầu Sến. + Phía 6kV Có 4 lộ 6kV lấy từ nhà máy điện Uông Bí ( A53 ) đó là các lộ 671, 673, 670, 674 . Có 3 lộ 6kV lấy từ trung gian cầu Sến đó là 671, 673, 677 trong đó có hai lộ 671, 677 liên hệ với lộ 671, 673 của nhà máy điện Uông Bí Có 2 lộ 6kV lấy từ trung gian Lán Tháp đó là lộ 671, 672. Bảng 2: Thông số kỹ thuật của các trạm nguồn 110 + 35 + 6 (kV) TT Tên trạm Mã hiệu - số lượng máy ( MVA + KVA ) biến áp Điện áp Số lộ tuyến Công suất Tổng TX Uông Bí P đặt ( kVA ) Pmax/Pmin 1 Nhà máy Uông Bí: A53 2TĐH - 110 2 x 20 6/35/110 6:4 4 40.000 2 Trung gian Cầu Sến BAD - 180 2 x 180 35/6 35:2 6:3 3 3.600 2576/736 3 Trung gian Lán Tháp BAD - 1000 2 x 1000 35/6 35:2 6:2 2 2000 981,6/280 Nói chung hệ thống lưới truyền tải 110 và 35kV của thị xã chưa đáp ứng được hết nhu cầu dùng điện của phụ tải. Hệ thống bảo vệ (các rơle quá cũ và không đạt chính xác độ nhạy kém) nên khó đảm bảo an toàn cung cấp điện. II - Lưới trung thế 6kV Hiện tại lưới điện thị xã Uông Bí chỉ dùng một cấp điện áp 6kV ( lưới 35kV có một vài trạm nằm trong địa phận của Mỏ ) - Lưới 6kV chiếm toàn thị xã Uông Bí, hầu như phụ tải được cấp nhiều nhất ở trạm trung gian Cầu Sến. Cụ thể: Biến thế 6/35/110 của A53 cho 4 lộ 6kV là 670, 674 , 671 và 673 với Pmax = 2096 kW. Máy biến thế T1 trung gian cầu Sến cấp cho 2 lộ xuất tuyến là 671 vad 673 với Pmax = 1504 kW. Máy biến áp trung gian T2 Cầu Sến cấp cho một lộ suất tuyến là 667 với Pmax = 1072 kW. Hai máy biến áp T1 và T2 cầu Sến hoà với nhau . Tại trung gian Lán Tháp: MBA T1 (1000 kVA) cấp cho một lộ xuất tuyến 671 với (Pmax= 505,6kV) MBA T2 ( 1000 kVA ) cấp cho một lộ xuất tuyến 672 với ( Pmax = 476 kV ). Nhìn chung lưới điện Uông Bí đường dây trên không chiếm tỷ trọng lớn, lưới điện có kết cấu mạch vòng vận hành hở, thì phụ tải phát triển nhanh lên lưới điện mang tính chắp vá vì nhiều đồi núi nên nhiều nơi hành lang tuyến dây bị vi phạm nghiêm trọng không đảm bảo về mặt an toàn vận hành trên không, có sự đan xen nhiều loại dây nên dẫn đến việc ổn định cung cấp điện là không cao. - Khối lượng đường dây hiện có của thị xã Uông Bí Bảng 3: TTT Hạng mục Chiều dài ( km ) Chi nhánh quản Khách hàng quản Tổng Đường dây 35 kV 64,3 0 64,3 2 Đường dây 6kV 59 0,8 59,8 3 Cáp ngầm 6kV 1,06 10,6 12,2  Bảng 4: Khối lượng trạm biến áp hiện có của thị xã Uông Bí TTT Loại trạm Số trạm / số máy/ dung lượng tổng ( kVA ) Điện lực Khách hàng Tổng 1 Trạm 6 / 0,4 35/35/8120 23/23/2830 58/58/10950 2 Tổng 35/35/8120 23/23/2830 58/58/10950 Đặc điểm các lộ trung thế cấp điện cho thị xã Uông Bí như sau: - Lộ 674 A53 cấp xuất tuyến từ máy cắt 674 đến cột xuất tuyến là loại cấp dầu M70 có chiều dài là 1500m. Lộ xuất tuyến này do cáp dài và vận hành đã lâu lên cáp cũng hay bị sự cố, đường dây trên khiông cũng không đồng bộ. - Lộ 670 A53 cáp xuất tuyến từ máy cắt 670 đến cột xuất tuyến là loại cáp dầu M50 dài 250m. Đường dây trên không dài 1600m cấp cho Quang Trung 9, loại dây AC70. - Lộ 671 A53 cáp xuất tuyến từ máy cắt 671 đến cột xuất tuyến là loại cáp dầu M70 dài 200m, đường dây trục chính trên không là loại dây AC 70, các nhánh cột rẽ vào trạm là loại dây AC 50 và AC 35. Tuyến này do bụi bẩn nhiều bám vào đường dây nên khi trời mưa thường hay gây sự cố phóng điện bề mặt, cách điện cục bộ của tuyến đường dây xấu. Đường dây này có mạch vòng hở qua giao cách ly với đường dây 671, 673 trạm trung gian cầu Sến. - Lộ 673 A53 cáp xuất tuyến từ MC 673 đến cột xuất tuyến là loại cáp dầu M50 dài 300m đường dây trên không dài 1500m. Đường trục chính là loại dây AC50 cấp điện cho hợp tác xã Điền Công và một số trạm Quang Trung. - Lộ 671 trung gian cầu Sến là lộ đường dây trên không chủ yếu cấp điện cho khu nội thị, lộ 671 thường xuyên vận hành ở tình trạng đầy và có lúc quá tải, lộ 671 và 673 A53 có thể hỗ trợ cho nhau qua dao số 1 Quang Trung 3. - Lộ 673 trung gian Cầu Sến là lộ đường dây trên không loại dây AC 95 dài 400m từ cột xuất tuyến đến cột số 6, còn lại là đường dây AC50 chạy dài xuống các trạm của phường Nam, đường dây dài chạy dọc theo cánh đồng có chiều dài 8,5km đường dây dài đi qua nhiều nhà cửa làng hay gây lên trạm chập gây sự cố. - Lộ 677 trung gian Cầu Sến là lộ đường dây trên không loại dây AC70 chiều dài đường trục khoảng 2,73km cung cấp điện chủ yếu cho xã phương Đông và trạm bệnh viện Việt Nam -Thuỵ điển cùng với khu văn phòng mỏ . - Lộ 671 trung gian Lán Tháp là lộ đường dây trên không loại dây AC50 có chiều dài 2,5km cung cấp điện cho phường Vàng Danh . Đường dây này nằm trên địa bàn khai thác than lên bụi bẩn gây nhiều sự cố khi có mưa giông. - Lộ 672 trung gian Cầu Sến là lộ đường dây trên không loại dây AC35 dài 700m cung cấp điện cho trạm Lán Tháp 6 - 250KVA. - Lộ 641 cấp điện cho máy 560 kVA đặt tại trạm trung gian Lán Tháp cấp điện cho máy biến áp qua các PVC - M3 x 50. Lộ này cung cấp chủ yếu cho các hộ dân cư xung quanh trạm và khu Lán Tháp, chiều dài khoảng 15m. Hiện nay trên địa bàn Uông Bí có tổng số trạm biến áp tiêu thụ 6/0,4kV là 58 trạm, 58 máy với tổng công suất đạt là 10 á 950 kVA công suất trung bình mỗi máy khoảng 188 kVA. Các dạng trạm biến áp có cấu trúc kiểu trạm treo ( 40 trạm ) còn dạng cấu trúc trạm xây là 18 trạm . Chi tiết lưới điện trung thế thị xã Uông Bí hiện nay được thể hiện và trình bày trong các bản vẽ trang sau: 674 – A53 Bắc Sơn 1 (180kva) AC50/ 4,5 Bắc Sơn 4 (180kva) AC35/ 0,3 AC50/ 0,92 AC50/ 1,8 AC50/ 5,5 Cơ Điện (180kva) Luyện Thép (320kva) Hình 2.1 . Sơ đồ nguyên lý hiện trạng đường dây 674 – A53. 670 – A53 Q.Trung 9 (180kva) AC70/2,5 Hình 2.2 . Sơ đồ nguyên lý hiện trạng đường dây 670 – A53 671 – A53 1 5 6 7 Nam Khê4 (180kva) AC50/ 0.54 4 3 CT. Than (250kva) AC70/ 0,36 AC70/ 0,92 AC35/ 0,6 AC70/ 1,8 AC70/ 0,96 TR Vương1 (250kva) 2 Q.Trung 10 (100kva) PVC120/ 0,25 T. Xây Dựng (180kva) AC35/ 1,8 TR Vương2 (250kva) TR Vương3 (250kva) Nam Khê3 (250kva) Nam Khê2 (180kva) Nam Khê1 (180kva) XN Gỗ (100kva) AC50/ 2,5 Q.Trung 1 (560kva) Q.Trung 2 (180kva) XN Nước (180kva) AC50/ 0,.23 AC50/ 0,.5 AC50/ 0,6 Hình 2.3 . Sơ đồ nguyên lý hiện trạng đường dây 671 – A53 673 – A53 Cảng Điền Công (180kva) AC50/ 2 Quang trung8 (100kva) AC50/ 0,4 AC50/ 0,5 PVC95/ 0,3 Quang Trung 7 (180kva) Cơ vụ (180kva) AC50/ 0,,2 Hình 2.4 . Sơ đồ nguyên lý hiện trạng đường dây 673 – A53 Hình 2.5 . Sơ đồ nguyên lý hiện trạng đường dây 671 TG Cầu Sến. 673 - T.G Cầu Sến 5 6 Hang Son (100kva) Phương Nam 1 (180kva) AC50/ 4,5 4 Phương Nam 2 (180kva) AC50/ 0,3 3 AC50/ 0,28 AC50/ 0,92 AC50/ 1,8 AC50/ 5,5 Phương Đông 2 (180kva) Phương Nam 3 (180kva) Hình 2.6 . Sơ đồ nguyên lý hiện trạng đường dây 673 TG Cầu Sến. 677 - T.G Cầu Sến 13 14 1 5 6 7 8 7’ XN Than (100kva) AC50/ 0,1 Phương Đông (180kva) AC50/ 0,12 AC50/ 4,5 15 4 Đồng Minh (100kva) AC50/ 0,3 3 Hông Thái (100kva) AC70/ 0,8 16 AC70/ 0,28 AC70/ 0,072 AC70/ 0,92 AC70/ 0,6 AC70/ 1,8 AC70/ 0,96 AC70/ 0,6 Phương Đông 3 (250kva) AC70/ 0,45 2 17 Phương Đông1 (100kva) AC50/ 0,85 AC70/ 0,36 18 AC50/ 0,025 T. Cơ Giới (100kva) 12 G. Dốc Đỏ (160kva) 11 10 Cơ Khí (100kva) AC50/ 1,3 AC70/ 1,8 B.V Thuỵ Điển (1250kva) 9 Hình 2.7 . Sơ đồ nguyên lý hiện trạng đường dây 677 TG Cầu Sến 671 - T.G Lán Tháp Lán Tháp 8 (100kva) Lán Tháp 4 (180kva) AC50/ 4,5 3 AC50/ 1,8 AC50/ 2,5 AC35/ 0,42 Lán Tháp 2 (180kva) Lán Tháp 3 (180kva) Lán Tháp 5 (250kva) AC50/ 0,3 AC35/ 0,5 Hình 2.8 . Sơ đồ nguyên lý hiện trạng đường dây 671 TG Lán Tháp 672 TG Lán Tháp Lán Tháp 6 (250kva) AC50/2,5 Hình 2.9 . Sơ đồ nguyên lý hiện trạng đường dây 672 TG Lán Tháp 641 TG Lán Tháp Lán Tháp 1 (560kva) AC50/ 2 Hình 2.10 . Sơ đồ nguyên lý hiện trạng đường dây 641 TG Lán Tháp III - Lưới điện hạ thế 0,4 kV và công tơ. a - Đường dây 0,4kV - Lưới điện hạ thế thị xã Uông Bí có tổng chiều dài là 128km với 197 lộ đường dây hạ thế cấp điện áp 380v / 220v 3 pha 4 dây gồm nhiều chủng loại. - Cáp bọc PVC thay cho toàn bộ đường dây AC trước kia. - Cáp vặn xoắn XLPE 35 - 95 mới được đưa vào cải tạo trong những năm gần đây. Bảng 5: Thống kê số liệu đường dây hạ thế Chủng loại dây - tiết diện Đơn vị Số lượng Cáp vặn xoắn XPLE - 4 X 95 m 9.120 XPLE - 4 X 70 m 0.121 XPLE - 4 X 50 m 12.135 XPLE - 4 X 35 m 1.608 Cáp bọc PVC - A95 m 28762 PVC - A70 m 26456 PVC - A50 m 25.030 PVC - A35 m 18.354 Tổng số 127.978 - Cáp xuất tuyến từ máy biến áp đến các tổ hạ thế dùng cáp bọc loại PVC - M95, M50. Chất lượng lưới của chi nhánh và xã quản lý . - Thị xã Uông Bí là thị xã trực thuộc Tỉnh, lưới điện 6kV phát triển từ năm 1963 cùng với sự ra đời của nhà máy nhiệt điện Uông Bí . Lưới 6kV của thị xã chủ yếu là lưới nổi, tiết diện chủ yếu là AC50 . Độ tin cậy cung cấp điện trong khu vực trung tâm của thị xã đã được cải thiện do đặt thêm một số cầu dao liên hệ giữa các lộ với nhau . - Lưới hạ thế chắp vá cũng với tổng chiều dài 128km đã cải tạo thay dây cáp bọc và cáp vặn xoắn, nhưng chiều dài đường dây có lộ quá dài và tiết diện lại nhỏ gây tổn thất lớn. Còn một số hộ dùng diện do xã quản lý, chi nhánh chỉ bán đầu nguồn lên giá bán điện bình quân của các hộ do xã quản lý từ 700 á 1.200 kWh. b - Công tơ Khu vực thị xã Uông Bí là khu công nghiệp dân cư tập trung chủ yếu ở các cụm dân cư mới, khu tập thể nhà máy và một phần dân cư thuộc xã ven nội thị với cụm tập trung ( khu tập thể ) công tơ được chuyển đặt vào các hòm các công tơ theo thiết kế cũ đi xuyên tường bị câu móc gây thất thoát trong kinh doanh buôn bán điện . - Với các khu vực dọc đường quốc lộ và nội thị các công tơ đã được chuyển ra cột và bao hộp chắc chắn nên đã giảm được tổn thất phần nào. - Với các khu dân cư còn lại và các xã công tơ vẫn còn nhiều chủng loại và đặt trong hòm trong nhà, dây ra sau công tơ tiết diện nhỏ lại là tạm thời nên không đảm bảo an toàn kinh doanh bán địe và vận hành. Với các khu vực này cần cải tạo và đại tu toàn diện. Tổng số công tơ thị xã Uông Bí tính đến tháng 12 - 2002 là 13.456 công tơ. Trong đó: - Công tơ 3 pha : 419 công tơ. - Công tơ 1 pha : 12.972 công tơ. - Công tơ điện tử : 05 công tơ. IV - Tình hình sử dụng điện hiện tại: Số liệu thống kê, đánh giá quá trình phát triển điện năng từ năm 1999 đến năm 2002 được thống kê trong bảng sau: Thành phần 1999 2000 2001 2002 1. CN + TTCN 20.000 22.015 24.321 26.500 2. Nông nghiệp 522 646 712 837 3. ánh sáng sinh hoạt 12.500 14.700 19.215 21897 4. Công cộng 900 1025 1196 1300 5. Tổng diện tích thương phẩm 33.922 41.068 45.188 49234 6. Tổn thất 4.408 1.806 5.321 5948 7. Điện nhận 38.330 45.874 50.509 55182 - Diễn biến điện năng tiêu thụ giai đoạn từ năm 1999 đến 2002 cho thấy tổng điện thương phẩm hàng năm đều tăng so với năm trước. - Năm 2002 phụ tải cực đại của thị xã Uông Bí đạt khoảng 12.000 kW, chủ yếu là ánh sáng sinh hoạt, sản xuất than và xi măng vật liệu xây dựng. Điện năng cho công nghiệp vẫn tăng đều trong từng năm. - Điện năng sử dụng cho ASSH ngày càng tăng, biểu đồ phụ tải ngày của thị xã Uông Bí cho thấy phụ tải cực đại trong khoảng thời gian