Đồ án Thiết kế môn học mạng lưới điện

ÂMỤC LUC PHẦN MỞ ĐẦU Trong sự nghiệp Công Nghiệp Hoá và Hiện Đại Hoá đất nước, điện năng đóng vai trò chủ đạo và quan trọng trong nền kinh tế quốc dân. Nó được sử dụng rộng rãi trong tất cả các lĩnh vực của nghành kinh tế quốc dân vì điện năng là nguồn năng lượng có thể dễ dàng chuyển hoá thành các dạng năng lượng khác. Chính vì vậy trước khi xây dựng một hệ thống một khu công nghiệp hoặc một khu dân cư… người ta phải xây dựng hệ thống cung cấp điện, nhu cầu về điện không ngừng tăng trong giai đoạn trước mắt và còn trong phải dự trù cho phát triển trong tương lai gần. Đồ án môn học Mạng Lưới Điện là một bước thực dược quan trọng cho sinh viên nghành Hệ Thống Điện bước đầu làm quen với những ứng dụng thực tế. Đây là một đề tài hết sức quan trọng cho một kĩ sư điện trong tương lai có thể vận dụng nhằm đưa ra được những phương án tối ưu nhất. Trong đồ án thiết kế môn học Mạng Lưới Điện em đã sử dụng các tài liệu sau: Giáo trình “Mạng Lưới Điện” của tác giả Nguyễn Văn Đạm Giáo trình “ Thiết Kế Các Mạng Và Hệ Thống Điện” của tác giả Nguyễn Văn Đạm. Giáo trình “ Nhà Máy Điện Và Trạm Biến Áp” của đồng tác giả Trịnh Hùng Thám, Nguyễn Hữu Khái, Đào Quang Thạch, Lã Văn Út, Phạm Văn Hoà. Nội dung đề án gồm những phần sau: Chương I : Cân bằng công suất trong hệ thống Chương II : Dự kiến các phương án và so sánh về mặt kĩ thuật Chương III : So sánh các phương án về mặt kinh tế Chương IV : Chọn số lượng, công suất MBA và sơ đồ nối dây Chương V : Tính chính xác trạng thái vận hành của LĐ Chương VI : Lựa chọn phương thức điều chỉnh điện áp Chương VII: Các chỉ tiêu kinh tế kĩ thuật Do thời gian và kiến thức còn hạn chế nên bản đồ án của em không thể tránh khỏi những thiếu sót, em rất mong thầy cô trong bộ môn góp ý để bản đồ án của được hoàn thiện hơn. Trong quá trình làm đồ án em được sự chỉ bảo nhiết tình của thầy cô trong bộ môn đặc biệt là cô giáo Đặng Diệu Hương đã trực tiếp hướng dẫn em trên lớp. Qua đây em xin gửi lời cảm ơn chân thành đến thầy cô trong khoa và cô Đặng Diệu Hương đã hướng dẫn cho em hoàn thành đồ án này. CHƯƠNG I: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN Quá trình sản suất, truyền tải và tiêu thụ điện năng trong HTĐ được tiến hành đồng thời do điện năng không thể tích luỹ được. Tại một thời điểm luôn có sự cân bằng giữa điện năng sản suất và điện năng tiêu thụ, có nghĩa là tại mỗi thời điểm cần phải có sự cân bằng giữa công suất tiêu thụ và pk phát ra với công suất tiêu dùng và pk tiêu thụ. Nếu sự cân bằng trên bị phá vỡ thì các chỉ tiêu chất lượng điện năng bị giảm dẫn tới mất ổn định hoặc làm tan rã hệ thống. Do vậy phải kiểm tra sự cân bằng công suất trong MĐ trước khi bắt đầu TK một mạng lưới. I. Cân bằng công suất tiêu dùng Giả sử nguồn điện cung cấp đủ công suất tiêu dùng cho các phụ tải, do đó sự cân bằng công suất điện biểu diễn bằng biểu thức sau: = Trong đó: : Công suất tiêu dùng phát ra của nguồn : Tổng công suất tiêu dùng yêu cầu của hệ thống Mà: = m + mđ ++ m : Là hệ số đồng thời ( ở đây lấy m = 1) : Tổng công suất tiêu dùng trong chế độ phụ tải cực đại = P1 + P2 +P3 + P4 + P5 + P6 = 30 + 32 +28 +24 +30 +32 = 176 (MW) mđ: Tổng tt công suất điện năng trong mạng điện (tính theo số % của phụ tải cực đại) mđ= 5% = 176 . 5% - 8,8 (MW) , : Tổng công suất tự dùng và công suất dự trữ của mạng. Ở đây: = = 0 Vì coi như lấy từ thanh cái cao áp. Vậy: = = 176 +8,8 = 184,8 (MW) II. Cân bằng công suất phản kháng Cân bằng công suất tác dụng, trước tiên cần thiết để giữ được tần số bình thường trong hệ thống, còn để giữ điện áp bình thường cần phải có sự cân bằng công suất phản kháng. Sự thiếu hụt công suất phản kháng làm cho U giảm. Mặt khác sự thay đổi U dẫn đến thay đổi f. Sự cân bằng công suất phản kháng trong HTĐ được biểu diễn bằng công thức sau: = Trong công suất phản kháng do nguồn phát ra = tgF. (cosF = 0,85 tgF = 0,6197) Vậy = 184,8 . 0,6197 = 114,52 (MVAR) = m+++Qtđ- C + Trong đó: m = 1 ( là hệ số đồng thời) = Tổng công suất phản kháng của phụ tải ở chế độ cực đại. = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6 Từ số liệu đã cho ta tính được các công suất phản kháng của các hệ phụ tải bằng công thức Qi = Pi .Tg Theo đề Cos = 0,85 Tg= 0,6197 Sau khi tính toán ta thu được bảng sau: Phụ tải 1 Phụ tải 2 Phụ tải 3 Phụ tải 4 Phụ tải 5 Phụ tải 6 Pi (MW) 30 32 24 28 30 32 Qi(MVAR) 18,591 19,83 14,875 17,352 18,591 19,83 Vậy : = 109.067 Giả sử tổng tổn thất công suất phản kháng của các đường dây bằng công suất phản kháng do đường dẫn của đ d sinh ra. = Vì ta có từ thanh cái cao áp của trạm BA tăng của NMĐ nên == 0 : Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các trạm hạ áp được tính theo công thức: =15% = 109,067 . 