từ 9 đến 11 giờ sáng cho phụ tải công nghiệp và vào lúc 18 giờ đêns 20 giờ đêm cho phụ tải ánh sáng sinh hoạt gia đình. Bình quân điện thương phẩm cho 1 người dân trong thị xã Uông Bí năm 2002 đạt 558 kWh/ người năm. Lộ 674 - A53 STT Tên trạm U ( kV ) S ( kVA ) Cos j Pmax Kt 1 Cơ điện 6/0,4 180 0,8 108 0,75 2 Luyện thép 6/0,4 320 0,8 179 0,7 3 Bắc Sơn 4 6/0,4 180 0,8 100,8 0,7 4 Bắc Sơn 1 6/0,4 180 0,8 86,1 0,6 Lộ 670 - A53 1 Quang Trung 9 6/0,4 180 0,8 180 0,75 Lộ 671 - A53 1 Nước sạch 6/0,4 180 0,8 86,2 0,6 2 Quang Trung 2 6/0,4 180 0,8 93,6 0,65 3 Quang Trung 1 6/0,4 560 0,8 313,6 0,7 4 Trưng Vương 2 6/0,4 180 0,8 100,8 0,7 5 Nam Khê 1 6/0,4 18 0,8 108 0,75 6 Quang Trung 10 6/0,4 100 0,8 52 0,65 7 Trưng Vương 1 6/0,4 250 0,8 140 0,7 8 K.sạn Than 6/0,4 180 0,8 93,6 0,65 9 Ván ghép 6/0,4 100 0,8 52 0,65 10 Nam khê 2 6/0,4 180 0,8 93,6 0,65 11 Trưng Vương 3 6/0,4 180 0,8 100,8 0,7 12 Nam Khê 3 6/0,4 250 0,8 130 0,65 13 Trường xây dựng 6/0,4 180 0,8 93,6 0,65 14 Nam Khê 4 6/0,4 100 0,8 56 0,7 Lộ 673 - A53 STT Tên trạm U ( kV ) S ( kVA ) Cos j Pmax Kt 1 HTX Điền Công 6/0,4 180 0,8 86,4 0,6 2 Cơ vụ 6/0,4 180 0,8 90 0.65 3 Quang Trung 8 6/0,4 100 0,8 75 0.65 4 Quang Trung 7 6/0,4 100 0,8 65 0.6 5 Cảng Điền Công 6/0,4 180 0,8 98.3 0.7 6 Cảng Điền Công 6/0,4 320 0,8 189 0.7 Lộ 671 – Trung gian Cầu Sến 1 Trường Việt Xô 6/0,4 250 0,8 140 0,7 2 Thanh Sơn 8 6/0,4 250 0,8 110 0,55 3 Thanh Sơn 5 6/0,4 250 0,8 130 0,65 4 Thanh Sơn 4 6/0,4 180 0,8 93,6 0,65 5 Thanh Sơn 3 6/0,4 250 0,8 140 0,7 6 Thanh Sơn 6 6/0,4 180 0,8 79,2 0,55 7 Thanh Sơn 2 6/0,4 180 0,8 93,6 0,65 8 Quang Trung 6 6/0,4 180 0,8 108 0,75 9 Thanh Sơn 7 6/0,4 250 0,8 130 0,65 10 Ng hàng đầu tư 6/0,4 100 0,8 52 0,65 11 Bưu điện 6/0,4 100 0,8 52 0,65 12 Thanh Sơn 1 6/0,4 320 0,8 179,2 0,7 13 Bia thương mại 6/0,4 100 0,8 48 0,6 14 NH Công thương 6/0,4 100 0,8 48 0,6 15 Quang Trung 3 6/0,4 250 0,8 130 0,65 16 Phú thanh 6/0,4 100 0,8 52 0,65 17 Bí giàng 6/0,4 50 0,8 26 0,65 18 XN thông 6/0,4 100 0,8 48 0,6 19 Quang Trung 4 6/0,4 180 0,8 93,6 0,65 Lộ 673 – Trung gian Cầu Sét 1 Phương đông 2 6/0,4 180 0,8 93,6 0,65 2 Phương nam 1 6/0,4 180 0,8 93,6 0,65 3 Phương nam 2 6/0,4 180 0,8 79,2 0,55 4 Phương nam 3 6/0,4 180 0,8 93,6 0,65 5 Hang Sơn 6/0,4 100 0,8 52 0,65 Lộ 677 – Trung gian Cầu Sến 1 Gạch dốc đỏ 6/0,4 160 0,8 83,2 0,65 2 XN thi công cơ giới 6/0,4 100 0,8 52 0,65 3 XHT đồng minh 6/0,4 100 0,8 52 0,65 4 Phương đông 4 6/0,4 180 0,8 93,6 0,7 5 XN than thùng 6/0,4 100 0,8 56 0,6 6 Phương đông 1 6/0,4 100 0,8 48 0,65 7 Phương đông 3 6/0,4 250 0,8 130 0,6 8 BV VN - Thuỵ điển 6/0,4 1250 0,8 600 0,65 9 Cơ khí 250 xe 6/0,4 100 0,8 52 0,65 10 VP Mỏ Hồng Thái 6/0,4 100 0,8 48 0,6 Lộ 671 – Trung gian Lán Tháp 1 Lán tháp 2 6/0,4 180 0,8 100,8 0,7 2 Lán tháp 3 6/0,4 180 0,8 100,8 0,7 3 Lán tháp 4 6/0,4 180 0,8 108 0,75 4 Lán tháp 5 6/0,4 250 0,8 140 0,7 5 Lán tháp 8 6/0,4 100 0,8 56 0,7 Lộ 672 – Trung gian Lán Tháp 1 Lán tháp 6 6/0,4 250 0,8 140 0,7 Lộ 641 – Trung gian Lán Tháp 1 Lán tháp 6/0,4 560 0,8 336 0,75 Hiện trạng lưới điện thị xã Uông Bí được xây dựng cùng với nhà máy điện Uông Bí, thị xã Uông Bí với nền kinh tế đang phát triển chủ yếu là điện và than. Do lưới xây dựng và phát triển từ lâu, môi trường thị xã Uông Bí có nhiều bụi than bám trên đường dây, đường dây kéo dài phân bố không đều, dân cư tập trung chủ yếu ở cụm dân cư mới, khu tập thể nhà máy và 1 phần dân cư thuộc xã ven nội thị. Lưới hạ thế chắp vá cũ với tổng chiều dài 128km đã cải tạo và thay dây cáp bọc và cáp vặn xoắn những chiều dài đường dây có lộ quá dài mà chi tiết điện lại nhỏ gây tổn thất truyền tải. Còn một số hộ do xã quản lý, chi nhánh chỉ bán đầu nguồnnên giá bán điện bình quân của các hộ do xã quản lý từ 700 á 1200đ/ 1kWh với các khu dân cư và các xã công tơ vẫn còn nhiều chủng loại và đặt trong hòm trong nhà, dây ra sau công tơ tiết diện nhỏ lại là tạm thời nên không đảm bảo an toàn cho kinh doanh bán điện và vận hành. Do khí hậu đồi núi và môi trường bụi bẩn nhiều nên trời mưa thường gây nên sự cố làm gián đoạn lưới và ảnh hưởng lớn đến việc kinh doanh bán điện và quản lý vận hành đo đó cần sớm đầu tư cải tạo lưới điện và quy hoạch cải tạo lưới điện của thị xã Uông Bí là vấn đề cấp bách nhằm đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng của phụ tải.Phải nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, đảm bảo chất lượng điện áp đến các hộ phụ tải phù hợp với yêu cầu của vận hành, giảm tổn thất công suất và điện năng , tăng hiệu quả công suất lưới điện. Đảm bảo lưới điện ổn định đáp ứng yêu cầu trước mắt cũng như phù hợp với sự phát triển lưới điện trong tương lai ./. Chương III Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật của lưới điện trung áp và hạ áp I. Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật lưới trung áp III.1. Sơ đồ thay thế để tính toán Căn cứ vào phương thức vận hành của từng lộ mà ta tách riêng từng lộ để tính toán . Các tính toán sẽ dựa trên sơ đồ thay thế mạng điện thành lập sơ đồ thay thế bao gồm lựa chọn sơ đồ cho mỗi phần tử của mạng điện. Tính toán các thông số của chúng và chắp mối chúng lại với nhau III.1..a. Sơ đồ đẳng trị của đường dây Xét đoạn đường dây có chiều dài L( km) 1 Km Sơ đồ thay thế đường dây R X Với R và X là điện trở và điện kháng đường dây, ta có sơ đồ thay thế Việc xác định trị số ro và xo có thể tra trong sổ tay kỹ thuật Điện trở ro trong sổ tay có thể xác định theo nhiệt độ môi trường là 20oC và ở nhiệt độ khác thì điện trở cũng sẽ khác Điện kháng xo thay đổi theo khoảng cách giữa các pha DTB = Trong đó: D1, D2 và D3 là khoảng cách giữa các pha. Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng trên đoạn đường dây được xác định bằng công thức sau : DPd = .R (kW) DQd = . X (kVAr) Trong đó : P , Q là công suất tác dụng và công suất phản kháng của phụ tải (kW , kVAR). R và X là điện trở và điện kháng đường dây tính bằng (W). Uđm là điện áp định mức của lưới điện (KV). + Tổn thất điện năng : Tổn thất điện năng trên đoạn đường dây được xác định bởi công thức sau : A = Pmax. t (KW.h) Trong đó : -Pmax là tổn thất công suất cực đại trên đoạn đường dây. -t là thời gian tổn thất công suất cực đại +Tổn thất điện áp : Tổn thất điện áp trên đường dây được xác định bởi công thức sau : U = U% = III.1.b .Sơ đồ thay thế của máy biến áp. Các máy biến áp thường dùng là máy biến áp 2 cuộn dây ,3 cuộn dây và máy biến áp tự ngẫu. Với lưới trung áp thường dùng máy biến áp 2 cuộn dây do đó ta lập sơ đồ thay thế của máy biến áp 2 cuộn dây. Rb Xb Gb Bb Theo cấu trúc sơ đồ : Zb= Rb + Xb Yb= Gb + Bb Trong đó : Rb , Xb , Gb , Bb được xác định từ các công thức sau Rb = Gb = Xb = Bb = Khi tính toán gần đúng có thể dùng dùng sơ đồ thay thế MBA 2 cuộn dây như sau. Rb jXb So = Po + jQo Trong đó : + So đặc trưng cho tổn thất không tải của MBA +Tổn thất công suất MBA được xác định bởi công thức sau : SB = PB + jQB PB = Po + PN ()2 (KW) QB = Qo + QN ()2 (KVAR) QN = Qo = Trong đó : Po và PN là tổn thất công suất tác dụng của MBAkhi không tải và khi ngắn mạch (KW) Qo, QN là tổn thất công suất phản kháng của MBA khi không tải và khi ngắn mạch (KVAR) SPT là công suất phụ tải điện (KVA) Sđm là công suất định mức của máy biến áp (KVA) Io% là dòng điện không tải phần trăm của MBA. UN% là điện áp ngắn mạch phần trăm của MBA. +Tổn thất điện năng trong n MBA được xác định bởi công thức sau : DPB =n. D. P0 + (kW) DQB =n. D. Q0 + (kVAr) DAB = n. DP0. t + n . DPN . t = n. DP0. t + . t Coi MBA vận hành suốt năm ta có t = 8760 h + Tổn thất điện áp trong máy biến áp: DUB % = Trong đó: + PB và QB là công suất tác dụng và công suất phản kháng truyền tải qua MBA (kW); (kVAR) + RB và XB là điện trở và điện kháng trong cuộn dây MBA và được xác định. RB = .103 (W) Xb = .10 (W) + Uđm là điện áp định mức của MBA (kV). Muốn quy đổi tổn thất về cấp điện áp nào thì phải quy đổi R, x về cấp điện áp ấy. Hệ số Kt Là tỷ số giữa công suất cực đại của phụ tải và công suất của MBA Kt = Thời gian tổn thất công suất cực đại Đại lượng t được xác định khi đã biết cosj và Tmax của lưới điện theo quan hệ t = f (Tmax , cos j) Hoặc được tính theo biểu thức gần đúng t =(0,124 + Tmax.10-4)2 . 8760 Hệ số cos j Hệ số công suất trung bình xác định dựa vào trị số thống kê của đồng hồ đo công suất tác dụng và phản kháng tại các thời điểm khác nhau trong năm. CosjTB = Hoặc có thể xác định theo công thức: Cosj = trong đó: + ATd là điện năng tác dụng (kWh) + APk là điện năng phản kháng (kVarh) III.2. Tổn thất công suất trong hệ thống cung cấp điện Trong hệ thống cung cấp điện tổn thất công suất chủ yếu xảy ra trên đường dây và trong máy biến áp, còn trên các phần tử khác tổn thất là không đáng kể nên thường bỏ qua . B11 Â L1 B11 Â SPt1 SPt2 B11 Â SPt3 B11 Â L2 L3 Li L11 L21 L31 Li1 Xét một sơ đồ mạng điện : Sơ đồ thay thế tính toán. S DSD3 DSD2 DSD1 S”D1 S”D2 S”D3 S”D i S’D i S’D3 S’D2 DSD11 DSD21 DSD31 DSDi1 S’1 S’2 S’3 S’i S”1 S”2 S”3 S”i DSoB1 DSoB3 DSoBi DSoB2 DScuB1 DScuB2 DScuB3 DScuBi SPT1 SPT2 SPT3 SPTi + Tính toán dòng công suất chạy trong mạng điện . Ta có: Si” = SBi + SPti với SBi = SObi+ ScuBi Si’ = Si” + SDi1 S’Di= SDi + S”Di S ”D1= S’D2 + S1’ S = S ”D1 +SD1 Với : S = P + j Q S = P + j Q PPti = SPti. cosj QPti = SPti. sin j SPti = KT(i) . Sđm Bi KT(i) là hệ số tải của máy biến áp thứ i . SPti là công suất của phụ tải thứ i. SBi là tổn thất công suất trong máy biến áp thứ i. SDi , SDi1 là công suất trên đoạn đường dây thứ i (Di) và trên đoạn đường dây rẽ nhánh Di1. Si’ là công suất chạy vào (ở đầu ) các máy biến áp Bi . S ”D1 là công suất ở cuối đoạn đường dây Di . SDi là công suất ở đầu đoạn đường dây Di . S là công suất đầu nguồn . II.3. Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật lưới trung áp Xét lộ đường dây 677 – Tr ung Gian Cầu Sến a.Sơ đồ nguyên lý: 25 AC-50 1300 AC-50 120 AC-70 100 AC-50 13 120 AC-50 14 300 AC-50 15 800 AC-70 16 450 AC-70 17 677 - T.G Cầu Sến 4500 AC-70 280 AC-70 920 AC-70 1800 AC-70 960 AC-70 600 AC-70 850 AC-50 18 1 2 3 4 5 6 7 360 AC-70 10 9 8 11 12 19 720 AC-70 600 AC-70 1800 AC-70 7 0 1 DS d2 2 3 4 5 6 18 DSB18 Spt18 DSd18 ZB14 17 DSB17 Spt17 DSd17 16 DSB16 Spt16 DSd16 15 DSB15 Spt15 DSd15 14 DSB14 Spt14 DSd14 13 DSB13 Spt13 DSd13 19 DSd5-19 DSB12 Spt12 DSd12-19 11 DSB11 DSd11 8 DSB10 DSd10 DSB9 DSd9 DSd3-20 Spt11 DS d3 DS d4 DS d5 DS d6 DS d7 DS d1 b. Sơ đồ thay thế : 9 Tham số các MBA lộ 677 - T.G cầu sến Nút Tên trạm Sđm (kVA) DP0 (kW) DPN (kW) UN% I0% 18 Phương Đông 1 100 0,6 2,4 5,5 6,5 17 Phương Đông 3 250 0,64 4,1 4 6 9 Bệnh viện VN-TĐ 1250 8,0 24 5,5 4,5 10 Cơ khí 250 xe 100 0,73 2,4 5,5 7,5 12 Trường cơ giới 100 0,73 2,4 5,5 7,5 11 Gạch Dốc Đỏ 160 0,82 2,2 5,5 6 14 Phương Đông 4 180 1 4 5,5 6 13 XN than thùng 100 0,73 2,4 5,5 7,5 15 HTXĐồng Minh 100 0,73 2,4 5,5 7,5 16 Mỏ Hồng Thái 100 0,73 2,4 5,5 7,5 Bảng 3.1 Thông số MBA Lấy Tmax =3500 h/năm ta có: t = (0,124 + 3500 .10-4)2. 8760 = 1968 (h) Cosj = 0,8 đ Sinj = 0,6 Do ta đang xét với lưới trung áp 6kV nên khi tính toán ta lấy điện áp trên phần tử là U=Uđm=6 kV Ta có : Spt= ppt+jQpt Spt(i)= kt(i) . SđmB(i) với kt(i) là hệ số tải của máy biến áp tương ứng Pphụ tải (i) = Sphụ tải (i) . cosj Qphụ tải (i) = Sphụ tải (i) . sinj + Máy biến áp SB = PB + jQB DPB =n. D P0 + (kW) DQB =n. D. Q0 + (kVAr) DQB = D Q0 + (kVAr) DQN = (kVAr) DQo = (kVAr) DAB = n. DP0. t + . t Ví dụ : xét trạm Phương Đông 1 Dựa vào hệ số Kt và Cosj ta có dòng công suất của phụ tải: Sđm =100 KVA Kt=0,6 cosj =0,8 D P0=0,73 kW DPN = 2,4 kW Io% =7,5% UN% =5,5% Sinj = 0.6 Pphụ tải = Sđm . kt . cosj = 100 . 0,6 . 0,8 = 48 (kW) DPB = D P0 + = 0,73 + 2,4 . (0,6)2 =1,594 (kW) DQo = = = 7,5 (KVAr) DQN = = = 5,5(KVAr) DQB = D Q0 + = 7,5 + 5,5 . (0,6)2 = 9,48(KVAr) DSB = DPB + DQB = 1,594 +j 9,48 (kVA) Với t = (0,124 + 3500 .10-4)2. 8760 = 1968 (h) DAB = DPo . t + . t = 0,73 . 8760 + [2,4 . (0,6)2 ] . 1968 = 8095,15 (kWh ) Tính toán tương tự ta có bảng kết quả như sau: (Bảng 3.2) Lộ 677- Trung Gian Cầu Sến Nút Tên trạm Sđm KVA Kt cosj Ppt kW Qpt KVAr DPB kW DQB kVAr DAB kWh 18 Phương Đông 1 100 0.6 0.8 48 36 1.594 9.48 8095.29 17 Phương Đông 3 250 0.65 0.8 130 97.5 2.372 19.22 9015.75 9 Bệnh việnTĐ 1250 0.6 0.8 600 450 16.64 81 87084.9 10 Cơ khí 250 xe 100 0.65 0.8 52 39 1.744 9.823 8390.52 12 XN cơ giới 100 0.65 0.8 52 39 1.744 9.823 8390.52 11 Gạch Dốc Đỏ 160 0.65 0.8 83.2 62.4 1.749 13.31 9012.61 14 Phương Đông 4 180 0.65 0.8 93.6 70.2 2.69 14.98 12086.1 13 XN than thùng 100 0.7 0.8 56 42 1.906 10.19 8709.36 15 HTXĐồng Minh 100 0.65 0.8 52 39 1.744 9.823 8390.52 16 Mỏ Hồng Thái 100 0.6 0.8 48 36 1.594 9.48 8095.29 Bảng 3.2. Thông số vận hành của các phụ tải và các máy biến áp trên các lộ Tính toán dòng công suất , tổn thất công suất và tổn tất điện áp trên đường dây: Thông số kỹ thuật của đường dây Đoạn Loại dây ro(W/km) xo(W/km) L(km) R(W) X(W) 1 2 3 4 5 6 7 0-1 ac70 0.460 0.382 0.360 0.166 0.138 1-2 ac70 0.460 0.382 0.600 0.276 0.229 2-3 ac70 0.460 0.382 0.960 0.442 0.367 3-4 ac70 0.460 0.382 1.800 0.828 0.688 4-5 ac70 0.460 0.382 0.920 0.423 0.351 5-6 ac70 0.460 0.382 0.280 0.129 0.107 6-7 ac50 0.650 0.392 4.500 2.925 1.764 7-13 ac50 0.650 0.392 0.100 0.065 0.039 6-14 ac50 0.650 0.392 0.120 0.078 0.047 4-15 ac50 0.650 0.392 0.300 0.195 0.118 3-16 ac70 0.460 0.382 0.800 0.368 0.306 2-17 ac70 0.460 0.382 0.450 0.207 0.172 1-18 ac50 0.650 0.392 0.850 0.553 0.333 3-8 ac70 0.460 0.382 0.600 0.276 0.229 8-9 ac70 0.460 0.382 1.800 0.828 0.688 8-10 ac70 0.650 0.392 0.120 0.078 0.047 5-19 ac50 0.460 0.382 0.720 0.331 0.275 19-11 ac50 0.650 0.392 1.300 0.845 0.510 19-12 ac50 0.650 0.392 0.025 0.016 0.010 Bảng 3.3 thông số kỹ thuật của đường dây. Tính tổn thất trên từng đoạn đường dây: 1.Đoạn từ 13 á 7: S “13á7 = Spt13 + DSB13 = 56 + j 42+1,906 +j10,19 = 57,906 + j 52,19 (kVA) - Tổn thất công suất: DS13á7 = = = 0,011 + j 0,066 (kVA) đ S ‘13á7 = S “13á7 + DS13á7 = 58,016 + j 52,266 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU13-7 = = 0,96 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA13-7 = DP13-7 . t = 0,011 .1968 = 21,648 (kWh) 2.Đoạn từ 7 á 6: S “7á6 = S ‘13á7 = S “13á7 + DS13á7 = 58,016 + j 52,266 (kVA) - Tổn thất công suất: DS7á6 = = = 0,493 + j 0,299 (kVA) đ S ‘7á6 = S “7á6 + DS7á6 = 58.509 + j 52,565 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU7-6 = = 43,58 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA7-6 = DP7-6 . t = 0,493 .1968 = 970,224 (kWh) 3.Đoạn từ 14 á 6: S “14á6 = Spt14 + DSB14 = 93,6 + j 70,2+2,69 +j14,98 = 95,99 + j 85,18 (kVA) - Tổn thất công suất: DS14á6 = = = 0,033 + j 0,020 (kVA) đ S ‘14á6 = S “14á6 + DS14á6 = 96,02 + j 85,2 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU14-6 = = 0,32 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA14-6 = DP14-6 . t = 0,033 .1968 =64,94 (kWh) 4.Đoạn từ 15 á 4: S “15á4 = Spt15 + DSB15 = 52 + j 39 +1,74 +j 9,823 = 53,74 + j 48,823 (kVA) - Tổn thất công suất: DS15á4 = = = 0,028 + j 0,017 (kVA) đ S ‘15á4 = S “15á4 + DS15á4 = 53,768 + j 48,84 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU15-4 = = 2,7 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA15-4 = DP15-4 . t = 0,028 .1968 =55,104 (kWh) 5.Đoạn từ 6 á 5: S “6 á5 =S ‘7á6+S ‘14á6 =58.509 + j 52,565 + 96,02 + j 85,2 = 154,529 + j 137,765 (kVA) - Tổn thất công suất: DS6á5 = = = 1,196 + j 0,993 (kVA) đ S ‘6á5 = S “6á5 + DS6á5 = 155,725 + j 138,758 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU6-5 = = 47,32 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA6-5 = DP6-5 . t = 1,196 .1968 = 2353,728 (kWh) 6.Đoạn từ 12 á 19 : S “12á19 = Spt12 + DSB12 = 52 + j 39 +1,74 +j 9,823 = 53,74 + j 48,823 (kVA) - Tổn thất công suất: DS12á19 = = = 0,0023 + j 0,0013 (kVA) S ‘12á19 = S “12á19 + DS12á19 = 53,742 + j 48,841 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU12-19 = = 0,216 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA12-19 = DP12-19 . t = 0,0023 .1968 = 4,526 (kWh) 7.Đoạn từ 11 á 19 : S “11á19 = Spt11 + DSB11 = 83,2 + j 62,4 +1,749 +j 13,31 = 84,949 + j 75,71 (kVA) - Tổn thất công suất: DS11á19 = = = 0,303 + j 0,183 (kVA) S ‘11á19 = S “11á19 + DS11á19 = 85,252 + j 75,893 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU11-19 = = 18,45 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA11-19 = DP11-19 . t = 0,303 .1968 = 596,3 (kWh) 8.Đoạn từ 19 á 5: S “19 á5 = S ‘12á19 + S ‘11á19 = 53,742 + j 48,841 + 85,252 + j 75,893 = 138,994 + j 124,734 (kVA) - Tổn thất công suất: DS19á5 = = = 0,32 + j 0,266 (kVA) đ S ‘19á5 = S “19á5 + DS19á5 = 139,31 + j 125 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU19-5 = = 13,41 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA19-5 = DP19-5 . t = 0,32 .1968 = 629,76 (kWh) 9.Đoạn từ 5 á 4: S “5 á4 = S ‘6á5 + S ‘19á5 = 155,725 + j 138,758 + 139,31 + j 125 = 295,035 + j 263,758 (kVA) - Tổn thất công suất: DS5á4 = = = 1,84 + j 1,527 (kVA) đ S ‘5á4 = S “5á4 + DS5á4 = 296,875 + j 265,285 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU5-4 = = 36,45 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA5-4 = DP5-4 . t = 1,84 .1968 = 3621,12 (kWh) 10.Đoạn từ 4 á 3: S “4 á3 = S ‘5á4 + S ‘15á4 = 296,875 + j 265,285 + 53,768 + j 48,84 = 350,64 + j 314,13 (kVA) - Tổn thất công suất: DS4á3 = = = 5,10 + j 4,24 (kVA) đ S ‘4á3 = S “4á3 + DS4á3 = 355,74 + j 318,37 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU4-3 = = 85,60 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA4-3 = DP4-3 . t = 5,10 .1968 = 10036,8 (kWh) 11.Đoạn từ 16 á 3: S “16á3 = Spt16 + DSB16 = 48 + j 36 +1,594 +j 9,48 = 49.594 + j 45,48 (kVA) - Tổn thất công suất: DS16á3 = = = 0,046 + j 0,038 (kVA) đ S ‘16á3 = S “16á3 + DS16á3 = 49,64 + j 45,518 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU16-3 = = 5,36 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA16-3 = DP16-3 . t = 0,046 .1968 =90,528 (kWh) 12.Đoạn từ 10á 8: S “10á8 = Spt10 + DSB10 = 52 + j 39 +1,74 +j 9,823 = 53,74 + j 48,823 (kVA) - Tổn thất công suất: DS10á8 = = = 0,011 + j 0,0068 (kVA) S ‘10á8 = S “10á8 + DS10á8 = 53,751 + j 48,830 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU10-8 = = 1,08 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA10-8=DP10-8.t = 0,011 .1968 = 21,648 (kWh) 13.Đoạn từ 9á 8: S “9á8 = Spt9 + DSB9 = 600 + j 450 +16,64 +j 81 = 616,64 + j 531 (kVA) - Tổn thất công suất: DS9á8 = = = 15,23 + j 12,66 (kVA) S ‘9á8 = S “9á8 + DS9á8 = 631,87 + j 543,66 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU9-8 = = 149,53 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA9-8 = DP9-8 . t = 15,23 .1968 = 29972 (kWh) 14.Đoạn từ 8 á 3: S “8 á3 = S ‘10á8 + S ‘9á8 = 53,751 + j 48,830 + 631,87 + j 543,66 = 685,62 + j 592,49 (kVA) - Tổn thất công suất: DS8á3 = = = 6,295 + j 5,22 (kVA) đ S ‘8á3 = S “8á3 + DS8á3 = 691,92 + j 597,71 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU8-3 = = 54,64 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA8-3 = DP8-3 . t = 6,29 .1968 = 12378,72 (kWh) 15.Đoạn từ 3 á 2: S “3 á2 = S ‘4á3 + S ‘16á3 + S ‘8á3 = = 355,74 + j 318,37 + 49,64 + j 45,518 + + 691,92 + j 597,71 = 1097,3 + j 961,598 (kVA) - Tổn thất công suất: DS3á2 = = = 26,08 + j 21,7 (kVA) đ S ‘3á2 = S “3á2 + DS3á2 = 1123,4 + j 983,298 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU3-2 = = 142,7 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA3-2 = DP3-2 . t = 26,08 .1968 = 51325,44 (kWh) 16.Đoạn từ 17 á 2: S “17á2 = Spt17 + DSB17 = 130 + j 97,5 +2,372 +j 19,22 = 132,372 + j 116,72 (kVA) - Tổn thất công suất: DS17á2 = = = 0,179 + j 0,147 (kVA) đ S ‘17á2 = S “17á2 + DS17á2 = 132,55 + j116,88 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU17-2 = = 7,89 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA17-2 = DP17-2 . t = 0,179 .1968 =352,272 (kWh) 17.Đoạn từ 2 á 1: S “2 á1 = S ‘17á2 + S ‘3á2 = 132,55 + j116,88 + 1123,4 + j 983,298 = 1255,95 + j 1055,178 (kVA) - Tổn thất công suất: DS2á1 = = = 20,62 + j 17,12 (kVA) đ S ‘2á1 = S “2á1 + DS2á1 = 1276,58 + j 1072,298 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU2-1 = = 99,65 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA2-1 = DP2-1 . t = 20,62 .1968 = 40580,16 (kWh) 18.Đoạn từ 18 á 1: S “18á1 = Spt18 + DSB18 = 48 + j 36 +1,594 +j 9,48 = 49.594 + j 45,48 (kVA) - Tổn thất công suất: DS18á1 = = = 0,069 + j 0,042 (kVA) đ S ‘18á1 = S “18á1 + DS18á1 = 49,66 + j 45,52 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU18-1 = = 7,078 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA18-1 = DP18-1 . t = 0,069 .1968 =135,792 (kWh) 19. Đoạn từ 1 á 0: S “1 á0 = S ‘1á1 + S ‘18á1 = 1276,58 + j 1072,298 + 49,66 + j 45,52 = 1326,24 + j 1117,818 (kVA) - Tổn thất công suất: DS1á0 = = = 13,79 + j 11,53 (kVA) đ S ‘1á0 = S “1á0 + DS1á0 = 1340,03 + j 1129,35 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU1-0 = = 63,495 . 10-3 (kV) - Tổn thất điện năng: DA1-0 = DP1-0 . t = 13,79 .1968 = 27138,72 (kWh) Căn cứ vào các thông số đã tính được ở trên ta sẽ xác định được lượng tổn thất như sau. * Tổng tổn thất công suất: SDP =S DPB + S DPdd = 33,777 + 53,27 = 87,043 (kW) DPồ% = * Tổn thất điện năng: SDA =S DAB + S DAdd = 167270,96 + 180353,43 =347624,39 (kWh) Aồ = P1-0 .Tmax =1340,03.3500 = 4690105 (kWh) DA% = * Tổng tổn thất điện áp trên đường dây: DU0-13 = 0,78 (kV) DU% = Như vậy với cách tính tương tự như trên ta sẽ có bảng kết quả sau: Tên lộ 6 kV DP (kW) DP % DA (kWh) DA % DU % Lộ 673-A53 1,642 1,4 2466,6 1,94 1,84 Lộ 670-A53 1,745 1,72 2715,4 1,72 2,0 Lộ 671-A53 214,701 12,4 472549,6 6,29 9,345 Lộ 674-A53 16,21 2,12 398,95 2,02 2,12 Lộ 671- TG Cầu Sến 244,54 7,6 542756,9 7,25 9,523 Lộ 673- TG Cầu Sến 17,24 2,15 415,74 2,33 2,4 Lộ 677- TG Cầu Sến 87,043 6,49 347624,39 7,41 13 Lộ 671- TG Lán Tháp 75,4 5,8 3012,4 4,34 5,75 Lộ 672- TG Lán Tháp 1,754 1,2 25,46,7 2,1 2,4 Lộ 641- TG Lán Tháp 2,154 1,6 3124,6 2,21 2,1 C. Nhận xét: Ta nhận thấy rằng lưới trung áp thị xã uông Bí có lượng tổn thất rất lớn so với các chỉ tiêu đặt ra .