15% = 16,36 (MVAR) Vậy = 109,067 +16,36 = 125,427 (MVAR) So sánh với ta thấy: < Do đó chúng ta phải tiến hành bù sơ bộ Qb = - = 125,427- 114,52 =10,907(MVAR) Ta phải tiến hành bù ưu tiên cho những hộ ở xa, cos thấp hơn và bù đến cos = 0,9. Còn thừa lại ta bù cho các hộ ở gần Bảng tính khoảng cách từ nguồn đến các tải phụ: Phụ tải 1 Phụ tải 2 Phụ tải 3 Phụ tải 4 Phụ tải 5 Phụ tải 6 L (Km) 50 77,11 80,62 58,31 63,24 50,09 Công thức tính Qbi: Qbi = Pi (tg1 - tg2) = Qi - Pi tg2 1, 2: Các pha trước và sau khi bù Cos2 = 0,9 tg2=0,484 Phụ tải 2 : Qb2 = Q2 –P2 tg2 =19,83-32.0,484 =4,342(MVAR) Phụ tải 3 : Qb3 = Q3 –P3 tg3 =14,873-28.0,484 =1,321(MVAR) Phụ tải 5: Qb5= Q5 –P5 tg5 =18,591-30.0,484=4,071(MVAR) Phụ tải 4: Qb4 = Qb –( Qb2 + Qb3 +Qb5) =10,907-(1,321+ 4,342+4,071) =1,173 (MVAR) Đối với phụ tải 4 : Qb4 =Q4 – P4 tg2 Nên tg2 = ==0,578 Do đó Cos2= = = 0,866 Vậy phụ tải 4 có cos=0,866 Trước khi bù Sau khi bù P Q Cos P Qb Cos Phụ tải 1 30 18,591 0,85 30 0 0,85 Phụ tải 2 32 19,83 0,85 32 4,342 0,9 Phụ tải 3 28 14,873 0,85 28 1,321 0,9 Phụ tải 4 24 17,352 0,85 24 1,173 0,866 Phụ tải 5 30 18,591 0,85 30 4,071 0,9 Phụ tải 6 32 19,83 0,85 32 0 0,85 CHƯƠNG II: LỰA CHỌN CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN VÀ SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KĨ THUẬT A. Dự kiến các phương án của mạng điện thiết kế Theo yêu cầu là mức đảm bảo cung cấp điện cho các hộ loại 1: Mà hộ loại 1 là những hộ tiêu thụ điện quan trọng, nếu như ngừng cung cấp điện có thể gây ra nguy hiểm đến tính mạng và sức khoẻ con người, gây thiệt hại nhiều về kinh tế, hư hỏng về thiết bị làm hỏng hàng loạt sản phẩm, rối loạn các quá trình công nghệ phức tạp ( VD: Các lò luyện kim loại, thông gió trong hầm lò và trong các nhà máy sản xuất hoá chất độc hại…) Khi CCĐ cho các phụ tải thì yêu cầu đối với mạng điện là: + Độ tin cậy CCĐ cho các phụ tải phải cao + Phải đảm bảo chất lượng điện năng +Về kinh tế: Giá thành phải hạ, tổn thất điện năng phải nhỏ + An toàn đối với người và thiết bị + Linh hoạt trong vận hành và phải có khả năng phát triển trong tương lai, phù hơp với sự phát triển của KHCN trong tương lai. Vì các hộ loại 1 có tính chất quan trọng như vậy nên phải được CCĐ liên tục không được mất điện. Khi chọn các phương án ta phải chọn sao cho các phụ tải được cung cấp từ hai nguồn độc lập. Dựa vào các vị trí địa lí và yêu cầu ta lựa chọn 5 phương án nối dây như sau: Phương án 1: Phương án 2: Phương án 3: Phương án 4: Phương án 5: B. Tính toán cụ thể cho từng phương án I. Phương án I: 1. Điện áp ĐM mạng điện Việc lựa chọn điện áp cho MĐ có thể ảnh hưởng rất lớn đến các chỉ tiêu kĩ thuật và kinh tế của MĐ. Nếu chọn điện áp mạng điện nhỏ thì gây tổn thất điện nguồn lớn. Do đó điện áp định mức phải được lựa chọn sao cho hợp lí nhất. Điện áp định mức phụ thuộc vào cstd và khoảng cách truyền tải Điện áp định mức của hệ thống được tính theo công thức kinh nghiệm sau: U=4,34 * Trong đó P: Công suất chuyên trở của đường dây(MW) L: Chiều dài của đường đây(Km) Kết quả tính toán đựơc cho trong bảng sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 L(Km) 50 72,11 80,62 58,31 63,24 50,99 P(MW) 30 32 28 24 30 32 Uđm 99,9 104,89 99,78 91,27 101,15 102,977 70<Ui <160 (km) Nên chọn Uđm 110 KV 2. Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện phát nóng Lựa chọn tiết diện dây dẫn Trong những tính toán đơn giản đv mạng điện khu vực, tiết diện dây dẫn thường được lựa chọn theo mật độ kinh tế của dòng điện JKT Dự kiến dùng dây AC trên không, đặt trên các đỉnh tam giác đều có khoảng cách trung bình hình học giữa các pha là: Dtb = 5m. Với tg sử dụng công suất cực đại Tmax= 5000(h) thì mật độ kinh tế của dòng điện là: Jkt=1,1(A/mm2) Tiết diện kinh tế cuả dây dẫn được tính theo công thức: Fi = Trong đó: Fi : Tiết diện tính toán của đây theo mật độ kinh tế Ijmax : Dd lớn nhất chạy trên dây được tính theo công thức Iimax = Với Si : CS biểu kiến trên các đoạn đd n : Số mạch của đd Uđm: Điện áp định mức của MĐ Dựa vào giá trị của Fi ta chọ Fitc gần nhất và lớn hơn Kiểm tra điều kiện phát sóng Tiết diện dây dẫn được lựa chọn phải đảm bảo không xuất hiện vầng quang trên các đd và thoả mãn điều kiện phát sóng: ISC <= ICP với ISC = 2. IMAX Trong đó: ISC :Dòng điện khi sự cố IMAX:Dòng điện chạy trên các đoạn đường dây ở chế độ phụ tải cực đại ICP : Dòng điện cho phép lớn nhất ( Phụ thuộc vào bản chất và tiết diện dây dẫn) Cụ thể đối với đoạn N-1: IN-1 MAX =. 103 = 92,6 (A) Tiết diện kinh tế của dây dẫn: FN-1 = =84,18 (mm2) Chọn tiết diện gần N-1 nhất: FN-1TC = 95 (mm2) Tiết diện đã chọn >70mm2 vì vậy thoả mãn điều kiện không xuất hiện vầng quan do điện áp định mức của mạng điện là 110KV Dòng điện lớn nhất cho phép trên đường dây là: ICP=330(A) Khi xẩy ra sự cố đứt một mạch đd, dòng sự cố chạy trên mạng còn lại có giá trị là: IN-1SC = 2.92,6 = 185,2 < ICP = 330 (A) Như vậy, tiết diện dây dẫn của đoạn dây đã lựa chọn thoả mãn các yêu cầu kĩ thuật Tính toán tương tự cho các đường dây còn lại ta có bảng sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 L(km) 50 72,11 80,62 58,31 63,24 50,99 P(MW) 30 32 28 24 30 32 Q(MVAR) 18,591 19,83 14,873 17,352 18,591 19,83 IMAX(A) 92,6 98,8 83,2 77,72 92,6 98,8 F(mm2) 84,18 89,82 75,64 70,66 84,2 84,18 FTC(mm2) AC-95 AC-95 AC-70 AC-70 AC-95 AC-95 ISC(A) 185,2 197,6 166,4 155,44 185,2 197,6 ICP(A) 330 330 265 265 330 330 Vậy các đoạn đường dây đã chọn đều thoả mãn điều kiện vầng quang và điều kiện phải nóng. 3. Tính tổn thấp điện áp Các thông số thay thế của đường dây Đường dây 1 mạch: R= r0 .l () X=X0.l () B = b0.l () - Đường dây 2 mạch: R=r0.l/2() X=X0.l/2() B=2b0.l() Tra bảng ta có các thông số và kết qủa tính toán trong bảng sau: Đoạn đường dây FTC (mm2) L (km) R0 () X0 () B0.10-6 (s/km) R () X () B.10-4 (s) N-1 AC-95 50 0,33 0,429 2,65 8,25 10,725 2,65 N-2 AC-95 72,11 0,33 0,429 2,65 11,89 15,46 3,82 N-3 AC-70 80,62 0,46 0,44 2,58 18,54 