Đó cũng có thể là do các vấn đề khách quan và chủ quan do ngành quản lý gây ra . Song nó cần phải được khắc phục bằng cách cải tạo lại toàn bộ các thiết bị cũ và thiếu đồng bộ trong công tác vận hành. Có như vậy mới đảm bảo cho lưới trung áp nằm trên địa bàn thị xã có thể thực hiện tốt công tác tiết kiệm điện năng . Đó là công tác nhất thiết phải thực hiện để đảm bảo tính kinh tế cũng như kỹ thuật cho toàn bộ lưới trung áp và đáp ứng được nhu cầu của phụ tải . II. 4. Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật lưới hạ áp. Thị xã uông Bí là khu công nghiệp gồm hai ngành chính là than và điện .Khu đân cư rải rác nhiều chưa tập trung vào khu chung cư chính, do vậy nên lưới điện hạ áp cung cấp cho các hộ tiêu thụ trong thị xã khá phức tạp . Do phạm vi trình bày của đồ án bị hạn chế nên ta chỉ xét ở đây 3 trạm biến áp điển hình nằm trên địa bàn phường Thanh Sơn và có thể từ đó khái quát được hệ thống hạ áp cũng như các chỉ tiêu cơ bản của nó tại thị xã . Ta chọn 3 trạm biến áp là : TBA Thanh Sơn 8, Thanh Sơn 1, Thanh Sơn 3 Xét trạm biến áp Thanh Sơn 8 : TRạm biến áp này được xây dựng và đưa vào vận hành từ năm 1994,công suất đặt là 250 KVA – 6/0,4 KVlà loại trạm cột cung cấp cho 144 hộ sinh hoạt bằng 3 lộ hạ thế Thông số của trạm tại giờ cao điểm là : * Imax =280A * Umax = 160V ( tại phụ tải xa nhất) -Đường dây hạ thế là loại PVC 4x70 , 4x50 , 4x35 , 4x95 mm2 đi trên cột bê tông cao 10m. Tất cả các hộ dùng điện thông qua công tơ tư gia ,đặt trong các hộp compozit 2 hoặc 4 công tơ và treo trên cột ở độ cao 2,5 m so với mặt đất . Ta có sơ đồ nguyên lý như sau : 28 8 9 1 20 10 2 3 4 5 6 7 11 12 13 14 16 15 17 18 19 0 21 22 23 27 24 25 26 ABC 4-120 PVC 4-70 PVC 4-50 PVC 4-50 PVC 4-95 8 1 PVC 4-95 PVC 4-70 PVC 4-70 PVC 4-50 PVC 4-50 PVC 4-50 PVC 4-50 PVC 4-70 PVC 4-70 PVC 4-50 PVC 4-50 PVC 4-50 PVC 4-95 PVC 4-95 PVC 4-50 PVC 4-50 PVC 4-50 PVC 4-50 PVC 4-35 PVC 4-50 PVC 4-35 PVC 4-50 Ta có sơ đồ thay thế tính toán như sau : 9 1 20 10 3 4 5 6 7 11 12 13 14 16 15 17 18 19 0 21 22 23 27 24 25 26 Z8-9 Z1-8 Z1-20 Z20-21 Z21-24 Z22-27 Z22-23 Z21-25 Z25-26 Z1-2 Z2-3 Z3-4 Z4-5 Z0-1 Z9-10 Z10-11 Z5-7 28 Z11-12 Z12-13 Z13-14 Z14-15 Z15-16 Z16-17 Z18-19 Z5-6 Z15-28 Z16-18 2 8 +Xác định công suất tiêu thụ tại mỗi nút : ở lưới điện sinh hoạt, công suất của mỗi công tơ ta có thể lấy từ (1,2á1,5) kVA. Tmax =3000 (h) Cos j = 0,8 Udm = 0,4 (kV) đ t = (0,124 + 3000 . 10-4)2 . 8760 = 1574,8 (h) * Các công thức dùng trong tính toán như sau: + Công suất tiêu thụ tại mỗi nút Sn = n . m . Sctơ Trong đó: n - số công tơ tại nút phụ tải m - hệ số đồng thời của các công tơ, m =0,8 Sctơ - công suất của mỗi công tơ, lấy Sctơ = 1,5 (kVA) + tổn thất công suất tác dụng: DP = 10-3 (kW) + tổn thất công suất phản kháng: DQ = 10-3 (kVAr) + tổn thất điện năng DA = DPmax . t + tổn thất điện năng tính theo phần trăm: DA% = + tổn thất điện áp: DU = .10-3 (kV) Tra sổ tay kỹ thuật và tiến hành tính toán ta có bảng kết quả thông số cảu các phụ tải nằm trên lưới hạ áp tại khu vực trạm và thông số kỹ thuật của các đường day thuộc lưới hạ áp trạm biến áp Thanh Sơn 8: Bảng 3.4 Thông số nút phụ tải thông số đường dây Thông số nút phụ tải Thông số đường dây Nút Số công tơ Tổng C. suất Đoạn dây Loại dây Độ dài km ro W/km xo W/km R W X W 1 Pha S kVA P kW Q kVAr 5 6 4.8 3.6 0-1 ABC4-120 0.02 0.153 0.0782 0.00306 0.0016 2 4 4.8 3.84 2.88 1-2 PVC4-70 0.025 0.48 0.24 0.012 0.006 3 3 3.6 2.88 2.16 2-3 PVC4-70 0.021 0.48 0.24 0.01008 0.005 4 2 2.4 1.92 1.44 3-4 PVC4-70 0.028 0.48 0.24 0.01344 0.0067 5 4 4.8 3.84 2.88 4-5 PVC4-50 0.022 0.67 0.25 0.01474 0.0055 6 2 2.4 1.92 1.44 5-6 PVC4-50 0.025 0.67 0.25 0.01675 0.0063 7 3 3.6 2.88 2.16 5-7 PVC4-95 0.024 0.35 0.23 0.0084 0.0055 8 6 7.2 5.76 4.32 1-8 PVC4-95 0.026 0.35 0.23 0.0091 0.006 9 8 9.6 7.68 5.76 8-9 PVC4-95 0.024 0.35 0.23 0.0084 0.0055 10 6 7.2 5.76 4.32 9-10 PVC4-95 0.026 0.35 0.23 0.0091 0.006 11 6 7.2 5.76 4.32 10-11 PVC4-95 0.024 0.35 0.23 0.0084 0.0055 12 7 8.4 6.72 5.04 11-12 PVC4-50 0.026 0.67 0.25 0.01742 0.0065 13 6 7.2 5.76 4.32 12-13 PVC4-50 0.021 0.67 0.25 0.01407 0.0053 14 4 4.8 3.84 2.88 12-28 PVC4-50 0.018 0.67 0.25 0.01206 0.0045 15 10 12 9.6 7.2 13-14 PVC4-50 0.022 0.67 0.25 0.01474 0.0055 16 4 4.8 3.84 2.88 14-15 PVC4-50 0.025 0.67 0.25 0.01675 0.0063 17 4 4.8 3.84 2.88 15-16 PVC4-35 0.019 0.95 0.26 0.01805 0.0049 18 3 3.6 2.88 2.16 16-17 PVC4-50 0.02 0.67 0.25 0.0134 0.005 19 3 3.6 2.88 2.16 16-18 PVC4-35 0.025 0.67 0.26 0.01675 0.0065 20 5 6 4.8 3.6 18-19 PVC4-50 0.02 0.48 0.25 0.0096 0.005 21 7 8.4 6.72 5.04 1-20 PVC4-50 0.024 0.48 0.25 0.01152 0.006 22 7 8.4 6.72 5.04 20-21 PVC4-70 0.02 0.48 0.24 0.0096 0.0048 23 6 7.2 5.76 4.32 21-22 PVC4-70 0.026 0.48 0.24 0.01248 0.0062 24 6 7.2 5.76 4.32 22-23 PVC4-70 0.021 0.48 0.24 0.01008 0.005 25 4 4.8 3.84 2.88 22-27 PVC4-50 0.026 0.67 0.25 0.01742 0.0065 26 3 3.6 2.88 2.16 21-25 PVC4-50 0.02 0.67 0.25 0.0134 0.005 27 6 7.2 5.76 4.32 25-26 PVC4-50 0.02 0.67 0.25 0.0134 0.005 28 10 12 9.6 7.2 21-24 PVC4-50 0.02 0.67 0.25 0.0134 0.005 Tính toán thông số lưới 0,4 KV – Thanh Sơn 8 (250 KVA – 6/0,4KV) 1.Xét đoạn 17 – 16. S”17á16 = S17 = 3,84 + j 2,88 (kVA) D S”17á16 = . Z17á16 = . (0,019 + j 0,0052) = 0,002736 + j 0,000749 (kVA) S’17á16 = S”17á16 + DS”17á16 = 3,84 + j 2,88 + 0,002736 + j 0,000749 = 3,842736 + j 2,880749 (kVA) DU17á16 = = (kV) 2.Xét đoạn 18 – 19. S”18á19 = S19 = 2,88 + j 2,16 (kVA) D S”18á19 = . Z18á19 = . (0,0134 + j 0,005) = 0,0010854 + j 0,000405 (kVA) S’18á19 = S”18á19 + DS”18á19 = 2,88 + j 2,16 + 0,0010854 + j 0,000405 = 2,8810854 + j 2,160405 (kVA) DU18á19 = = (kV) 3.Xét đoạn 16 – 18. S”16á18 = S’19-18 + S18 = 2,8810854 + j 2,160405 + 2,88 + j2,16 (kVA) = 5,761085 + j4,320405 (kVA) D S”16á18 = . Z16á18 = . (0,01675 + j 0,00625) = 0,00521 + j 0,001936 (kVA) S’16á18 = S”16á18 + DS”16á18 = 5,761085 + j4,320405 + 0,00521 + j 0,001936 = 5,766295 + j 4,322341 (kVA) DU16á18 = = (kV) 4. Xét đoạn 16 – 15. S”16á15 = S’17-16 + S’18-16 + S16 = 3,842736 + j 2,880749 + 5,766295 + j 4,322341 + 3,84 + j2,88 = 13,449+ j 10,0381 (kVA) D S”16á15 = . Z16á15 = . (0,01273 + j 0,00475) = 0,00225 + j 0,0084 (kVA) S’16á15 = S”16á15 + DS”16á15 = 13,449 + j 10,0381 + 0,00225 + j 0,0084 = 13,45125 + j 10,0951 (kVA) DU16á15 = = (kV) 5.Xét đoạn 15 – 14. S”15á14 = S’16-15 + S15= 13,45125 + j 10,0951 + 9,6 + j 7,2 = 23,072+ j 17,292 (kVA) D S”15á14 = . Z15á14 = . (0,01675 + j 0,00625) = 0,08703 + j 0,032474 (kVA) S’15á14 = S”15á14 + DS”15á14 = 23,072+ j 17,292 + 0,08703 + j 0,032474 = 23,159 + j 17,3244 (kVA) DU15á14 = = (kV) 6.Xét đoạn 14 – 13. S”14á13 = S’14-15 + S14= 23,159 + j 17,3244 +3,84 + j2,88 = 26,999+ j 20,204 (kVA) D S”14á13 = . Z14á13 = . (0,01474 + j 0,0055) = 0,1048 + j 0,039 (kVA) S’14á13 = S”14á13 + DS”14á13 = 26,999+ j 20,204 + 0,1048 + j 0,039 = 27,104 + j 20,243 (kVA) DU14á13 = = (kV) 7.Xét đoạn 13 – 12. S”13á12 = S’14-13 + S13= 27,104 + j 20,243 + 5,76 +j 4,32 = 32,864+ j 24,563 (kVA) D S”13á12 = . Z13á12 = . (0,01407 + j 0,00525) = 0,148 + j 0,0552 (kVA) S’13á12 = S”13á12 + DS”13á12 = 32,864+ j 24,563 + 0,148 + j 0,0552 = 33,012 + j 24,615 (kVA) DU13á12 = = (kV) 8.Xét đoạn 28 – 12. S”28á12 = S28 = 9,6 + j 7,2 (kVA) D S”28á12 = . Z28á12 = . (0,01206 + j 0,0045) = 0,0108 + j 0,00405 (kVA) S’28á12 = S”28á12 + DS”28á12 = 9,6 + j 7,2 + 0,0108 + j 0,00405 = 9,611 + j 7,20405 (kVA) DU28á12 = = (kV) 9.Xét đoạn 12 – 11. S”12á11 = S’28-12 + S’13-12 + S12 = 9,611 + j 7,20405 + 33,012 + j 24,615 + 6,72 + + j 5,04 = 49,343+ j 36,85905 (kVA) D S”12á11 = . Z12á11 = . (0,01742 + j 0,0065) = 0.413 + j 0,1541 (kVA) S’12á11 = S”12á11 + DS”12á11 = 49,343+ j 36,85905 + 0.413 + j 0,1541 = 49,756 + j 37,013 (kVA) DU12á11 = = (kV) 10.Xét đoạn 11 – 10. S”11á10 = S’12-11 + S11= 49,756 + j 37,013 + 5,76 + j 4,32 = 55,512+ j 41,333 (kVA) D S”11á10 = . Z11á10 = . (0,0084 + j 0,0055) = 0,251 + j 0,165 (kVA) S’11á10 = S”11á10 + DS”11á10 = 55,512+ j 41,333 + 0,251 + j 0,165 = 55,763 + j 41,498 (kVA) DU11á10 = = (kV) 11.Xét đoạn 10 – 9. S”10á9 = S’11-10 + S10= 55,763 + j 41,498 + 5,76 + j 4,32 = 61,523+ j 44,818 (kVA) D S”10á9 = . Z10á9 = . (0,0091 + j 0,006) = 0,3295 + j 0,217 (kVA) S’10á9 = S”10á9 + DS”10á9 = 61,523+ j 44,818 + 0,3295 + j 0,217 = 61,853 + j 45,035 (kVA) DU10á9 = = (kV) 12.Xét đoạn 9 – 8. S”10á9 = S’10-9 + S9= 61,853 + j 45,035 + 7,68 + j 5,76 = 69,533+ j 50,795 (kVA) D S”9á8 = . Z9á8 = . (0,0084 + j 0,0055) = 0,389 + j 0,2549 (kVA) S’9á8 = S”9á8 + DS”9á8 = 69,533+ j 50,795 + 0,389 + j 0,2549 = 69,922 + j 51,05 (kVA) DU9á8 = = (kV) 13.Xét đoạn 8 – 1. S”8á1 = S’9-8 + S8= 69,922 + j 51,05 + 5,76 + j 4,32 = 75,682+ j 55,37 (kVA) D S”8á1 = . Z8á1 = . (0,0091 + j 0,006) = 0,5 + j 0,329 (kVA) S’8á1 = S”8á1 + DS”8á1 = 75,682+ j 55,37 + 0,5 + j 0,329 = 76,182 + j 55,699 (kVA) DU8á1 = = (kV) 14.Xét đoạn 23 – 22. S”23á22 = S23 = 5,76 + j 4,32 (kVA) D S”23á22 = . Z23á22 = . (0,01008 + j 0,00504) = 0,0046 + j 0,00163 (kVA) S’23á22 = S”23á22 + DS”23á22 = 5,76 + j 4,32 + 0,0108 + j 0,00405 = 5,766 + j 4,338 (kVA) DU23á22 = = (kV) 15.Xét đoạn 27 – 22. S”27á22 = S27 = 3,84 + j 2,88 (kVA) D S”27á22 = . Z27á22 = . (0,01742 + j 0,0065) = 0,0025 + j 0, 000936 (kVA) S’27á22 = S”27á22 + DS”27á22 = 3,84 + j 2,88 + 0,0025 + j 0, 000936 = 3,8425 + j 2,880936 (kVA) DU27á22 = = (kV) 16.Xét đoạn 22 –21. S”22á21 = S’27-22 + S’23-22 + S22 =3,8425 + j 2,880936 + 5,766 + j 4,338 + 6,72 + j 5,04 = 16,3285+ j 12,258936 (kVA) D S”22á21 = . Z22á21 = . (0,01248 + j 0,0062) = 0.0325 + j 0,016 (kVA) S’22á21 = S”22á21 + DS”22á21 = 16,3285+ j 12,258936 + 0.0325 + j 0,016 = 16,3335 + j 12,264936 (kVA) DU22á21 = = (kV) 17.Xét đoạn 24 – 21. S”24á21 = S24 = 5,76 + j 4,32 (kVA) D S”24á21 = . Z24á21 = . (0,0134 + j 0,005) = 0,0043 + j 0, 0016 (kVA) S’24á21 = S”24á21 + DS”24á21 = 5,76 + j 4,32 + 0,0043 + j 0, 0016 = 5,7643 + j 4,3216 (kVA) DU24á21 = = (kV) 18.Xét đoạn 26 – 25. S”26á25 = S26 = 2,88 + j 2,16 (kVA) D S”26á25 = . Z26á25 = . (0,0134 + j 0,005) = 0,00108 + j 0, 0004 (kVA) S’26á25 = S”26á25 + DS”26á25 = 2,88 + j 2,16 + 0,00108 + j 0, 0004 = 2,88108 + j 2,1604 (kVA) DU26á25 = = (kV) 19.Xét đoạn 25 – 21. S”25á21 = S’26á25+S25=2,88108+j2,1604+3,84 + j2,88 = 6,72+j5,04 (kVA) D S”25á21 = . Z25á21 = . (0,0134 + j 0,005) = 0,0059 + j 0, 00022 (kVA) S’25á21 = S”25á21 + DS”25á21 = 6,72+j5,04+0,0059 + j 0, 00022 = 6,7259 + j 5,04022 (kVA) DU25á21 = = (kV) 20.Xét đoạn 21 –20. S”21á20 = S’25-21 + S’22-21 +S’24-21 + S21 =6,7259 + j 5,04022+16,3335 + j 12,264936+5,7643 + j 4,3216+6,72+j5,04 = 35,5427+ j 26,667 (kVA) D S”21á20 = . Z21á20 = . (0,0096 + j 0,0048) = 0.118+ j 0,059 (kVA) S’21á20 = S”21á20 + DS”21á20 = 35,5427+ j 26,667+0.118+ j 0,059 = 35,66 + j 26,726 (kVA) DU21á20 = = (kV) 21.Xét đoạn 20 – 1. S”20á1 = S’21á20+S20=35,66 + j 26,726+4,8+j3,6 = 40,46+j30,326 (kVA) D S”20á1 = . Z20á1 = . (0,01152 + j 0,006) = 0,184 + j 0, 095 (kVA) S’20á1 = S”20á1 + DS”20á1 = 40,46+j30,326+0,184 + j 0, 095 = 40,644 + j 30,421 (kVA) DU20á1 = = (kV) 22.Xét đoạn 6 – 5. S”6á5 = S 6 = 1,92 + j 1,44 (kVA) D S”6á5 = . Z6á5 = . (0,01675 + j 0,0063) = 0,00063 + j 0, 00023 (kVA) S’6á5 = S”6á5 + DS”6á5 = 1,92 + j 1,44+0,00063 + j 0, 00023 = 1,92063 + j 1,44023 (kVA) DU6á5 = = (kV) 23.Xét đoạn 7 – 5. S”7á5 = S 7 = 2,88 + j 2,16 (kVA) D S”7á5 = . Z7á5 = . (0,0084 + j 0,005) = 0,0007 + j 0, 0004 (kVA) S’7á5 = S”7á5 + DS”7á5 = 2,88 + j 2,16+0,0007 + j 0, 0004 =2,8807 + j 2,1604 (kVA) DU7á5 = = (kV) 24.Xét đoạn 5 –4. S”5á4 = S’6-5 + S’7-5 + S5 =1,92063 + j 1,44023+2,8807 + j 2,1604+3,84 + j2,88 = 8,64+ j 6,481 (kVA) D S”5á4 = . Z5á4 = . (0,01474 + j 0,0055) = 0,012+ j 0,004 (kVA) S’5á4 = S”5á4 + DS”5á4 = 8,64+ j 6,481+0,012+ j 0,004 =8,652 + j 6,485 (kVA) DU5á4 = = (kV) 25.Xét đoạn 4 – 3. S”4á3 = S’5á4+S4=8,652 + j 6,485+1,92+ j1,44 = 10,572+j7,925 (kVA) D S”4á3 = . Z4á3 = . (0,01344 + j 0,0067) = 0,015 + j 0, 0073 (kVA) S’4á3 = S”4á3 + DS”4á3 = 10,572+j7,925+0,015 + j 0, 0073 = 10,585 + j 7,9323 (kVA) DU4á3 = = (kV) 26.Xét đoạn 3 – 2. S”3á2 = S’4á3+S3=10,585 + j 7,9323+2,88+j2,16 = 13,465+j10,0923 (kVA) D S”3á2 = . Z3á2 = . (0,0108 + j 0,005) = 0,019 + j 0, 009 (kVA) S’3á2 = S”3á2 + DS”3á2 = 13,465+j10,0923+0,019 + j 0, 009 = 13,48 + j 10,10 (kVA) DU3á2 = = (kV) 27.Xét đoạn 2 – 1. S”2á1 = S’3á2+S2=13,48 + j 10,10+3,84+j2,88 = 17,32+j12,98 (kVA) D S”2á1 = . Z2á1 = . (0,012 + j 0,006) = 0,035 + j 0, 018 (kVA) S’2á1 = S”2á1 + DS”2á1 = 17,32+j12,98+0,035 + j 0, 018 = 17,355 + j 12,998 (kVA) DU2á1 = = (kV) 28. Tổng hợp kết quả ở trên ta có: S”Trạmá1 = S’2á1+ S’8á1+ S’20á1+S 1 =17,355 + j 12,998 + 76,182 + j 55,699 + 40,644 + j 30,421 + 4,8 + j3,6 =138,977+j102,718 (kVA) D S”0á1 = . Z0á1 = . (0,00306 + j 0,0016) = 0,571 + j 0, 297 (kVA) S’Trạmá1 = S”0á1 + DS”0á1 = 138,977+j102,718+0,571 + j 0, 297 = 139,148 + j 102,815 (kVA) DUTrạmá1 = = (kV) Như vậy ta có các thông số kỹ thuật của lưới hạ áp thuộc trạm Thanh Sơn8 như sau. Syc = STrạmá1= 139,148 + j 102,815 (kVA) DPS = SDP = 3,25 (KW) DP% = = = 2,34% DAS = DPS .t = 3,25 . 1574,8 = 5118,1 (KWh) Ayc = Pyc .Tmax = 139,148 . 3000 = 417444 (KWh) DA% = = = 1,23% DUmax = DU0-19 = DUL = 0,025 (kV) DU% = = = 6,25% Để có kết luận chính xác hơn về chỉ tiêu kỹ thuật của lưới hạ áp thị xã uôngBí giai đoạn hiện ta xét thêm hai ví dụ tương tự cho 2 TBA tương tự như trên đó là. Trạm biến áp Thanh Sơn 3 : 250 kVA - 6/0,4 kV và Thanh Sơn 1: 320 kVA - 6/0,4 kV. (Kết quả tính toán được tổng hợp trong bảng , trang sau) Hai trạm hạ áp này dây dẫn A-35; A-50; A-70 và A95 bọc PVC, đi trên cột BTLT 8m; 10m. Công tơ đặt trong hộp comfozit treo trên cột ở độ cao 2,5m so với mặt đất. Bảng tổng hợp số liệu tính toán chỉ tiêu kỹ thuật các trạm hạ áp Số TT Tên trạm hạ áp DP DA DU kW % kWh % KV % 1 Thanh Sơn 8 3,25 2,34 5118,1 1,23 0,025 6,25 2 Thanh Sơn 3 3,526 2,72 5552,7 1,428 0,0224 5,6 3 Thanh Sơn 1 0,703 0,45 1107,08 0,24 0,00136 0,34 Kết luận: Qua kết quả tính toán ta có thể nhận thấy rằng tình trạng một số các trạm đã xét là khá tốt . Song đó là những trạm vừa được cải tạo lại và mới được vận hành thời gian ngắn nó chưa phản ánh ddược vấn đề chung của toàn cục lưới điện hạ áp nằm trên địa bàn phường . Như vậy xét một cách cụ thể hơn ta có thể nhận thấy lưới hạ áp trong phường Thanh Sơn còn nhiều thậm chí rất nhiều các khu vực chưa được nâng cấp và còn gây tổn thất lớn cho điện lực phường nói riêng và điện lực thị xã nói chung. Mặt khác các lộ dây đi không đảm bảo mỹ quan, không an toàn cho người dân và cho hệ thống. II.5. Kết luận chung. Xuất phát từ những lý do trên, ta có thể khẳng định lại rằng cần có một dự án mang tính tổng thể nhằm quy hoạch cũng như cải taọ lại toàn bộ lưới trung áp, lưới hạ áp của thị xã để đảm bảo cho việc vận hành an toàn , tiết kiệm điện năng cũng như chất lượng kỹ thuật và kinh tế cho hệ thống điện thị xã nói riêng và hệ thống điện của tỉnh nói chung. Phần II: Quy hoạch, cải tạo lưới điện phân phối thị xã uông bí giai đoạn 2003 - 2010 Chương I:Đặt vấn đề Tóm tắt đánh giá hiện trạng lưới điện thị xã Uông Bí : Lưới điện thị xã Uông Bí được xây dựng từ lâu ( cùng với nhà máy điện Uông Bí )Do đặc điểm của thị xã Uông Bí là vùng công nghiệp Than và Điện nên môi trường có nhiều bụi bẩn bám trên đường dây , tuyến đường dây lại kéo dài , lưới có nhiều chỗ chắp vá và nhiều tiết diện đường dây còn nhiều chỗ chưa hợp lý (tiết diện nhỏ truyền tải công suất dài ) nên tổn thất công suất và tổn thất điện năng cao .Không đảm bảo cho việc cung cấp ,sử dụng điện và ổn định hệ thống. Như vậy để đáp ứng nhu cầu cung cấp , sử dụng điên và đáp ứng phụ tải trong tương lai thì nhu cầu việc cải tạo ,quy hoạch lưới điện thị xã Uông Bí là cấp bách . Để quy hoạch lưới thường dùng hai hướng chính. Hướng 1: Dựa trên kế quả dự báo phụ tải, đánh giá phụ tải của trạm trung gian, phân phối đường đây trung áp và hạ áp và với trạm biến áp nếu bị quá tải thì xử lý theo phương pháp sau : - Tăng công suất trạm . Đặt thêm máy nếu điều kiện cho phép . Cấy thêm trạm mới để san tải và phân bố lại tải với đường dây nếu bị quá tải thì dùng phương án sau: -Tăng tiết diện dây dẫn. Đặt thêm các lộ song song. San bới tải của đường dây quá tải sang đường dây non tải kết hợp với việc đặt đường dây mới để san tải. Theo hướng 1 dễ thực hiện , vốn đầu tư ít , song nếu không có cái nhìn toàn bộ lưới thì hệ thống cung cấp điện sau cải tạo sẽ mang tính cháp vá và chủng loại thiết bị nhiều gây nên khó khăn trong việc lắp đặt như vậy khó khăn trong việc pháp triển trong tương lai . Hướng 2: Dựa trên mật độ phụ tải, giá bán điện , thiết kế lưới điện lý tưởng, dựa vào hiện trạng lưới và nhu cầu tăng trưởng phụ tải đưa ra kế hoạch cải tạo lưới một cách hợp lý nhất . Hướng 2 sau một vài lần cải tạo sẽ tiến gần đến lưới lý tưởng tức là lưới có cấu trúc đơn giản , thiết bị vật tư gọn gàng chỉ tiêu kỹ thuật tốt, thuận tiện cho việc mua bán lắp đặt thiết bị và vận hành , dễ dàng phát triển trong tương lai . Nhưng nhược điểm là vốn đầu tư lớn. Chương iI Dự báo phụ tải điện II.1 Đặt vấn đề. Dự báo phụ tải phát triển trong tương lai là một nhiệm vụ rất quan trọng của người lập quy hoạch và thiết kế cung cấp điện . Chúng ta biết rằng nhu cầu tiêu thụ điện năng phụ thuộc vào trình độ phát triển của nền kinh tế quốc dân. Vì thế dự báo phụ tải điện là một bộ phận của dự báo phát triển kinh tế và khoa học kỹ thuật. Nếu chúng ta dự báo phụ tải quá thừa so với nhu cầu thực dẫn đến việc phải tốn rất nhiều vốn đầu tư xây dựng nguồn phát không cần thiết . Nếu dự báo quá nhỏ so với thực tế sẽ dẫn đến tình trạng thiếu điện ,ảnh hưởng tới tốc độ phát triển kinh tế quốc dân. Thông thường có 3 loại dự báo chủ yếu đó là: Dự báo tầm ngắn, khoảng 1á2 năm, dự báo tầm vừa khoảng 3 á 10 năm dự báo tầm xa khoảng 10 á 20 năm và có khi dài hơn nữa. Tầm dự báo càng ngắn thì độ chính xác đòi hỏi càng cao, các dự báo tầm ngắn cho phép sai số 5 á 10% tầm vừa và dài cho phép sai số khoảng 10 - 20%. Đối với một số dự báo tầm xa có tính chất chiến lược thì chỉ nêu lên những phương hướng phát triển chủ yếu mà không yêu cầu xác định các chỉ tiêu cụ thể. II.2 Giới thiệu một số phương pháp dự báo phụ tải thông dụng: Ngày nay có nhiều phương pháp dự báo nhu cầu điện năng. Trong đề tài này sẽ nêu lên tinh thần cơ bản một số phương pháp thường dùng. 1. phương pháp hệ số vượt trước: Hệ số vượt trước K là tỷ số giữa nhịp độ phát triển năng lượng điện với nhịp độ phát triển của toàn bộ nền kinh tế quốc dân. Như vậy, căn cứ vào nhịp độ phát triển thực tế trong thời gian vừa qua (thường lấy từ 5 á10 năm) ta xác định được hệ số vượt trước K và từ đó xác định được điện năng ở năm dự báo.Hệ số vượt trước K có thể nhỏ hơn hoặc lớn hơn 1 . Ví dụ: Trong khoảng thời gian 5 năm sản lượng điện năng của một nước tăng trưởng 140%, sản lượng công nghiệp tăng 120% thì hệ số vượt trước K=140/120=1,167. Như vậy chỉ nói nên xu hướng phát triển với mức độ chính xác nào đó và trong tương lai xu thế thế này còn chịu ảnh hưởng của nhiều yếu tố khác nữa chẳng hạn như: Do tiến bộ về mặt kỹ thuật và quản lý nên suất tiêu hao điện năng cho mỗi đơn vị sản phẩm ngày càng giảm xuống. Do điện năng ngày càng được sử dụng rộng rãi vào các ngành kinh tế quốc dân. Do cơ cấu kinh tế không ngừng thay đổi. 2. Phương pháp tính trực tiếp: Phương pháp này dựa trên kế hoạch phát triển của các ngành kinh tế quốc dân để tính ra nhu cầu điẹen năng . Nhu cầu điện năng được xác định: A = Ang . DS (kWh) hoặc A = Ahộ . H (kWh) Trong đó: A: nhu cầu điện năng của khu vực cần tính toán (kWh) Ang: điện năng tiêu thụ tính theo đầu người (kWh/người) Ahộ: điện năng tiêu thụ tính theo số hộ dân cư (kWh/hộ) DS: dân số của khu vực tính toán (người) H: số hộ dân trong khu vực tính toán (hộ) Ang và Ahộ có thể tra theo sổ tay thiết kế hoặc tính trực tiếp qua số liệu điều tra và thống kê tình hình sử dụng điện năng của khu vực. Ang = Aồ / DS Ahộ = Aồ / H Trong đó: Aồ = ồAi (i = 1 đến n) A1 : điện năng sử dụng của hộ phụ tải thứ i (gia đình, nhà máy, xí nghiệp, cơ quan, trường học...) Ai = ồ Aij (j = 1 đến n) Aij : điện năng sử dụng của hộ phụ tải thứ j thuộc loại hộ phụ tải thứ i. phương pháp tính trực tiếp đòi hỏi phải có một quá trình điều tra tỉ mỉ, nghiêm túc bởi những cán bộ có nghiệp vụ. Số phiếu điều tra phải đủ lớn để giảm bớt sai số khi tính toán. 3. Phương pháp ngoại suy theo chuỗi thời gian: Phương pháp này dựa vào sự diễn biến của phụ tải trong những quy luật phát triển của nó, từ đó làm cơ sở cho việc dự báo trong tương lai. Ta nhận thấy phương pháp này cho kết quả chính xác khi các điều kiện quá khứ phát triển ổn định và không có biến động lớn trong tương lai . Trong thực tế để xác định nhu cầu điện năng bằng phương pháp này thường sử dụng nhất là các mô hình hàm mũ và hàm đa thức. + Mô hình hàm mũ: At = A0 (1+ a)t (1) Trong đó: A0, a là các trị số cần được xác định - A0 đặc trưng cho lượng điện năng tiêu thụ của năm chọn làm gốc. a - đặc trưng cho tốc độ tăng trưởng bình quân năm t - thời gian dự báo kể từ năm gốc Để xác định được các hệ số đặt (1+a) = C, ta có thể viết biểu thức (1) dưới dạng: At = A0 . Ct (2) Loga rít hoá hai vế của (2) ta được: Log At = Log A0 + t log C Đặt y = log At ; a = logA0 ; b = log C ta có: y = a + b. t (3) Các hệ số a, b trong (3) được xác định bằng cách bình phương cực tiểu, từ đó ta tìm được A0 và a. * Mô hình dạng tuyến tính: At = a0 + a1 (4) Trong đó: At: là điện năng tiêu thụ ở năm thứ t a0, a1: là các hệ số (có thể xác định bằng phương pháp bình phương cực tiểu) At = a. t2 + b.t + c (5) Trong đó: At: điện năng tiêu thụ ở năm thứ t a, b, c là các hệ số (có thể xác định bằng phương pháp bình phương cực tiểu). * Mô hình dạng Parabol. Bằng kinh nghiệm, người làm công tác dự báo có thể chọn mô hình thích hợp đối tượng dự báo trên cơ sở quan sát đã có. Khi chọn sai mô hình sẽ dẫn tới sai số lớn kết quả dự báo. Để nhận biết được kết quả khách quan, có thể tiến hành dự báo tất cả các mô hình đã trình bày, sau đó so sánh kết quả sai số và chọn mô hình hợp lý nhất. 4. Phương pháp tương quan: Phương pháp này thực chất là xác định mối tương quan giữa nhu cầu điện năng với các tham số kinh tế của nền kinh tế quốc dân vv…Dựa trên mối tương quan đã được xác định và dự báo về phát triển kinh tế mà chúng ta xác định dự báo về nhu cầu điện năng . 