17,74 4,16 N-4 AC-70 58,31 0,46 0.44 2,58 13,41 12,83 3,0 N-5 AC-95 63,24 0,33 0,429 2,65 10,43 13,56 3,35 N-6 AC-95 50,99 0,33 0,429 2,65 8,41 10,94 2,70 Với mạng điện có điện áp danh định mức là 110KV có thể bỏ qua tp ngang của điện áp giáng, tổn thất điện áp trên đường dây thứ i được tính như sau: UI% = .100 Trong đó: : Tổng cs truyền trên đương dây thứ i : Tổng cspk truyền trên đường dây thứ i Ri : Điện trở t/đ của đoạn dây thứ i Xi : Điện dẫn pk của đoạn dây i Yêu cầu về tổn thất điện áp: Tổn thất điện áp lúc bình thường UMAXbt% <= (10-15)% Tổn thất điện áp lớn nhất khi xẩy ra sự cố nặng nề UMAXsc%<= (20-25)% Tổn thất ở đoạn N-1 UN1%==.100=3,69% Đối với đd 2 mạch sự cố nặng nề nhất khi đứt mạch đd. Khi đó còn lại một mạch nên : RN1SC=2Rn-1 XN1SC=2Xn-1 Nên suy ra UN1SC% = 2. UN1% = 2.3,69 = 7,38% Tính toán cho các đoạn mạch còn lại ta có bảng sau: Đoạn N-1 N-1 N-1 N-1 N-1 N-1 U% 3,69 2,53 6,47 4,5 4,67 4,02 USC% 7,38 5,07 12,94 9 9,34 8,04 Vậy H điện áp lớn nhất ở chế độ bình thường là: UMAXbt% = 6,47 Tổn thất điện áp lớn nhất khi có sự cố là: UMAXSC% = 12,94 II. phương án II: 1. Điện áp định mức của mạch điện Tính toán tương tự như phương án 1 ta có bảng sau: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-6 6-5 L(Km) 50 72,11 36,05 58,31 50,99 31,62 P(MW) 30 60 28 24 62 30 Q(MVAR) 18,591 34,703 14,873 17,352 38,421 18,591 Uđm(KV) 99,9 139,43 95,48 91,27 140,16 98 Chọn điện áp định mức của mạng điện là 110KV 2. Lựa chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra đk phát nóng Tính tương tự phương án 1: Bảng các thông số của đường dây: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-6 6-5 L(Km) 50 72,11 36,05 58,31 50,99 31,62 P(MW) 30 60 28 24 62 30 Q(MVAR) 18,591 34,703 14,873 17,352 38,421 18,591 IMAX(A) 39,12 181,9 83,2 77,72 191,42 93,12 FKT(mm2) 84,65 165,36 75,64 70,65 174,02 84,65 FTC(mm2) AC-95 AC-150 AC-70 AC-70 AC-185 AC-95 ISC(A) 186,24 363,8 166,4 155,44 382,84 186,24 ICP(A) 330 445 265 265 510 330 R0() 0,33 0,21 0,460 0,46 0,17 0,33 X0() 0,429 0,416 0,442 0,442 0,409 0,429 b0.10-6(s/km) 2,65 2,74 2,58 2,58 2,84 2,65 R() 8,25 7,57 8,29 13,41 4,33 5,22 X() 10,725 15 7,97 12,88 10,43 6,78 BO.10-4(S) 2,65 3,95 1,86 3,0 2,89 1,67 Tiết diện các đoạn dây dẫn đã chọn đều thoả mãn 3. Tính tổn thất điện áp Tính như phương án 1 ta có bảng sau: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-6 6-5 N-2-3 N-6-5 U% 3,725 8,06 2,989 4,5 5,53 2,36 10,958 7,89 USC% 7,45 16,12 5,795 9,0 11,06 4,712 21,916 15,78 U%N-2-3=U%n-2+U%2-3 U%N-6-5=U%N-6+U%6-5 Tổn thất điện áp ở chế độ vận hành bình thường là: UMAXbt%= 10,958%<15% Tổn thất khi có sự cố nặng nề là: UMAXSC%=21,916%<25% Vậy phương án này thoả mãn các yêu cầu về kĩ thuật III. Phương án III: 1. Sơ đồ nối dây: 2. Điện áp định mức của mạng điện Bảng số liệu Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-6 6-5 L(Km) 50 72,11 80,62 58,31 50,99 31,62 P(MW) 30 32 28 24 62 30 Q(MVAR) 18,591 19,83 14,873 17,352 38,421 18,591 Uđm(KV) 99,9 104,89 99,78 91,27 140,16 98,16 70 <Uđm <160 Chọn Uđm =110KV 3. Lựa chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra điều kiện phát nóng Tính toán tương tự như các phương án trên ta có bảng kết quả: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-6 6-5 L(Km) 50 72,11 80,62 58,31 50,99 31,62 P(MW) 30 32 28 24 62 30 Q(MVAR) 18,591 19,83 14,873 17,352 38,421 18,591 IMAX(A) 93,125 98,78 83,2 77,72 191,42 92,62 FKT(mm2) 84,66 89,8 76,64 70,65 174,02 84,2 FTC(mm2) AC-95 AC-95 AC-70 AC-70 AC-185 AC-95 ISC(A) 186,25 197,58 166,4 155,44 382,84 185,24 ICP(A) 330 330 265 265 510 330 R0() 0,33 0,33 0,46 0,46 0,17 0,33 X0() 0,429 0,429 0,442 0,442 0,409 0,429 b0.10-6(s/km) 2,65 2,65 2,58 2,58 2,84 2,65 R() 8,25 11,89 18,54 13,41 4,33 5,22 X() 10,725 15,47 17,82 12,89 10,43 6,78 B010-4(S) 2,65 3,82 4,16 3 2,89 1,676 Tiết diện các đoạn dây dẫn đã chọn đêu thoả mãn đk phát nóng và điều kiện vầng quang 4. Tính tổn thất điện áp Ta có bảng sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-6 6-5 N-6-5 U% 3,69 5,68 6,48 4,5 5,53 2,33 7,89 USC% 7,38 11,36 12,96 9,0 11,06 4,66 15,72 Tổn thất điện áp ở chế độ vận hành bình thường là: UMAXbt%= 7,86% Tổn thất khi có sự cố nặng nề là: UMAXSC%=15,72% Vậy phương án này thoả mãn các yêu cầu về kĩ thuật IV. Phương án IV 1. Sơ đồ nối dây: 2. Điện áp định mức của mạng điện Bảng số liệu Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-5 N-6 L(Km) 50 72,11 36,05 58,31 63,24 50,99 P(MW) 30 60 28 24 30 32 Q(MVAR) 18,591 34,703 14,873 17,352 18,591 19,83 Uđm(KV) 99,9 139,43 95,485 91,27 101,15 102,97 Chọn Uđm =110KV 3. Lựa chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra điều kiện phát nóng Fi = trong đó JKT= 1,1 IiMAX ==.103 (A) ISci = 2.IMAXi Tính toán tương tự các phương phát trên ta có kết quả ở bảng sau: X= X0.l/2 () R=R0.l/2 () B = 2b0.l () Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-5 N-6 L(Km) 50 72,11 36,05 58,31 63,24 50,99 P(MW) 30 60 28 24 30 32 Q(MVAR) 18,591 34,703 14,873 17,352 18,591 19,83 IMAX(A) 92,62 181,9 83,2 77,723 92,62 98,70 FKT(mm2) 84,40 165,36 75,64 70,65 84,2 89,82 FTC(mm2) AC-95 AC-150 AC-70 AC-70 AC-95 AC-95 ISC(A) 185,24 363,8 166,4 155,45 185,24 197,60 ICP(A) 330 445 265 265 330 330 R0() 0,33 0,21 0,46 0,46 0,33 0,33 X0() 0,429 0,416 0,442 0,442 0,429 0,429 b0.10-6(s/km) 2,65 