5. Phương pháp so sánh đối chiếu: phương pháp này nhằm so sánh đối chiếu nhu cầu phát triển điện năng của các nước ở hoàn cảnh tương tự. Đây là phương pháp được nhiều nước áp dụng một cách có hiệu quả. phương pháp này tính toán đơn giản, cho kết quả tương đối chính xác và thường được áp dụng để dự báo ngắn hạn và trung hạn. 6. Phương pháp chuyên gia: Hiện nay , nhiều nước trên thế giới đã áp dụng phương pháp chuyên gia có trọng lượng dựa trên cơ sở hiểu biết sâu sắc của các chuyên gia giỏi về các lĩnh vực của các ngành để dự báo các chỉ tiêu kinh tế . 7. phương pháp Medee - S: phương pháp Medee - S hay còn gọi là mô hình đánh giá nhu cầu năng lượng ở các nước đang phát triển được hình thành trên cơ sở của các mô hình Medee - 2 và Medee- 3. Mô hình cho phép nhu cầu năng lượng được đánh giá nói chung và điện năng nói riêng bằng phương pháp kinh tế - kỹ thuật. Phân tích sự tăng trưởng của nhu cầu năng lượng thông qua các thành phần kinh tế - kỹ thuật. cơ sở của phương pháp này là phân chia nhu cầu năng lượng thành những mô dun tương đối đồng nhất ở mức độ chi tiết có thể. Phương trình cơ bản được biểu diễn dưới dạng: FE = UEC / R Trong đó: FE: Nhu cầu năng lượng tiêu thụ cuối cùng UEC: Năng lượng tiêu thụ hữu ích R: Hiệu quả sử dụng năng lượng cuối cùng Nhu cầu tiêu thụ năng lượng tổng được tính: E = ồFEK E: nhu cầu tiêu thụ năng lượng tổng K: Mô dun thứ k Như vậy, hàm số chính của mô hình gồm phép nhân và phép cộng, vì vậy người ta gọi là mô hình "liệt kê năng lượng" hay mô hình sử dụng năng lượng cuối cùng. Mô hình này được sử dụng rộng rãi vì nó đơn giản về mặt toán học lại bao hàm nhiều ưu điểm khác mà các mô hình khác không có được. - Mô hình đã chỉ ra những kiểu điều khiển của nhu cầu năng lượng, nhờ vậy có thể dễ dàng can thiệp vào sự phát triển nhu cầu năng lượng qua các kiểu này bằng các chính sách hợp lý. - Có thể sử dụng mô hình để thành lập các bảng cân bằng năng lượng ở mức độ tiêu thụ cuối cùng Nhờ mô hình có thể lượng hoá được những thay đổi của nền kinh tế xã hội thông qua sự biến động của nhu cầu năng lượng. Dễ dàng thu thập số liệu, thông tin để đánh giá nhu cầu tiêu thụ năng lượng trong hiện tại và tương lai. * Có thể tóm tắt các đặc trưng chủ yếu của mô hình Medee-S như sau: 1- Các yếu tố xác định năng lượng khác nhau được tổ chức thành các modun đồng nhất về phương diện sử dụng năng lượng trong từng ngành. Nhờ vậy, có thể phân tích cơ cấu của nhu cầu năng lượng một cách chi tiết, đồng thời mô hình dễ dàng thích nghi theo yêu cầu và khả năng cung cấp về số liệu. 2- Mô hình khảo sát từng ngành riêng rẽ: công nghiệp, nông nghiệp, giao thông vận tải, thương mại, dân dụng .... mỗi ngành có một mô hình cơ sở cùng nhiều mô hình con để biểu diễn các hoạt động kinh tế hoặc sử dụng năng lương một cách chi tiết. Qua đó cho phép mô tả chi tiết riêng rẽ nhu cầu năng lượng điện cuối cùng của từng ngành. 3- Sử dụng phương pháp "kịch bản" để tính đến sự biến động của tất cả các yếu tố phụ thuộc vào việc chọn chính sách trong lĩnh vực năng lượng cũng như trong các lĩnh vực khác. 4- Dựa vào các chỉ số kinh tế , xã hội, kỹ thuật, đánh giá nhu cầu năng lượng dưới dạng hàm năng lượng hữu ích cho mỗi dạng sử dụng cuối cùng (như vậy phương pháp sẽ đề cập đến mọi thiết bị sử dụng ở các hộ tiêu thụ) So sánh các mô hình kinh tế, kỹ thuật khác, tính sáng tạo của mô hình Medee - S thể hiện ở những khía cạnh khác nhau. + phương pháp sử dụng năng lượng hữu ích lựa chọn các biến kịch bản, phương pháp chia nhỏ mức độ tiêu thụ ở mức độ sử dụng cuối cùng và điều khiển tính cố hữu. + Việc sử dụng năng lượng hữu ích có thể gặp khó khăn, do vậy không nên dùng có tính hệ thống mà chỉ để phân tích, thay thế năng lượng, tức là đánh giá ảnh hưởng của việc thay thế các dạng năng lượng đem lại các hệ só hiệu quả khác nhau có tính đến khả năng cải thiện mức hiệu quả. + phương pháp Medee - S dự báo nhu cầu năng lượng cho phép nhận được những kết quả tin cậy. Tuy nhiên, nhược điểm của phương pháp này là đòi hỏi số liệu ban đầu rất lớn và chi tiết. Việc thiếu số liệu cũng như độ tin cậy của số liệu vào sẽ dẫn tới những kết quả sai lệch khi áp dụng cho mô hình. 8- phương pháp hệ số tăng trưởng: Phương pháp này dựa vào mức tiêu thụ của các năm trước đây và vào công thức dưới đây để tính hệ số tăng trưởng trung bình Ktb của các năm . Công thức tổng quát: Ktb = ATB = Trong đó: Am là chỉ số điện năng của năm thứ m (kWh) An là chỉ số điện năng của năm thứ n (kWh) ATB là chỉ số điện năng trung bình của các năm (kWh) Ktb là hệ số tăng trưởng trung bình của các năm (%) Công thức tính hệ số tăng trưởng trung bình của các năm chỉ tương đối chính xác khi áp dụng để dự báo nhu cầu điện năng trong giai đoạn mà lúc đó đất nước có nền kinh tế tương đối ổn định và mức độ phát triển cũng tương đối đồng đều. II.3 Dự báo phụ tải theo phương pháp tăng trưởng Do điện năng tiêu thụ của thị xã Uông Bí từ năm 1999 trở về trước thất thường và không ổn định nên chỉ thống kê điện năng tiêu thụ từ năm 2000 đến năm 2002 Năm A (103kWh) ATB (103kWh) 2000 42787 47542,67 2001 48209 2002 51632 Bảng II.3.1 Sản lượng điện năng tiêu thụ của thị xã Uông Bí . Từ bảng thống kê trên ta có: KTB = K2001-2002 = So sánh hệ số tăng trưởng K2001-2002 Với hệ số tăng trưởng Ktb ta thấy sai số là có thể chấp nhận được . Do đó ta dùng hệ số Ktb để dự báo nhu cầu điện năng của thị xã Uông Bí đến năm 2010 Dự báo nhu cầu điện năng đến năm 2010 Năm A. 103 (kWh) 2002 51632 2003 56433.9 2004 61682.1 2005 67418.55 2006 73688.48 2007 80541.51 2008 88031.87 2009 96218.83 2010 105167.2 Bảng II.3.2 Dự báo nhu cầu điện năng đến năm 2010 Dựa vào hệ số tăng trưởng trung bình ta cũng dự báo được hệ số tải của MBA PP của toàn lưới thị xã Uông Bí như trong bảng các sau. STT Tên Trạm S KVA) Cos F Pmax Ktb Kt 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Lộ 674- A53 1 Cơ điện 180 0.8 108 0.0931 0.75 0.82 0.90 0.98 1.07 1.17 1.28 1.40 1.53 2 Luyện thép 320 0.8 179 0.0931 0.70 0.76 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.30 1.43 3 Bắc sơn4 180 0.8 100.8 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 4 Bắc sơn 1 180 0.8 86.1 0.0931 0.60 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.02 1.11 1.22 Lộ 670- A53 1 Quang chung 9 180 0.8 108 0.0931 0.75 0.82 0.90 0.98 1.07 1.17 1.28 1.40 1.53 Lộ 671- A53 1 Nước sạch 180 0.8 86.2 0.0931 0.60 0.65 0.72 0.78 0.85 0.93 1.02 1.12 1.22 2 Quang Trung2 180 0.8 93.6 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 3 Quang Trung1 560 0.8 313.6 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 4 Trương Vương 2 180 0.8 100.8 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 5 Nam khê 1 180 0.8 108 0.0931 0.75 0.82 0.90 0.98 1.07 1.17 1.28 1.40 1.53 6 Quang Trung10 100 0.8 52 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 7 Trương Vương 1 250 0.8 140 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 8 Công Ty Than 180 0.8 93.6 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 9 XN Gỗ 100 0.8 52 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 10 Nam khê 2 180 0.8 93.6 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 11 Trương Vương 3 180 0.8 100.8 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 12 Nam khê 3 250 0.8 130 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 13 Trường XD 180 0.8 93.6 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 14 Nam khê 4 100 0.8 56 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 Lộ 673- A53 1 HTX Điền Công 180 0.8 86.4 0.0931 0.60 0.66 0.72 0.78 0.86 0.94 1.02 1.12 1.22 2 Cơ Vụ 180 0.8 90 0.0931 0.63 0.68 0.75 0.82 0.89 0.98 1.07 1.17 1.27 3 Quang Trung 8 100 0.8 75 0.0931 0.94 1.02 1.12 1.22 1.34 1.46 1.60 1.75 1.91 4 Quang Trung 7 100 0.8 65 0.0931 0.81 0.89 0.97 1.06 1.16 1.27 1.39 1.52 1.66 5 Cảng Điền Công 180 0.8 98.3 0.0931 0.68 0.75 0.82 0.89 0.97 1.07 1.16 1.27 1.39 6 Cảng Điền Công 320 0.8 189 0.0931 0.74 0.81 0.88 0.96 1.05 1.15 1.26 1.38 1.50 Lộ 671- Trung Gian Cầu Sến 1 Trường Việt Xô 250 0.8 140 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 2 Thanh Sơn 8 250 0.8 110 0.0931 0.55 0.60 0.66 0.72 0.79 0.86 0.94 1.03 1.12 3 Thanh Sơn 5 250 0.8 130 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 4 Thanh Sơn 4 180 0.8 93.6 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 5 Thanh Sơn 3 250 0.8 140 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 6 Thanh Sơn 6 180 0.8 79.2 0.0931 0.55 0.60 0.66 0.72 0.79 0.86 0.94 1.03 1.12 7 Thanh Sơn 2 180 0.8 93.6 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 8 Quang Trung 6 180 0.8 108 0.0931 0.75 0.82 0.90 0.98 1.07 1.17 1.28 1.40 1.53 9 Thanh Sơn 7 250 0.8 130 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 10 Ng hàng đầu tư 100 0.8 52 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 11 Bưu điện 100 0.8 52 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 12 Thanh Sơn 1 320 0.8 179.2 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 13 Bia thưng mại 100 0.8 48 0.0931 0.60 0.66 0.72 0.78 0.86 0.94 1.02 1.12 1.22 14 NH công thương 100 0.8 48 0.0931 0.60 0.66 0.72 0.78 0.86 0.94 1.02 1.12 1.22 15 Quang Trung 3 250 0.8 130 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 16 Phú thanh 100 0.8 52 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 17 Bí giàng 50 0.8 26 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 18 XN thông 100 0.8 48 0.0931 0.60 0.66 0.72 0.78 0.86 0.94 1.02 1.12 1.22 19 Quang Trung 4 180 0.8 93.6 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 Lộ 673- Trung Gian Cầu Sến 1 Phưng đông 2 180 0.8 93.6 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 2 Phưng nam 1 180 0.8 93.6 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 3 Phưng nam 2 180 0.8 79.2 0.0931 0.55 0.60 0.66 0.72 0.79 0.86 0.94 1.03 1.12 4 Phưng nam 3 180 0.8 93.6 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 5 Hang Sn 100 0.8 52 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 Lộ 677- Trung Gian Cầu Sến 1 Gạch dốc đỏ 160 0.8 83.2 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 2 XN thi công c giới 100 0.8 52 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 3 XHT đồng minh 100 0.8 52 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 4 Phương đông 4 180 0.8 93.6 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 5 XN than thùng 100 0.8 56 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 6 Phương đông 1 100 0.8 48 0.0931 0.60 0.66 0.72 0.78 0.86 0.94 1.02 1.12 1.22 7 Phương đông 3 250 0.8 130 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 8 BV VN - Thuỵ điển 1250 0.8 600 0.0931 0.60 0.66 0.72 0.78 0.86 0.94 1.02 1.12 1.22 9 C khí 250 xe 100 0.8 52 0.0931 0.65 0.71 0.78 0.85 0.93 1.01 1.11 1.21 1.32 10 VP Mỏ Hồng Thái 100 0.8 48 0.0931 0.60 0.66 0.72 0.78 0.86 0.94 1.02 1.12 1.22 Lộ 671- Trung Gian Lán Tháp 1 Lán tháp 2 180 0.8 100.8 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 2 Lán tháp 3 180 0.8 100.8 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 3 Lán tháp 4 180 0.8 108 0.0931 0.75 0.82 0.90 0.98 1.07 1.17 1.28 1.40 1.53 4 Lán tháp 5 250 0.8 140 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 5 Lán tháp 8 100 0.8 56 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 Lộ 672- Trung Gian Lán Tháp 1 Lán tháp 5 250 0.8 140 0.0931 0.70 0.77 0.84 0.91 1.00 1.09 1.19 1.31 1.43 Lộ 641- Trung Gian Lán Tháp 1 Lán tháp 1 560 0.8 336 0.0931 0.75 0.82 0.90 0.98 1.07 1.17 1.28 1.40 1.53 Chương III Đánh giá sơ bộ tình trạng tải của các MBA và lưới trung thế trên địa bàn phường phương đông trong giai đoạn 2003-2010 III.1. Đặt vấn đề: Trong phần trước ta đã sơ bộ nhận xét tình trạng chung của các MBA và các lộ dây thuộc lưới trung áp . Từ đó ta có thể nhận ra rằng việc đánh giá tình trạng tải là một công tác quan trọng trong công tác điều độ và vận hành hệ thống bởi có nắm bắt được tình trạng của MBA cũng như của đường dây ta mới có thể đưa ra được phương án tối ưu cho việc cung cấp điện . Đánh giá đúng khả năng tải của MBA cũng như của các lộ đường dây trong từng giai đoạn giúp cho người vận hành nắm bắt được các thông số , tính toán được các phụ tải để có thể đưa ra phương thức vận hành hay tiến hành thay thế cũng như nâng cấp thiết bị nhằm nâng cao chất lượng cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ . Đồng thời có thể cho phép người vận hành có thể cho phé cũng như tăng giảm công suất tại một nút hay lắp đặt thêm thiết bị sao cho công tác cung cấp điện không bị ảnh hưởng cũng như gây sự cố . III.2. Dự báo tình trạng tải của các phụ tải nằm trên địa bàn phường : III.2.a. Dự báo công suất của các phụ tải trong giai đoạn 2003-2010: Trong phần trước ta đã tính toán được tốc độ tăng trưởng của phụ tải điện ở chương 2 được đặt trưng bởi hệ số tăng trưởng Ktb= 9,31%. Sau khi tính toán mức độ tăng trưởng cũng như thống kê lại toàn bộ ta có bảng thông số sau: STT Tên Trạm Sđ (KVa) Cosj Pđo Ktb SM 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1 Gạch dốc đỏ 160 0.8 83.2 0.0931 104 114 124 136 148 162 177 194 212 2 XN Cơ Giới 100 0.8 52 0.0931 65 71 78 85 93 101 111 121 132 3 XHT đồng minh 100 0.8 52 0.0931 65 71 78 85 93 101 111 121 132 4 Phương đông 4 180 0.8 93.6 0.0931 117 128 140 153 167 183 200 218 238 5 XN than thùng 100 0.8 56 0.0931 70 77 84 91 100 109 119 131 143 6 Phương đông 1 100 0.8 48 0.0931 60 66 72 78 86 94 102 112 122 7 Phương đông 3 250 0.8 130 0.0931 163 178 194 212 232 254 277 303 331 8 BV Thuỵ điển 1250 0.8 600 0.0931 750 820 896 980 1071 1170 1279 1399 1529 9 C khí 250 xe 100 0.8 65 0.0931 81.3 88.8 97.1 106 116 127 139 152 166 10 Mỏ Hồng Thái 100 0.8 48 0.0931 60 66 72 78 86 94 102 112 122 Bảng 3.1 Công suất các phụ tải giai đoạn 2003-2010 III.2.b. Dự báo công suất chạy trên các lộ đường dây giai đoạn 2003-2010: Căn cứ vào các số liệu đã có trong chương trước , ta có thể tính được các thông số và công suất chạy trên các lộ đường dây giai đoạn 2003-2010 trong bảng thống kê sau : Lộ 677- Trung Gian Cầu Sến STT Tuyến dây P (KW) Cosj Ktb Sd 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1 6-7 56 0.8 0.0931 70 77 84 91 100 109 119 131 143 2 5-6 150 0.8 0.0931 188 205 224 245 268 293 320 350 382 3 6-14 94 0.8 0.0931 118 128 140 153 168 183 200 219 240 4 19-11 83 0.8 0.0931 104 113 124 136 148 162 177 193 211 5 19-12 52 0.8 0.0931 65 71 78 85 93 101 111 121 132 6 4-15 52 0.8 0.0931 65 71 78 85 93 101 111 121 132 7 8-10 52 0.8 0.0931 65 71 78 85 93 101 111 121 132 8 8-9 600 0.8 0.0931 750 820 896 980 1071 1170 1279 1399 1529 9 7-13 56 0.8 0.0931 70 77 84 91 100 109 119 131 143 10 2-17 130 0.8 0.0931 163 178 194 212 232 254 277 303 331 11 1-18 48 0.8 0.0931 60 66 72 78 86 94 102 112 122 12 3-16 48 0.8 0.0931 60 66 72 78 86 94 102 112 122 13 5-19 135 0.8 0.0931 169 184 202 220 241 263 288 315 344 14 4-5 285 0.8 0.0931 356 389 426 465 509 556 608 664 726 15 3-4 337 0.8 0.0931 421 460 503 550 601 657 719 786 859 16 8-3 652 0.8 0.0931 815 891 974 1064 1164 1272 1390 1520 1661 17 2-3 1037 0.8 0.0931 1296 1417 1549 1693 1851 2023 2211 2417 2642 18 1-2 1167 0.8 0.0931 1459 1595 1743 1905 2083 2277 2489 2720 2973 19 0-1 1215 0.8 0.0931 1519 1660 1815 1984 2168 2370 2591 2832 3096 Bảng3.2 Công suất truyền tải trên các đoạn đường dây giai đoạn 2003-2010: III.3.Đánh giá khả năng tải của các MBA và các đường dây trung áp: III.3.a. Hệ số tải của các MBA: Ta có hệ số tải của MBA: Kt= Từ bảng tính trước ta đã tính được hệ số tải của các MBA 6kV trong giai đoạn 2003-2010 và cũng từ bảng đó ta có thể nhận xét được tình trạng tải của các MBA để đưa ra được số lượng cũng như công suất quá tải III.3.b .Khả năng tải của các đoạn đường dây trung áp Ta có dòng điện chạy trên đoạn đường dây: I = Như vậy căn cứ vào bảng trước đó ta có thể tính toán được dòng điện chạy trên các lộ đường dâyvào các bảng sau: STT Tuyến dây Icp S 2002 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1 6-7 210 70 6.736 7.36 8.05 8.798 9.62 10.5 11.5 12.6 13.7 2 5-6 210 187 17.99 19.7 21.5 23.5 25.7 28.1 30.7 33.6 36.7 3 6-14 210 117 11.26 12.3 13.5 14.71 16.1 17.6 19.2 21 22.9 4 19-11 210 104 10.01 10.9 12 13.07 14.3 15.6 17.1 18.7 20.4 5 19-12 210 65 6.255 6.84 7.47 8.169 8.93 9.76 10.7 11.7 12.7 6 4-15 210 65 6.255 6.84 7.47 8.169 8.93 9.76 10.7 11.7 12.7 7 8-10 210 65 6.255 6.84 7.47 8.169 8.93 9.76 10.7 11.7 12.7 8 8-9 265 750 72.17 78.9 86.2 94.26 103 113 123 135 147 9 7-13 265 70 6.736 7.36 8.05 8.798 9.62 10.5 11.5 12.6 13.7 10 2-17 265 163 15.69 17.1 18.7 20.49 22.4 24.5 26.8 29.2 32 11 1-18 210 60 5.774 6.31 6.9 7.541 8.24 9.01 9.85 10.8 11.8 12 3-16 265 60 5.774 6.31 6.9 7.541 8.24 9.01 9.85 10.8 11.8 13 5-19 210 169 16.26 17.8 19.4 21.24 23.2 25.4 27.7 30.3 33.1 14 4-5 265 356 34.26 37.4 40.9 44.74 48.9 53.5 58.4 63.9 69.8 15 3-4 265 421 40.51 44.3 48.4 52.91 57.8 63.2 69.1 75.5 82.6 16 8-3 265 815 78.43 85.7 93.7 102.4 112 122 134 146 160 17 2-3 265 1296 124.7 136 149 162.9 178 195 213 233 254 18 1-2 265 1459 140.4 153 168 183.4 200 219 240 262 286 19 0-1 265 1519 146.2 160 175 190.9 209 228 249 273 298 Bảng3.3 Dòng điện chạy trên các đoạn đường dây giai đoạn 2003-2010: III.4.Thống kê quá tải của MBA và đường dây trung áp : Thiết bị quá tải 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Số lượng MBA 1 0 6 3 Dung lượng quá tải KVA 66 0 0 239 426 Số Km đường dây quá tải 0 0 0 0 0 0.96 1.56 Bảng 3.4 Thông kê các thiết bị quá tải giai đoạn 2003-2010: III.5.Đánh giá khả năng tải của các trạm biến áp nguồn trung gian : Nguồn cung cấp cho cấp trạm biến áp phân phối thị xã Uông Bí hiện nay được lấy từ nhà máy điện Uông bí (A53) và thông qua các TBA trung gian 35/6kV Lán Tháp và Cầu Sến. Hiện nay trạm biến áp trung gian Cầu Sến không chỉ cung cấp cho các hộ khu vực phường Phương Đông mà còn cung cấp cho các hộ phường Thanh Sơn bằng các lộ dây 6kV. Hiện nay trạm biến áp trung gian Cầu Sến đã được nâng cấp song để đánh giá một cách chính xác ta cần có phương pháp dự báo theo hệ số tăng trưởng Ktb=9.31% nhu cầu của phụ tải trong những năm giai đoạn 2003-2010. Chương IV các phương án cải tạo IV.1.Tình trạng hệ thống điện nhìn tổng quát : Qua rất nhiều các kết quả tính toán trước đó ta có thể nhận thấy một điều rằng hệ thống nằm trên địa bàn phường Phương Đông nhìnn chung sau một thời gian nâng cấp cũng vận hành khá tốt tại một số nơi .Song về cơ bản đó vẫn là hệ thống cũ và không đảm bảo cho công tác vận hành mai sau . Với tình trạng hiện nay , chỉ cần nâng nhu cầu công suất trong một thời gian ngắn sắp tới thì sẽ có tác động xấu tới các thiết bị do quá tải hay sự cố chạm chập vv. Hiện nay nguồn chủ yếu vẫn là do trung gian Cầu Sến cấp tại các thanh cái 6kV . Tổng công suất của hai máy biến áp là 3600KVA do Liên Xô tài trợ lắp đặt và vận hành khá tin cậy . Mặc dù vậy công suất của cả hai máy là nhỏ so với khả năng tăng trưởng của nhu cầu phụ tải trên địa bàn phường . Đặc biệt hơn là tình trạng hệ thống lưới trung áp luôn trục trặc do chắp vá hay sử dụng không đúng tiêu chuẩn . Nhiều lộ không tương xứng với khả năng tải cũng như về tiết diện dây rất dễ gây sự cố. Trong nhiều trường hợp , có một số phụ tải quan trọng đã không được đảm bảo cung cấp điện gây ảnh hưởng khá nghiêm trọng . Nhiều đoạn đường dây không còn đảm bảo tính năng kỹ thuật cũng như các chỉ tiêu cho phép .Như vậy xuất phát từ hiện trạng cũng như tốc độ tăng trưởng phụ tải , để đáp ứng nhu cầu thì cần phải có một biện pháp nâng cấp cũng như cải tạo lại sao cho phù hợp cũng như đặt được các tiêu chuẩn cho công tác vận hành và đó cũng là công việc cấp thiết đòi hỏi đặt ra trước mắt . IV.2.Các phương án cải tạo lưới điện : IV.2.a. Phương án 1 Đối với phương án này ta dựa trên hiện trạng lưới điện và kết quả dự báo nhu cầu điện năng trong từng giai đoạn để từ đó xây dựng các phương án cải tạo hệ thống cung cấp điện bao gồm : + Cải tạo nguồn Ta tiến hành nâng công suất của trạm biến áp trung gian Cầu Sến hoặc lắp thêm các trạm biến áp trung gian . +Cải tạo lưới Đối với đường dây trung và hạ áp ta tiến hành tăng tiết diện đường dây , lắp đặt thêm các lộ mới hoặc ta có thể thay đổi cấu trúc của lưới Đối với các máy biến áp phân phối ta tiến hành nâng công suất của máy bằng cách thay thế hoặc đặt thêm máy , phân chia khu vực và đặt thêm các trạm tức là thay đổi cấu trúc lưới . Ta có thể nâng công suất một lần để đáp ứng nhu cầu của phụ tải hoặc có thể phân từng giai đoạn để nâng cấp , điều này phụ thuộc vào vốn và tính kinh tế của lưới điện . Ta thấy phương án này chỉ có tác dụng trước mắt đáp ứng được sự tăng nhanh của phụ tải , tiết kiệm được vốn đầu tư , nhưng trong tương lai lưới điện trở nên cháp vá , thiết bị nhiều chủng loại dẫn đến vận hành phức tạp , độ tin cậy cung cấp điện thấp . IV.2.b. Phương án 2 Trên cơ sở mật độ phụ tải và giá bán điện ta xác địng dung lượng tốt ưu của trạm biến áp và tiết diện tối ưu của dây dẫn . Trong tương lai , tuỳ thuộc vào độ tăng trưởng của phụ tải mà ta có thể đặt các MBA hoặc là tách các phụ tải và đặt thêm các trạm biến áp mới với công suất hợp lý của MBA đã chọn . Đối với phương án này cần huy động một lúc nhiều vốn vào thời điểm bắt đầu cải tạo , song trong