2,74 2,58 2,58 2,56 2,65 R() 8,25 7,57 8,29 13,41 10,43 8,41 X() 10,725 14,99 7,97 12,89 13,56 10,94 B010-4(S) 2,65 3,95 1,86 3,0 3,35 2,7 Tiết diện các đoạn dây dẫn đã chọn đêu thoả mãn đk phát nóng và điều kiện vầng quang 4. Tính tổn thất điện áp Ui%=.100 USCi%=2. Ui% Ta có bảng sau: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-5 N-6 U% 3,69 8,05 2,89 4,5 4,67 4,02 USC% 7,38 16,10 5,78 9,0 9,34 8,04 Tổn thất điện áp ở chế độ vận hành bình thường là: UMAXbt%= 8,05% <15% Tổn thất khi có sự cố nặng nề là: UMAXSC%=16,1%<25% Vậy phương án này thoả mãn các yêu cầu về kĩ thuật V. Phương án V 1. Sơ đồ nối dây: 2. Chọn điện áp định mức cho mạng Các đoạn N-1, N-2, N-3, N-6. Tính tương tự như đáp án, riêng với đoạn mạch vòng, trước khi tính toán phải xác định được dòng cs chạy trên các đoạn đường dây Ta có: Công suất truyền tải trên đoạn N-4 SN4 = SN4= SN4= 27,04+j18,35 (MW) Công suất truyền tải trên đoạn N-5 SN5= SN5= SN5= 26,96+j17,59 (MW) S45=S4-S5 =(27,04 – 26,96) + j(18,35-17,59) S45=0,08+j. 0,76 Vậy 5 là điểm phân chia cs trong mạng lớn Từ kết quả tính được diện áp đoạn mạch của mạng như sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 4-5 N-5 N-6 L(Km) 50 72,11 80,62 58,31 42,43 63,24 50,99 P(MW) 30 32 28 24,08 0,08 29,92 32 Q(MVAR) 18,591 19,83 14,873 18,112 0,76 17,831 19,83 Uđm(KV) 99,9 104,89 99,78 91,47 101,04 101,04 102,98 Chọn điện áp định mức cuả MĐ là 110KV 3. Lựa chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra điều kiện phát nóng Tính toán tương tự như các phương án trước ta có bảng kết quả sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 4-5 N-5 N-6 L(Km) 50 72,11 80,62 58,31 42,43 63,24 50,99 P(MW) 30 32 28 24,08 0,08 29,92 32 Q(MVAR) 18,591 19,83 14,873 18,112 0,76 17,831 19,83 IMAX(A) 92,62 98,79 83,2 79,08 2,0 91,58 98,8 FKT(mm2) 84,4 89,8 76,64 71,89 1,82 83,26 89,82 FTC(mm2) AC-95 AC-95 AC-70 AC-70 AC-70 AC-95 AC-95 ISC(A) 186,24 197,58 166,4 158,16 4,0 185,24 197,6 ICP(A) 330 330 265 265 80 330 330 R0() 0,33 0,33 0,46 0,46 0,46 0,33 0,33 X0() 0,429 0,429 0,442 0,442 0,442 0,429 0,429 b0.10-6(s/km) 2,65 2,65 2,58 2,58 2,58 2,65 2,65 R() 8,25 11,89 18,54 26,82 19,752 20,86 8,41 X() 10,725 15,47 17,82 25,77 18,74 27,13 10,94 B010-4(S) 2,65 3,82 4,16 1,5 1,09 1,67 2,7 Tiết diện các đoạn dây dẫn đã chọn đêu thoả mãn đk phát nóng và điều kiện vầng quang 4. Tổn thất điện áp Tổn thất điện áp trên các đoạn mach hình tia tính tương tự như phương án 1 riêng đoạn mạch vòng tổn thất được tính theo công thưc sau: Tổn thất điện áp lớn nhất là: ULN%= .100 = = 4,7(%) Đối với đoạn mạch vòng, sự cố nguy hiểm nhất khi đứt dây là khi đứt dây N-4. Khi đó tổn thất điện áp được tính theo công thức = =25,65% Đối với đoạn mạch hở tính tương tự như phương án 1, kết quả tính toán có trong bảng sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4-5 N-6 U% 3,69 2,53 6,47 4,7 4,02 USC% 7,38 5,07 12,94 25,65 8,04 Tổn thất điện áp ở chế độ vận hành bình thường là: UMAXbt%= 6,47% Tổn thất khi có sự cố nặng nề là: UMAXSC%=25,65%>25% Vậy phương án này không thoả mãn các yêu cầu về kĩ thuật VI. Tổng kết các phương án I II III IV V UMAXbt% 6,47 10,958 7,86 8,05 6,47 UMAXSC% 12,94 21,916 15,72 16,1 25,65 Dựa vào chỉ tiêu kĩ thuật UMAXbt%=10-15% UMAXSC%=20-25% Từ bảng tổng kết trên ta chọn được phương án có các chỉ tiêu kĩ thuật tối ưu hơn trong 5 phương án trên đó là phương án I,II,III,IV. CHƯƠNG III. SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN ĐÃ CHỌN VỀ MẶT KINH TẾ Mục tiêu của các chế độ xác lập của HTĐ là giảm nhỏ nhất chi phí sản xuất điện năng khi thiết kế cũng như khi vận hành HTĐ. Để tìm ra được phương án tối ưu, ngoài những yêu cầu cơ bản về mặt kĩ thuật thì phải đảm bảo tính kinh tế cuả HTĐ. Trong tính toán sơ bộ về mặt kinh tế thường dựa vào vốn đầu tư cơ bản vào phí vận hành hàng năm, hay chi phí tính toán hàng năm. Để so sánh các phương án về mặt kinh tế cần phải giả thiết rằng các phương án có cùng số lượng MBA, mắt cắt, dao cách li. Khi đó hàm chi phí tính toán hàng năm của mỗi phương án được tính theo công thức sau: Zi=(atc+avh)Kđdi +A.C Trong đó: atc: hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn, atc =1/Ttc=1/8 = 0,125 avh : hệ số vận hành avh=0,04 c: giá một Kwh điện năng tổn thất, c=500(đ/kwh) Kđd: là vốn đầu tư đường dây của mạng điện Kđdi= K0i: Giá thành 1 km đường dây AC có tiết diện Fi, chiều dài Li(đ/km) A: Tổng tổn thất cs lớn nhất, tính theo công thức A=. = .Ri (Pi,Qi là cs cực đại chạy trên các đ d) : Tổng tổn thất cs lớn nhất, tính theo công thức =(0,124+Tmax.10-4)2.8766 Khi Tmax = 5000h ( tg sd cs lớn nhất) thì =3411h I. Tính toán cụ thể từng phương án đã chọn 1. Phương án 1. Dự kiến các phương án đều dùng cột thép, vốn đầu tư cho một km đường dây là: Dây dẫn AC – 70: KO = 208.106 (đ/km) Dây dẫn AC – 95: KO = 283.106 (đ/km) Dây dẫn AC – 120: KO = 354.106 (đ/km) Dây dẫn AC – 150: KO = 403 (đ/km) Dây dẫn AC – 185: KO = 441 (đ/km) Đối với đường dây lộ kép (2 mạch), vốn đầu tư tăng 1,6 lần so với vốn đầu tư cho đường dây một mạch. KN1 = 1,6.283.106.50 = 22,64.109 (đồng) KN2 = 1,6.283.106.72,11 = 32,65.109 (đồng) KN3 = 1,6.208.106.80,62 = 26,83.109 (đồng) KN4 = 1,6.208.106.58,31 = 19,41.109 (đồng) KN5 = 1,6.283.106.63,24 = 28,64.109 (đồng) KN6 = 1,6.283.106.50,99 = 23,09.109 (đồng) Tổng vốn đầu tư cho đường dây của mạng. Kđd = KN1 + KN2 + KN3 + KN4 + KN5 + KN6 Kđd = ( 22,64 + 32,56 + 26,83 + 19,41 + 28,64 + 23,09 ).109 (đồng) Tổn thất công suất tác dụng trong mạng. PN1 = = = 849,29 (KW) PN2 = = = 1392,63 (KW) PN3 = = = 1690,73 (KW) PN4 = = = 972,05(KW) PN5 = = = 1073,71 (KW) PN6 = = = 985,03 (KW) Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng. Pi = PN1 +PN2 +PN3 +PN4 +PN5 +PN6 Pi = 849,29 + 1392,63 + 1690,73 + 972,05 + 1073,71 + 985,03 Pi = 6963,44 (KW). Tổn thất điện năng hàng năm: A = Pi. = 6963,44.3411 = 23,752.106 (KWh) Khi đó hàm chi phí tính toán hàng năm: Z = (0,04 + 0,125).153,26.109 + 23,752.106.500 = 37,166.109 (đồng) 2. Phương án 2. Tính tương tự phản ánh trên kết quả cho trên bảng sau: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-6 6-5 l(km) 50 72,11 36,05 58,31 50,99 31,62 Ftc(mm2) AC-95 AC-150 AC-70 AC-70 AC-185 AC-95 Koi(106/km) 283 403 208 208 441 283 Kiđd(tỷ) 22,64 46,496 11,997 19,41 35,98 14,317 Pi(MW) 0,85 1,32 0,688 0,972 1,9 0,54 Tổng vốn đầu tư cho đường dây: Kdđ== 150,84(tỷ) Tổng tổn thất cs tác dụng: = 6,27(MW) Tổn thất điện năng hàng năm: = = 6,27.103.3411=21,386.106(Kwh) Chi phí tính toán hàng năm: Z=(0,04+0,125).150,84.109+21,386.106.500 Z=24,88.109+10,693.109=35,573(tỷ) 3. Phương án 3 Tính như phương án 1 ta có bảng kết quả sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-6 6-5 l(km) 50 72,11 80,62 58,31 50,99 31,62 Ftc(mm2) AC-95 AC-95 AC-70 AC-70 AC-185 AC-95 Koi(106/km) 283 283 208 208 441 283 Kiđd(tỷ) 22,64 32,650 26,83 19,41 35,98 14,317 Pi(MW) 0,85 1,392 0,690 0,972 1,904 0,54 Tổng vốn đầu tư cho đường dây: Kdđ== 151,827(tỷ) Tổng tổn thất cs tác dụng: = 7,348(MW) Tổn thất điện năng hàng năm: = = 7,348.103.3411=25,064.106(Kwh) Chi phí tính toán hàng năm: Z=(0,04+0,125).151,827.109+25,064.106.500 Z=37,58(tỷ) 4. Phương án 4. Bảng kết quả: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-5 N-6 l(km) 50 72,11 36,05 58,31 62,24 50,99 Ftc(mm2) AC-95 AC-150 AC-70 AC-70 AC-95 AC-95 Koi(106/km) 283 403 208 208 283 283 Kiđd(tỷ) 22,64 46,496 11,98 19,41 28,635 23,090 Pi(MW) 0,85 3,000 0,690 0,972 1,073 0,985 Tổng vốn đầu tư cho đường dây: Kdđ== 152,251(tỷ) Tổng tổn thất cs tác dụng: = 7,57(MW) Tổn thất điện năng hàng năm: = = 7,57.103.3411=25,821.106(Kwh) Chi phí tính toán hàng năm: Z=(0,04+0,125).152,257.109+25,821.106.500 Z=38,03(tỷ) II. Tổng kết và lựa chọn phương án tối ưu Từ 4 phương án đạt các yêu cầu kĩ thuật cơ bản đã chọn để so sánh về mặt kinh tế ta có bảng so sánh các phương án như sau: Các chỉ tiêu Các phương án I II III IV Z(109 đồng) 37,166 35,573 37,58 38,03 % 6,47 10,957 7,86 8,05 % 10,94 21,916 15,72 16,1 Ta thấy phương án I và II có chi phí nhỏ hơn nhưng phương án một có tổn thất điện áp nhỏ hơn và chi phí hai phương án lệch nhau không quá 5% nên ta chọn phương án I. CHƯƠNG IV: CHỌN SỐ LƯỢNG CÔNG SUẤT MBA VÀ SƠ ĐỒ NỐI DÂY MBA là thiết bị rất quan trọng trong HTĐ. Tổng cs các MBA rất lớn vì vậy vốn đầu tư cho MBA cũng rất nhiều, việc lựa chọn MBA phải đảm bảo giá thành rẻ nhất mà vẫn an toàn CCĐ cho các hộ tiêu thụ. I. Số lượng MBA. Vì yêu cầu của điện áp là CCĐ cho họ loại 1 nên phải đảm bảo CCĐ liên tục. Muốn vậy phải có 2 MBA làm việc song song để cấp điện cho mỗi phụ tải. Như vậy tại mỗi trạm biến áp phía đầu phụ tải đèu phải đặt 2 MBA, mỗi máy nối vào một phân đoạn thanh góp riêng và giữa các phân đoạn này phải đặt thiết bị tự động đóng cắt khi cần thiết. II. chọn công suất MBA. Khi chọn công suất của MBA cần xét đến khả năng quá tải của MBA còn lại ở chế độ sau sự cố. Xuất phát từ điều kiện quá tải cho phép bằng 40% trong tg phụ tải cực đại. Công suất của MBA trong trạm có n MBA được xđ bằng công thức: SB>= Smax/k(n-1) SB: công suất MBA được chọn Smax: công suất cực đại của phụ tải Smax= k: hệ số quá tải k=1,4 n: số lượng MBA trong trạm n=2 Suy ra S>= Tính toán cụ thể cho từng trạm *Phụ tải I: Pmax=30MW Qmax=18,591MVAR SB1>==25,5MVAR MBA được chọn là TPDH – 32000/110 *Phụ tải II: Pmax=32MW Qmax=19,83MVAR SB2>==26,89MVAR MBA được chọn là TPDH – 32000/110 *Phụ tải III: Pmax=24MW Qmax=14,873MVAR SB3>==20,17MVAR MBA được chọn là TPDH – 25000/110 *Phụ tải IV: Pmax=28MW Qmax=17,352MVAR SB4>==23,53MVAR MBA được chọn là TPDH – 25000/110 *Phụ tải V: Pmax=30MW Qmax=18,591MVAR SB5>==25,2MVAR MBA được chọn là TPDH – 32000/110 *Phụ tải VI: Pmax=32MW Qmax=19,83MVAR SB6>==26,89MVAR MBA được chọn là TPDH – 32000/110 Số liệu của MBA vừa chọn được cho trong bảng sau: Phụ tải Loại MBA Số liệu kĩ thuật Số liệu tính toán Uc KV Uh KV Un % Pn KW Pn KW Io % R () X () Q0 KVAr 1,2,5,6 TPDH-32000/110 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 3,4 TPDH-25000/110 115 11 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 III. Sơ đồ nối dây các trạm và mạng điện Trạm nguồn: Trạm nguồn là trạm biến áp lớn và rất quan trọng của hệ thống( là trạm tăng áp từ Umf lên Uđm của mạng điện). Để đảm bảo độ tin cậy CSĐ cho hệ thống và cho các phụ tải ta chọn sơ đồ nối điện sd hệ thống 2 thanh góc có máy cắt liên lạc: Mạng cuối: Để đảm bảo đến kinh tê mà không đảm bảo đến kỹ thuật khi vận hành trong hệ thống, ở trạm cuối sẽ sử dụng sơ đồ cầu đơn giản. Các máy cắt phá hạ áp sd máy cắt hợp lệ: + Nếu L= 70 thì khả năng xẩy ra SC phía đương dây tương đối nhiều, do đó để cách li sự cố người ta đặt máy cắt phía đường dây + Nếu L<70 km thì