tương lai ta có một lưới điện ít chủng loại thiết bị , vận hành linh hoạt ,độ tin cậy cung cấp điện cao. IV.2.c. Nguyên tắc cải tạo Ta chỉ tiến hành cải tạo các thiết bị quá tải hoặc vượt quá chỉ tiêu kỹ thuật tại một thời điểm , ta tiến hành cải tạo trước đó một năm. IV.3. Thiết kế cải tạo hệ thống cung cấp điện IV.3.a. Phương án 1 Cải tạo các MBA phân phối Ta có các MBA phân phối trong tình trạng quá tải và thời điểm quá tải trong hnững khoảng thời gian như sau: STT Tên Trạm Sđ (KVa) Cosj Pđo Ktb SM 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1 Gạch dốc đỏ 160 0.8 83.2 0.0931 104 114 124 136 148 162 177 194 212 2 XN Cơ Giới 100 0.8 52 0.0931 65 71 78 85 93 101 111 121 132 3 XHT đồng minh 100 0.8 52 0.0931 65 71 78 85 93 101 111 121 132 4 Phương đông 4 180 0.8 93.6 0.0931 117 128 140 153 167 183 200 218 238 5 XN than thùng 100 0.8 56 0.0931 70 77 84 91 100 109 119 131 143 6 Phương đông 1 100 0.8 48 0.0931 60 66 72 78 86 94 102 112 122 7 Phương đông 3 250 0.8 130 0.0931 163 178 194 212 232 254 277 303 331 8 BV Thuỵ điển 1250 0.8 600 0.0931 750 820 896 980 1071 1170 1279 1399 1529 9 C khí 250 xe 100 0.8 65 0.0931 81.3 88.8 97.1 106 116 127 139 152 166 10 Mỏ Hồng Thái 100 0.8 48 0.0931 60 66 72 78 86 94 102 112 122 Bảng 4.1Danh sách các MBA bị quá tải và thời điểm quá tải . Căn cứ vào thời điểm và dung lượng công suất bị quá tải , ta có bảng sau nhằm xác định thời điểm cũng như lượng công suất cải tạo như sau : STT Tên Trạm Sđ (KVa) SM 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1 Gạch dốc đỏ 160 250 2 XN Cơ Giới 100 160 3 XHT đồng minh 100 160 4 Phương đông 4 180 320 5 XN than thùng 100 160 6 Phương đông 1 100 160 7 Phương đông 3 250 400 8 BV Thuỵ điển 1250 1800 9 C khí 250 xe 100 180 10 Mỏ Hồng Thái 100 160 Lượng công suất cải tạo và nâng cấp trong cácnăm Nâng cấp 80 590 Xây mới 880 2120 Bảng 4.2 Danh sách các MBA và công suất cải tạo. Sau khi cải tạo ta có thông số các MBA và hệ số tải sẽ đáp ứng được nhu cầu tăng trong các năm Cải tạo các đường dây trung áp : Ta có có các đoạn dường dây trung áp bị quá tải như sau : STT Tuyến dây Icp S 2002 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1 1-2 265 1459 140,4 153 168 183,4 200 219 240 262 286 2 0-1 265 1519 146,2 160 175 190,9 209 228 249 273 298 Bảng 4.3 Danh sách các đoạn đường dây quá tải . Như vậy để đảm bảo các chỉ tiêu kỹ thuật và đảm bảo khả năng truyền tải công suất trong giai đoạn 2003-2010, ta phải tăng tiết diện của các đoạn đường dây bị quá tải từ dây AC-70 lên dây AC-120.Ta tiến hành cải tạo trước đó 1 năm. Sau khi cải tạo xong ta có sơ đồ nguyên lý lưới trung áp phường Phương Đông. 677 - T.G Cầu Sến 13 14 1 5 6 7 8 7’ XN Than (160kva) AC70/ 0,1 Phương Đông (320kva) AC70/ 0,12 AC120/ 0,5 15 4 Đồng Minh (160kva) AC70/ 0,3 3 Hông Thái (160kva) AC70/ 0,8 16 AC7120/ 0,28 AC70/ 0,072 AC120/ 0,92 AC70/ 0,6 AC120/ 1,8 AC120/ 0,96 AC120/ 0,6 Phương Đông 3 (400kva) AC70/ 0,45 2 17 Phương Đông1 (160kva) AC70/ 0,85 AC120/ 0,36 18 AC70/ 0,025 T. Cơ Giới (160kva) 12 G. Dốc Đỏ (250kva) 11 10 Cơ Khí (180kva) AC70/ 1,3 AC70/ 1 B.V Thuỵ Điển (1800kva) 9 Hình 4.1 Sơ đồ nguyên lý đ. dây 677- TG Cầu Sến sau cải tạo theo phươngán Phương thức vận hành và hướng đi đường dây trung thế thuộc phường Phương Đông vẫn như cũ , riêng tiết diện dây được nâng cấp và thay thế theo bảng thống kế sau: Vị trí Cải tạo Vị trí Xây mới Loại dây Chiều dài(km) Loại dây Chiều dài(km) Các đường rẽ nhánh AC-70 5,842 0á7 AC-120 5,42 IV.3.a. Phương án II a) Xác định dung lượng MBA theo mật độ phụ tải Ta có công thức tính mật độ phụ tải như sau : s = Trong đó : là mật độ phụ tải (VA/m2) Sđmi là hệ số tải của MBA thứ i KTi là hệ số tải của MBA thứ i F là diện tích khu vực tính toán (m2) Ta có diện tích khu vực F=0,523 Km2 Tính toán ta được s = ==3,00(VA/m2) Dựa vào hệ số tăng trưởng trung bình của các năm Ktb=9,31% ta có thể dự báo mật độ phụ tải của phường đến năm 2010 như sau. Năm 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 s 3 3.28 3.585 3.918 4.28 4.68 5.118 5.59 6.12 Bảng 4.4 hệ số mật độ phụ tải qua các năm . Từ kết quả dự báo mật độ phụ tải của năm 2010 và giá bán điện là 750đ/kWh. Theo giản đồ khoảng chia kinh tế cấu trúc hợp lý cấu trúc lưới hạ áp trong tài liệu ta chọn được công suất hợp lý cho trạm biến áp phân phối trong phường là : Sđm= 250 (kVA) b) Cải tạo các lộ đường dây. Cũng như vậy với mật độ phụ tải như trên ta tài liệu kỹ thuật xác định định tiết diện dây trục , dây nhanh nhánh tối ưu như sau : Dây dẫn Tiết diện tối ưu (mm2) Đường trục 120 Đường nhánh 70 Như vậy, phương án này đường trục sẽ được thay thống nhất một loại dây AC - 120 và đường nhánh thay thống nhất một loại dây AC-70. Tuy nhiên, vẫn có thể tận dụng dây dẫn có tiết diện trên đang vận hành để sử dụng. Khối lượng đường dây cải tạo và xây mới Vị trí Cải tạo Vị trí Xây mới Loại dây Chiều dài(km) Loại dây Chiều dài(km) Các đường rẽ nhánh AC-70 5,842 0á7 AC-120 5,42 c) Cải tạo các MBA trên địa bàn phường Như đã xá định ở phần trước ta có thể nhận thấy tất cả các MBA mà ta thay thế tối ưu là loại MBA 250kVA. Còn đối với phụ tải nào có công suất quá tải lớn hơn 250kVA thì ta sẽ phân chia lại khu vực phụ tải hoặc sẽ đặt thêm nhiều máy có cùng công suất . Như vậy ta có bảng sau : STT Tên Trạm Sđ (KVa) SM 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1 Gạch dốc đỏ 160 250 2 XN Cơ Giới 100 250 3 XHT đồng minh 100 250 4 Phương đông 4 180 2x250 5 XN than thùng 100 250 6 Phương đông 1 100 250 7 Phương đông 3 250 2x250 8 BV Thuỵ điển 1250 2x1000 9 C khí 250 xe 100 250 10 Mỏ Hồng Thái 100 250 Lượng công suất cải tạo và nâng cấp trong cácnăm Nâng cấp 150 250 Xây mới 2000 1500 Bảng 4.5 Danh sách các MBA và công suất cải tạo. Như vậy với phương án 2 , sau khi cải tạo ta có các lộ dây và các MBA ta có sơ đồ nguyên lý các đường dây như sau : 677 - T.G Cầu Sến 13 14 1 5 6 7 8 7’ XN Than (250kva) AC70/ 0,1 Phương Đông (2x250kva) AC70/ 0,12 AC120/ 4,5 15 4 Đồng Minh (250kva) AC70/ 0,3 3 Hông Thái (250kva) AC70/ 0,8 16 AC7120/ 0,28 AC70/ 0,072 AC120/ 0,92 AC70/ 0,6 AC120/ 1,8 AC120/ 0,96 AC120/ 0,6 Phương Đông 3 (250kva) AC70/ 0,45 2 17 Phương Đông1 (250kva) AC70/ 0,85 AC120/ 0,36 18 AC70/ 0,025 T. Cơ Giới (250kva) 12 G. Dốc Đỏ (2x250kva) 11 10 Cơ Khí (250kva) AC70/ 1,3 AC70/ 1,8 B.V Thuỵ Điển (2x1000kva) 9 Hình 4.2 Sơ đồ nguyên lý đường dây 677- TG Cầu Sến sau cải tạo phương án II Chương V: Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật của lưới trung áp cũng như thiết bị sau khi đã được cải tạo V.1. Các nguyên tắc đánh giá : Trong các phần trước ta đã đánh giá được các chỉ tiêu các lộ theo các phương án chưa cải tạo. Sau khi đã vạch ra được 2 phương án cải tạo chính , ta sẽ phải thực hiện công việc đánh giá lại các chỉ tiêu một cách hệ thống để nhằm xem sét lại một cách chính xác các thông số kỹ thuật của các phương án cho các lộ dây đã được cải tạo vào thời điểm 2010. V.2. Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật lưới trung áp theo phương án I. Trong phương án 1, như ta đã tính ở phần trước ta đã cải tạo các MBA và các lộ dây trung áp . Để tính toán lại sau khi cải tạo ta vẫn xét lộ cũ lộ 677- Trung Gian Cầu Sến. Xét lộ 677- Trung Gian Cầu Sến : tương tự như phần trước ta có sơ đồ tính toán như sau. 7 0 1 DS d2 2 3 4 5 6 18 DSB18 Spt18 DSd18 ZB14 17 DSB17 Spt17 DSd17 16 DSB16 Spt16 DSd16 15 DSB15 Spt15 DSd15 14 DSB14 Spt14 DSd14 13 DSB13 Spt13 DSd13 19 DSd5-19 DSB12 Spt12 DSd12-19 11 DSB11 DSd11 8 DSB10 DSd10 DSB9 DSd9 DSd3-20 Spt11 DS d3 DS d4 DS d5 DS d6 DS d7 DS d1 Hình 5.1 Sơ đồ thay thế tính toán cho lộ dây 677- Trung Gian Cầu Sến Lộ 677- Trung Gian Cầu Sến Nút Tên trạm Sđm KVA Kt cosj Ppt kW Qpt KVAr DPB kW DQB kVAr DAB kWh 18 Phương Đông 1 160 0.6 0.8 76.8 57.6 1.562 11.904 6470 17 Phương Đông 3 400 0.65 0.8 208 156 3.269 26.76 12139 9 Bệnh việnTĐ 1800 0.6 0.8 864 648 16.94 132.12 89712 10 C khí 250 xe 180 0.65 0.8 93.6 70.2 1.861 13.842 7262 12 XN C. giới 160 0.65 0.8 83.2 62.4 1.746 12.304 6832.9 11 Gạch Dốc Đỏ 250 0.65 0.8 130 97.5 2.372 19.225 9015.5 14 Phương Đông 4 320 0.65 0.8 166.4 125 2.799 24.608 10603 13 XN than thùng 160 0.7 0.8 89.6 67.2 1.946 12.736 7224.7 15 HTXĐồng Minh 160 0.65 0.8 83.2 62.4 1.746 12.304 6832.9 16 Mỏ Hồng Thái 160 0.6 0.8 76.8 57.6 1.562 11.904 6470 Bảng 5.1. Thông số vận hành của các phụ tải và các MBA phương án I Với Tmax =3500 h/năm ta có: t = (0,124 + 3500 .10-4)2. 8760 = 1968 (h) Cosj = 0,8 đ Sinj = 0,6 DPB = D P0 + 0.5 + 2,95 . (0,6)2 =1,562 (kW) DQB = D Q0 + = 9.6+ 6.4 . (0,6)2 = 11.904(KVAr) DAB = DPo . t + . t = 0,5. 8760 + [2,95 . (0,6)2 ] . 1968 = 6470 (kWh ) Tính toán tương tự ta có bảng kết quả như sau: (Bảng 5.1) Thông số kỹ thuật của đường dây sau cải tạo phương án I Đoạn Loại dây ro(W/km) xo(W/km) L(km) R(W) X(W) 1 2 3 4 5 6.000 7.000 0-1 AC120 0.27 0.365 0.6 0.162 0.219 1-2 AC120 0.27 0.365 0.96 0.259 0.350 2-3 AC120 0.27 0.365 1.8 0.486 0.657 3-4 AC120 0.27 0.365 0.92 0.248 0.336 4-5 AC120 0.27 0.365 0.28 0.076 0.102 5-6 AC120 0.27 0.365 0.5 0.135 0.183 6-7 AC70 0.46 0.382 0.1 0.046 0.038 7-13 AC70 0.46 0.382 0.12 0.055 0.046 6-14 AC70 0.46 0.382 0.3 0.138 0.115 4-15 AC70 0.46 0.382 0.8 0.368 0.306 3-16 AC70 0.46 0.382 0.45 0.207 0.172 2-17 AC70 0.46 0.382 0.85 0.391 0.325 1-18 AC70 0.46 0.382 0.6 0.276 0.229 3-8 AC70 0.46 0.382 1.8 0.828 0.688 8-9 AC70 0.65 0.382 0.12 0.078 0.046 8-10 AC70 0.46 0.382 0.72 0.331 0.275 19-11 AC70 0.46 0.382 1.3 0.598 0.497 19-12 AC70 0.46 0.382 0.025 0.012 0.010 Bảng 5.2 thông số kỹ thuật của đường dây sau cải tạo. Tính tổn thất trên từng đoạn đường dây: 1.Đoạn từ 13 á 7: S “13á7 = Spt13 + DSB13 = 89.6+ j 67.2+1,946 +j12,736 = 91,546 + j 79,936 (kVA) - Tổn thất công suất: DS13á7 = = = 0,022+ j 0,019 (kVA) đ S ‘13á7 = S “13á7 + DS13á7 = 91,568 + j 79,955 (kVA) - Tổn thất điện áp: DU13-7 = = 0,009 (kV) - Tổn thất điện năng: DA13-7 = DP13-7 . t = 0,022 .1968 = 43,296 (kWh) Tương tự cho các đoạn dây khác kết quả tính toán được ghi trong bảng sau: Đoạn đường dây Tổn thất công suất (KVA) Tổn thất điện áp (KV) Tổn thất điện năng (KWh) 0-1 0,298+j 0,248 0,00085 351,2 1-2 0,15+j 0,25 0,0009 231,1 2-3 0,95+j 1,085 0,0049 210,3 3-4 1,52+j 1,6 0,152 203,4 4-5 0,164+j 0,128 0,0063 102 5-6 0,189+j 0,372 0,0021 106 6-7 1,345+j 1,214 0,06 41,34 7-13 0,022+j 0,019 0,0014 54,21 6-14 0,013+j 0,012 0,0061 51.25 4-15 0,0135+j 0,0121 00052 46,57 3-16 0,021+j 0,0234 0,0072 50,12 2-17 0,0098+j 0,0078 0,0032 42,1 1-18 0,035+j 0,05 0,0052 51,3 3-8 0,257+j 0,324 0,06 85.76 8-9 0,012+j 0,009 0,003 41,21 8-10 0,02+j 0,032 0,0045 41,23 19-11 0,042+j 0,031 0,007 52,14 19-12 0,025+j 0,034 0,00065 54,68 Công suất yêu cầu tại thanh góp là. S= S1-2+ Spt18 =2014,6+j 1975,4 (kVA) Tổng tổn thất công suất tác dụng. DPS = S DPdd +S DPB = 5,0843 + 35,803 = 40,89 ( kW) DP% = = 2,2% Tổn thất điện áp DUmax = DU0-13 = 0.152 (kV) DU% = = 2,5% Tổn thất điện năng DAS =