người ta thường đặt máy cắt phía máy biến áp. IV. Sơ đồ nối dây chi tiết: SƠ ĐỒ THAY THẾ TOÀN MGẠNG ĐIỆN CHƯƠNG V. TÍNH TOÁN CÁC TRẠNG THÁI VẬN HÀNH CỦA LƯỚI ĐIỆN Trong quá trình thiết kế mạng lưới điện , để đảm bảo an toàn cho hệ thống và các yêu cầu kĩ thuật. Cần phải tính toán xác định sự phân bỗ các dòng công suât, tổn thất công suất,tổn thất điện năng và tổn thất điện áp của mạng điện trong các chế độ vận hành. Tính chế độ vận hành có thể biết được điện áp tại từng nút của phụ tải từ đó xem xét cách giải quyết cho phù hợp nhằm đảm bảo chất lượng điện năng cho các phụ tải đồng thời kiểm tra chính xác sự cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện, nếu thiếu hụt cần tiến hành bù cưỡng bức. I. chế độ phụ tải cực đại Ở chế độ này phải vận hành cả hai MBA trong trạm. Điện áp định mức tren thanh cái cao áp của nhà máy điện khi phụ tải cực đại bằng 110% điện áp định mức của mạng điện. UN = 110%.Uđm = 110%.110 = 121 (KV) Bảng thông số của đường dây. Đoạn đường dây FTC (mm2) L (km) R () X () B.10-4 (S) N - 1 AC - 95 50 8,25 10,725 2,65 N – 2 AC – 95 72,11 11,89 15,46 3,82 N – 3 AC – 70 80,62 18,54 17,74 4,16 N – 4 AC – 70 58,31 13,41 12,83 3,0 N – 5 AC – 95 63,24 10,43 13,56 3,35 N – 6 AC – 95 50,99 8,41 10,94 2,70 (Có hình vẽ) Nhánh phụ tải 1 Các thông số của MBA Uđm Uhd Un% Pn(pw) (kw)P0 I0% R(n) X() Q0(kw) 115 33,5 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 Sử dụng phương pháp gần đúng một bước lặp để tính toán. Lấy điện gáp tại các nút bằng điện áp định mức hệ thống(trừ nút N). Tổng trở tương đương của đoạn dường dây N-1: Zd1= 8,25+j10,725 () Tổng trở tương đương của đoạn N-1: Y1=G1+jB1 Vì tổng tổn thất vầng quang trên đường dây 110kv rất nhỏ nên không xét đến điện dẫn tác dụng Điện dẫn phản kháng: B1 =2,65.10-4(S) Tổng trở tương đương của các MBA trong trạm Zb1==0,935+j21,75( *XĐ các dòng công suất Coi điện áp các nút gần đúng bằng điện áp danh địch của mạng điện ( trừ nút nguồn) Uđm=110(KV) Tổn thất cs trong các cd của MBA Soi=2() = 2(0,035+j0,24)=0,07+j0,48 (MVA) Tổn thất cs trong các cd của MBA Sb1=.Zb1=(0,935+j0,48) Sb1=0,0935+j2,175(MVA) Công suất trước tổng trở của MBA Sb1=S1+Sb1=30+j18,591+0,0935+j2,175 = 30,0935+j20,766(MVA) Công suất trên thanh cái cao áp của trạm SC1=Sb1+Soi=30,0935+j0,48 SC1=30,1635+j21,246(MVA) CS do điện dung cuối đoạn N-1 gây ra Qcc=1/2.U2đm.B1=1/2.1102.2,65.10-4=1,603(MVAR) CS sau tổng trở của dd S1” =SC1 – j QCC =30,1635+j21,246-j1,603 S1” =30,1635+j19,642(MVA) Tổn thất cs trên tổng trở đd Sd1=.Zd1=.(8,25+j10,725) Sd1=0,883+j1,148(MVA) CS trước tổng trở của đường đây S1’= S1”+ Sd1=30,1635+j19,643+0,883+j1,148 S1’=31,0465+j20,791(MVA) CS do điện dung đầu đd N1 sinh ra QCĐ=QCC=1,603(MVAR) Công suất yêu cầu từ nguồn SN1= S1’ –j QCĐ =31,0465+j20,791-j1.603 SN1=31,0465+19,188(MVA) Xác định điện áp các nút: Tổn thất điện áp trên đường dây N1 = Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA ở trạm 1: = Điện áp thanh góp hạ áp của trạm 1 quy đổi về phía thanh góp cao áp được xác định theo công thức sau: U1h=U1c - Ub1 = 117,05 – 4 = 113,05(Kw) Điện áp thực trên thanh góp hạ áp : U1h = Các nhánh đến phụ tải 2.3.4.5 tính tương tự kết quả ghi trong bảng sau: Phụ tải I Phụ tải II Phụ tải III Si(MVA) 30+j18,591 32+j19,83 28+j14,873 SOi(MVA) 0,07+j0,48 0,07+j0,48 0,058+j50,4 Sbi(MVA) 0,0935+j2,175 0,1+ j2,54 0,1+j2,32 Sbi(MVA) 30,0935+j20,766 32,1+j2,37 28,1+j17,193 SCi(MVA) 30,1635+j21,246 32,17+j22,85 28,158+j17,593 Qcci(MVAr) 1,603 2,31 2,52 Si’’(MVA) 30,1635+j19,643 32,17+j20,54 28,158+j15,073 Sdi(MVA) 0,883+j1,148 1,43+j1,86 1,563+j1,49 SNi(MVA) 31,0465+j20,791 33,6+j22,4 29,721+j16,563 SNi(MVA) 31,0465+19,188 33,6+j20,09 29,721+j14,043 UNi(Kv) 3,95 5,87 6,98 UCi(Kv) 117,05 115,13 114,04 Ubi(Kv) 4 4,49 4,53 UHi(Kv) 113,05 110,64 109,49 UHi(Kv) 37,8 37,04 36,65 Phụ tải IV Phụ tải V Phụ tải VI Si(MVA) 24+j17,352 30+j18,591 32+j19,83 SOi(MVA) 0,058+j0,4 0,07+j50,48 0,07+j0,48 Sbi(MVA) 0,092+j2,03 0,0935+j2,175 0,11+j2,55 Sbi(MVA) 24j092+j19,382 30,0935+j20,766 32,11+j22,38 SCi(MVA) 24,15+j19782 30,1635+j21,246 32,18+j22j86 Qcci(MVAr) 1,815 2,03 1j63 Si’’(MVA) 24,15+j17,967 30,1635+j17,967 32j18+j21,23 Sdi(MVA) 1+j0,96 1,043+j1,356 1,033+j1,344 SNi(MVA) 25,15+j18,927 31,2065+j20,572 33,213+j22,574 SNi(MVA) 25,15+j17,112 31,2065+j18,542 33,213+j20,944 UNi(Kv) 4,79 2,8 4,35 UCi(Kv) 116,21 118,2 116,65 Ubi(Kv) 4,66 4,06 4,43 UHi(Kv) 111,55 114,14 112,22 UHi(Kv) 37,3 38,21 37,57 4.Cân bằng CSPK trong MĐ. Dòng CS tại đầu các nhánh: SN1 = 31,0465 +j19,188 (MVA); SN4 = 25,15 +j17,112 (MVA) SN2 = 33,6 +j20,09 (MVA); SN5 = 31,2065+j18,542 (MVA) SN3 = 29,721 + j14,043 (MVA); SN6 = 33,213 +j20,944 (MVA) Tổng CS yêu cầu tại thanh cái của nguồn : SN = SN1 + SN2 + SN3 + SN4 + SN5 + SN6 = 183,937 + j109,919 (MVA) Tổng SC phản kháng yêu cầu : QYc = 109,919 (MVAr) Tổng SCPK do nguồn phát ra : QF = PF.tg (cos=0,85 tg= 0,62) QF = 183,937.0,62 = 114,04 (MVAr) Ta nhận thấy: QF >QYc Vì vậy không phải bù kĩ thuật cho mạng điện khi xuất hiện ở chế độ phụ tải cực đại. II. chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp trên thanh cái cao áp của nguồn : UN = 105%.Uđm = 115,5 (Kv) ở chế độ phụ tải cực tiểu thì CS của các phụ tải là: SMIN = 50%SMAX Vì phụ tải nhỏ nên để xuất hiện kinh tế phải xem xét có thể cắt bớt một số MBA ở các trạm hay không. Điều kiện để có thể cắt bớt 1 MBA trong trạm là: SMIN < SC = SĐM Trong đó : SMIN: Công suất phụ tải ở chế độ cực tiểu SĐM : Công suất ĐM của MBA. PO : Tổn thất công suất khi không tải. Pn : Tổn thất công suất khi ngắn mạch. *. Xét trạm 1: SMIN = SC = Vậy trạm 1 không được cắt bớt MBA *. Các trạm còn lại : Tính tương tự kết quả trong bảng sau: Trạm SMin SC Số máy 1 17,65 22,23 2 2 18,82 22,23 2 3 15,85 17,38 2 4 14,8 17,38 2 5 17,65 22,23 2 6 18,82 22,23 2 Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu không trạm nào được cắt bớt MBA. Tính dòng công suất tổn thất điện áp và điện áp tại các nút tương tự như ở chế độ phụ tải cực tiểu như thay UN = 115,5(Kv) và SMin = 1/2SMAX Kết quả tổng kết: Phụ tải I Phụ tải II Phụ tải III Phụ tải IV Phụ tải V Phụ tải VI Si (MVA) 15+j9,29 16+j9,915 14+j7,44 12+j8,697 15+j9,29 16+j9,915 SOi (MVA) 0,07+j0,48 0,07+j0,48 0,058+j0,4 0,058+j0,4 0,07+j0,48 0,07+j0,48 Sbi (MVA) 0,024+j0,56 0,027+j0,637 0,023+j0,5 0,024+j0,56 0,024+j0,56 0.027+j0,637 Sbi (MVA) 15,024+j9,85 16,027+j10,552 14,0264+j8.02 12,023+j9,176 15,024+j9,85 16,027+j10,552 SCi (MVA) 15,094+j10,33 16,097+j11,032 14,08+j8,42 12,081+j9,576 15,094+j10,33 16,097+j11,032 QCCi MVAr) 1,603 2,31 2,52 1,815 2,03 1,63 Si’’ (MVA) 15,094+j8,727 16,097+j8,722 14,08+j5,9 12,081+j7,761 15,094+j8,3 16,097+j9,402 Sdi (MVA) 0,207+j0,269 0,33+j0,428 0,357+j0,336 0,23+j0,219 0,256+j0,332 0,24+j0,314 Si’ (MVA) 15,301+j8,996 16,427+j9,15 14,437+j6,236 12,311+j7,98 15,35+j8,632 16,337+j9,716 SNi (MVA) 15,301+j7,393 16,427+j6,84 14,437+j3,716 12,311+j6,165 15,35+j6,602 16,337+j8,086 UNi (KV) 1,93 2,91 3,27 2,31 2,4 2,1 UCi (KV) 113,57 112,59 112,23 113,19 113,1 113,4 Ubi (KV) 2 2,17 2,156 2,4 2,02 2,156 UHi (KV) 111,57 110,42 110,074 110,79 111,08 111,244 UHi (KV) 10,67 10,56 10,53 37,09 37,19 37,24 Cân bằng công suất phản kháng trong MĐ Dòng cs tại đầu các nhánh: SN1= 10,301+j 7,393 SN2= 16,427+j 6,840 SN3= 14,437+j 3,716 SN4= 12,311+j 6,165 SN5= 15,35+j 6,602 SN6= 16,337+j 8,086 Tổng cs yêu cầu tại thanh cái của nguồn SN= SN1 + SN2 + SN3 + SN4 + SN5 + SN6=85,163+j38,802 Tổng cs pk yêu cầu QF =38,802 Giả sử nguồn cung cấp đủ công suất tác dụng yêu cầu PF=PYc=85,163 Tổng cspk do nguồn phát ra QF = PF.tg (cos=0,85 tg= 0,62) = 85,163.0,62=52,8(MAVR Nhận thấy: QF>QYC Vì vậy không phải bù kĩ thuật cho MĐ khi vận hành ở chế độ phụ tải cực tiểu III. chế độ sự cố Ta chỉ xét sự cố nặng nề nhất, tức là đứt một đường dây điện mạch kín khi hệ thống vận hành ở chế độ phụ tải cực đại, ở chế độ sự cố điện áp trên thanh cái cao áp cuả nguồn là 110% điện áp định mức của mạch điện. Khi đó điện trở và điện kháng của đường dây gặp sự cố sẽ tăng lên 2 lần, còn điện đầu giảm 2 lần. Khi đó: Zd1=4,125+j5,3625 Zd4=6,705+j6,415 Zb1=0,935+j21,75 Zb4=1,270+j27,25 Zd2=5,945+j5,78 Zd5=5,215+j6,780 Zb2=0,935+j21,75 Zd3=0,927+j8,870 Zd6=4,205+j5,47 Zb3=1,27+j27,95 Zb6=0,935+j21,75 Tương tự như các trường hợp trên ta có kết quả ở bảng sau: Phụ tải I Phụ tải II Phụ tải III Phụ tải IV Phụ tải V Phụ tải VI Si (MVA) 30+j18,591 32+j19,83 28+j14,873 24+j17,352 30+j18,591 28+j14,873 SOi (MVA) 0,07+j0,48 0,07+j0,48 0,058+j0,4 0,058+j0,4 0,07+j0,48 0,07+j0,48 Sbi (MVA) 0,0935+j2,175 0,1+j2,540 0,100+j2,32 0,092+j2,32 0,0935+j2,173 0,11+j2,55 Sbi (MVA) 30,0935+j20,766 32,1+j22,37 28,1+j17,193 24,092+j19,382 30,0935+j20,766 32,117+j22,38 SCi (MVA) 30,1635+j21,246 32,17+j22,850 28,158+j17,593 24,15+j19,782 30,1635+j21,246 32,18+j22,86 QCCi(MVAR) 0,8 1,155 1,26 0,9 1,015 0,815 Si’’ (MVA) 30,1635+j20,446 32,17+j21,695 28,158+j16,333 24,15+j18,882 30,1635+j20,231 32,18+j22,045 Sdi (MVA) 0,453+j0,588 0,74+j0,72 0,81+j0,78 0,52+j0,5 0,542+j0,678 0,529+j0,687 Si’ (MVA) 30,6165+j21,034 32,917+j22,415 28,97+j17,113 24,67+j19,382 30,6835+j20,909 32,709+j22,723 SNi (MVA) 30,6165+j20,234 32,91+j21,26 28,97+j15,853 24,67+j18,482 30,6835+j19,894 32,709+j21,908 UNi (KV) 3,95 6,1 6,95 4,79 4,98 4,33 UCi(KV) 117,05 114,9 114,05 116,21 116,02 116,67 Ubi (KV) 4,1 4,49 4,526 4,92 4,135 4,43 UHi (KV) 112,95 110,41 109,524 111,29 111,885 112,24 UHi (KV) 37,8 36,96 36,66 37,258 37,46 37,576 CHƯƠNG VI. LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP Điện áp là một trong những chỉ tiêu chất lượng điện năng quan trọng. Trong đó chỉ tiêu về độ lệch điện áp là chỉ tiêu quan trọng nhất trong quá trình vận hành phụ tải thay đổi từ cực đại đến cực tiểu, hoặc khi bị sự cố nặng nề dẫn đến điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm thay đổi vượt qúa giới hạn cho phép. Để đảm bảo được độ lệch điện áp của hộ tiêu thụ nằm trong giới hạn cho phép thì cần phải tiến hành điều chỉnh điện áp. Có nhiều phương pháp điều chỉnh điện áp như: thay đổi điện áp MF trong các NMĐ thay đổi tỉ số biến áp trong các trạm biến áp hay thay đổi các dòng cs pk trong mạch điện bằng các thiết bị bù. Trong thực tế, đối với mạch điện lớn không thể dùng phương pháp thay đổi điện áp tại các NMĐ việc thay đổi các dòng cs pk truyền tải trên các đường dây cũng khó đáp ứng được các yêu cầu điều chỉnh điện áp vì những lí do sau: độ ổn định của hệ thống, vận hành phức tạp và vốn đầu tư cao. Vì vậy chọn phương pháp đầu điều chỉnh của các NMĐ trong các trạm hạ áp được dùng rộng rãi để điều chỉnh điện áp của hệ thống. Theo đồ án thiết kế, tất cả các hộ tiêu thụ đều yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Độ lệch điện áp trên thanh cái hạ áp phải thoả mãn : chế độ phụ tải cực đại dU%=5% chế độ phụ tải cực tiểu dU%=0% chế độ sự cố dU%=5% Vì các hộ tiêu thụ điện đều là loại I nên ta dùng MBA điều chỉnh điện áp dưới tải để tránh gián đoạn lúc điều chỉnh Các MBA có UCđd=115KV, Uhdđ=11KV, phạm vi điều chỉnh 91,98% Bảng điện áp một số đầu điều chỉnh tiêu chuẩn là: n -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 U(KV) 105,89 108,17 110,45 112,72 115 117,28 119,55 121,83 124,1 I. phụ tải I Điện áp trên các thanh góp hạ áp quy đổi về điện áp cao trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sự cố là: U’1qmax= 113,05KV U’1qmin= 111,57KV U’1qsc= 112,95KV Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của các trạm trong các chế độ được tính như sau: UYcmax=Uđm+dU%Uđm=35+5%.35=36,75KV UYcmin=Uđm+dU%Uđm=35+0%.35=35KV UYcsc=Uđm+dU%Uđm=35+5%.35=36,75KV Khi phụ tải cực đại Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh điên áp được xác định theo công thức sau: U1đcmax===118,43(KV) Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n=, khi đó U1tcmax=119,55KV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm là: U1tmax===36,4(KV) Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp trong chế độ phụ tải lớn nhất có giá trị là: U1max%=.100==4%(KV) Khi ta thấy U1max<5% như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn chọn là phù hợp Khi phụ tải cực tiểu U1đcmin===122,727(KV) Vậy ta chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n=+3, khi có U1tcmin= 121,83(KV) Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm 1 là: U1tmin===35,26(KV) Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp trong trạm ở chế độ phụ tải cực tiểu có giá trị U1min%=.100= 0% Như vậy U1min%0%, đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp Khi phụ tải ở chế độ sự cố Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh máy biến áp U1đcsc===118,33(KV) Chọn đầu điều chỉnh n=+2, khi đó U1tcsc=119,55KV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm U1tsc===36,37(KV) Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp cuả trạm 1 là: U1sc%=.100== 3,9% Ta thấy U1sc%<5% do vậy đầu điều chỉnh tiêu chẩn đã chọn là phù hợp II. Các phụ tải còn lại: tính toán tương tự kết qủa cho ở bảng sau Khi phụ tải cực đại Phụ tải 1 2 3 4 5 6 U’q 113,05 110,64 109,49 111,55 114,14 112,22 Uđc 118,33 115,9 114,7 116,86 119,57 117,56 n +2 +1 0 +1 +3 +2 Utc 119,55 117,28 115 117,28 121,83 119,55 Ut 36,4 36,32 36,65 36,62 36,07 36,14 U% 4 3,77 4,73 4,62 3 3,28 Khi phụ tải cực tiểu Phụ tải 1 2 3 4 5 6 U’q 111,57 110,42 110,074 110,79 111,08 111,244 Uđc 122,727 121,462 121,08 121,87 122,188 122,37 n +3 +3 +3 +3 +3 +3 Utc 121,83 121,83 121,83 121,83 121,83 121,83 Ut 35,26 34,89 34,78 35,01 35,16 35,15 U% 0,74 -0,30 -0,61 0,032 0,29 0,44 Khi phụ tải bị sự cố Phụ tải 1 2 3 4 5 6 U’q 112,95 110,41 109,524 111,29 111,885 112,24 Uđc 118,33 115,66 114,74 116,59 117,21 117,58 n +2 +1 0 +1 +1 +2 Utc 119,55 117,28 115 117,28 117,28 127,83 Ut 36,37 36,24 36,66 36,53 36,73 35,46 U% 3,9 3,55 4,76 4,38 4,94 1,34 CHƯƠNG VII. CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KĨ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN I. Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện Tổng các vốn đầu tư xây dựng mạng điện được xác định theo công thức K= KD+KT Trong đó: -Vốn đầu tư xây dựng đường dây (KD) KD=153,26(tỷ) - Vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp (KT). Trong mạng lưới của ta có tất cả 6 trạm biến áp. Trong đó có 4 trạm BA dung lượng 32MVA , hai trạm dung lượng 25 MVA. Vậy tổng chi phí cho các trạm là: KT=1,8(4.22+2.19)=226,8(tỷ) - Vậy tổng vốn đầu tư là: K= KD+KT=380,06(tỷ) Tính toán tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện Theo kết quả tính toán trong chương 5, tổng tổn thất tác dụng trên các đường dây là: = 6,952(MW) Tổng tổn thất trong lõi thép các MBA được tính theo công thức sau: = 0,396(MW) Tổng tổn thất cs trong các đường dây của máy biến áp là: = 0,589(MW) Vậy tổng tổn thất cs tác dụng lên mạng điện là: =++=7,937(MW) % =.100= II. Tổng tổn thất điện năng của mạng điện Tổng tổn thất điện năng được xác định theo công thức: A= (Pd+Pn).+Pot Trong đó: là thời gian tổn thất công suất lớn nhất = (0,124+Tmax.10-4)2.8760=3411(h) t là thời gian các MBA làm việc trong năm. Vì các MBA vận hành trong cả năm nên t=8760 h Do đó tổng tổn thất điện năng của mạng điện bằng: A= (6,952+0,589).3411+0,396.8760=29191,31(MWh) Tổng tổn thất các hộ tiêu thụ nhận được trong năm là: A= = 176.5000=880000(MWh) Tổn thất điện năng trong mạng máy tính theo % bằng: A%= .100= 3,32% III. Tính chi phí và giá thành tải điện 1. Chi phí vận hành hàng năm Chi phí vận hành hàng năm của mạng điện được tính theo công thức Y= avhd.Kd+ avht.Kt+AC Trong đó : avhd là hệ số vận hành đường dây (=0,04) avht là hệ số vận hành các thiết bị trong trạm biến áp (=0,1) C là giá thành một KWh điện năng tổn thất Vậy Y=0,04.153,26.109+0,1.22,8.109+29191,31.500.103 = (0,04.153,26+0,1.22,8+29191,31.10-6).109 = (6,13+2,268+14,6).109=22,998(tỷ) 2. Chi phí tính toán hàng năm Chi phí tính toán hàng năm được tính theo công thức sau: Z= atc.K+Y Trong đó atc là hệ số định mức hiệu quả của các vốn đầu tư (atc=0,125) Do đó chi phí hàng năm tính toán bằng: