Đề tài Các phương án thiết kế mạng điện

Mục lục Trang Chương I: Cân bằng công suất tác dụng – Phản kháng trong hệ thống điện và lựa chọn điện áp định mức của mạng điện: 5 1. Cân bằng công suất tác dụng: 5 2.Cân bằng công suất phản kháng; 5 3. Chọn điện áp định mức cho mạng điện: 6 Chương II: Dự kiến các phương án nối dây và so sánh các phương án về mặt kỹ thuật: 8 2.1. Phương án 1: 8 2.2. Phương án 2: 13 2.3. Phương án 3: 17 2.4. Phương án 4: 21 2.5. Phương án 5: 25 Chương III: So sánh các phương án về mặt kinh tế: 30 3.1. Phương án 1: 30 3.2. Phương án 3: 31 3.3. Phương án 4: 33 Chương IV: Chọn máy biến áp và sơ đồ nối điện chính: 35 4.1. Chọn máy biến áp: 35 4.2. Chọn sơ đồ nối điện: 37 Chương V: Tính toán bù kinh tế: 39 5.1. Lộ NĐ - 1: 40 5.2. Lộ NĐ - 2: 40 5.3. Lộ NĐ - 3: 41 5.4. Lộ NĐ - 4: 41 5.5. Lộ NĐ - 5: 42 5.6. Lộ NĐ - 6: 42 Chương VI: Phân tích các chế độ vận hành của mạng điện: 44 6.1. Chế độ phụ tải cực đại: 44 6.2. Chế độ phụ tải cực tiểu: 51 6.3. Chế độ phụ tải sự cố: 59 Chương VII: Tính toán điện áp tại các điểm của mạng điện và lựa chọn phương thức điện áp: 67 7.1. Tính toán điện áp tại các điểm của mạng điện: 67 7.1.1. Chế độ phụ tải cực đại: 67 7.1.2. Chế độ phụ tải cực tiểu: 69 7.1.3. Chế độ phụ tải sự cố: 72 7.2. Lựa chọn phương thức điều chỉnh điện áp theo yêu cầu phụ tải: 75 Chương VIII. Tính các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện: 82 8.1. Tính tổn thất điện năng trong mạng điện: 82 8.2. Tính vốn đầu tư cho mạng điện: 83 8.3. Tính giá thành mạng điện: 83 8.4. Bảng tổng hợp chỉ tiêu cơ bản của mạng điện: 8.5 Chương I Cân bằng công suất tác dụng - phản kháng trong hệ thống điện và lựa chọn điện áp định mức của mạng điện. 1. Cân bằng công suất tác dụng. Sự cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống điện được biểu diễn bằng biểu thức sau: (1.1) Trong đó: ồ PF : Tổng công suất tác dụng lấy từ thánh góp cao áp của nguồn ( MW) m: hệ số đồng thời, m=1 ồPpt: tổng phụ tải tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ (MW) ồPpt =P1 + P2 + P3 + P4 + P5 + P6 = 38 + 40 + 36 + 40 + 30 + 30 = 214 (MW) ồDPmd: Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp. ồDPmd: phụ thuộc vào bình phương phụ tải nhưng khi thiết kế sơ bộ coi như không đổi và bằng: ồDPmd = (5 á10) % ồPpt Ta chọn ồDPmd =10% . ồPpt =10% . 214 =21,4 (MW) ồDPmd: Là tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện (MW) ồDPdt: Là tổng công suất dự trữ (MW) Khi tính toán ta coi: ồDPtd= 0 và ồDPdt = 0 Thay các giá trị trên vào phương trình (1.1) ta có: ồPF= 1.214 + 21,4 + 0 +0 = 235,4(MW) 2. Cân bằng công suất phản kháng Ta có: ồQF = ồPF.tgjF Mà CosjF = 0,85 => tgjF = tg(arccos 0,85) = 0,6197 => ồQF = 235,4 . 0,6197 = 145,877 (MVAR) Mặt khác: ồQyc=mồQpt + ồDQL - ồDQc + ồDQB + ồQtd + ồQdt Trong đó: ồQyc: Tổng công suất phản kháng cần được cung cấp cho mạng điện (MVar) m: Hệ số đồng thời m=1. ồQpt: Tổng phụ tải phản kháng cực đại của các hệ tiêu thụ ồQpt=ồPpt.tgjpt Ta có: cosjpt=0,90 => tgjpt=tg(arccos 0,90) = 0,48 => ồQpt= 214 . 0,48 = 102,72 (MVar) ồQB: Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các máy biến áp của hệ thống (MVar) ồQB= (8 á 12)%.ồSpt Ta chọn bằng 10%ồSpt Mà ồSpt = ị QB = 10% = 237,77 .10% = 23,777 Trong tính toán sơ bộ coi ồQL=ồDQC ồQdt: là công suất tự dùng của các nhà máy điện (MVAr) ồQtd: là công suất dự trữ của các nhà máy điện (MVAr) Trong mạng điện khu vực: ồQtd = ồQdt = 0 => ồQyc=1. 102,72 + 23,777 + 0 + 0 = 126,497 (MVAR) Nhận xét: Ta thấy ồQyc < ồQF nên nguồn điện có khả năng cung cấp đủ công suất phản kháng cho hệ thống, do đó ta không cần bù công suất phản kháng cho hệ thống. 3. Chọn điện áp định mức cho mạng điện: Điện áp định mức của mạng điện ảnh hưởng trực tiếp đến các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện thiết kế. Chọn điện áp của mạng điện dựa trên công thức kinh nghiệm sau: Trong đó: li: chiều dài đoạn thứ i Pi: công suất tác dụng của đoạn thứ i Dựa vào công thức ta có: Nhận xét: Qua các tính toán trên, trong bản đồ án thiết kế này ta chọn điện áp định mức của mạng điện thiết kế là : Uđm=110 KV Chương II Dự kiến các phương án nối dây so sánh các phương án về mặt kỹ thuật Các phương án được lựa chọn phải được đảm bảo các chỉ tiêu sau: - Độ tin cậy, cung cấp điện cao. - Linh hoạt trong vận hành - An toàn và phải đảm bảo các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật. 2.1 Phương án I 2.1.1 Sơ đồ nối dây Tỷ lệ 1 đơn vị=10 SNĐ -1 = 38 + j 18,24 (MVA) SNĐ -2 = 40 + j 19,20 (MVA) SNĐ -3 = 36 + j 17,28 (MVA) SNĐ -4 = 40 + j 19,20 (MVA) SNĐ -5 = 30 + j 14,4 (MVA) SNĐ -6 = 30 + j 14,4 (MVA) 2.1.2 Chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng điện kinh tế. - Mạng điện 110 KV ta dự kiến dùng dây dẫn AC, khoảng cách trung bình hình học giữa các pha là Ptb=5m - Với dây dẫn AC, Tmax =5000 h, tra bảng 4.1(giáo trình mạng lưới điện – Nguyễn Văn Đạm) mật độ dòng điện kinh tế là Jkt=1,1 A/m2 Dòng điện chạy trên các lộ tính ở chế độ phụ tải cực đại là: Trong đó: Ii : Dòng điện chạy trên các lộ phụ tải thứ i Pi: Công suất tác dụng cực đại trên mạch thứ i Q: Công suất phản kháng cực đại trên mạch thứ i n: Số lộ Vậy ta có: -Tiết điện chọn theo Jkt là: Cụ thể với từng đoạn như sau: Thông số các đường dây lựa chọn và số liệu tính toán cho ở bảng sau: Tên lộ F (mm2) L (Km) r0 (W/Km) x0 (W/Km) b0.10-6 (s/Km) R (W) X (W) B/2.106 (S) NĐ - 1 95 70,71 0,33 0,429 2,65 11,66 15,16 187,38 NĐ - 2 95 98,99 0,33 0,429 2,65 16,33 21,23 262,32 NĐ - 3 95 94,86 0,33 0,429 2,65 15,65 20,34 251,37 NĐ - 4 95 82,46 0,33 0,429 2,65 13,60 17,68 218,52 NĐ - 5 70 120 0,460 0,440 2,58 27,60 26,4 309,6 NĐ - 6 70 84,85 0,460 0,440 2,58 19,51 18,66 218,91 Với: Trong đó: - n: là số lộ - L: Chiều dài tuyến đường dây (km) - r0, x0, b0 lần lượt là điện trở điện kháng, điện dẫn, điện phản kháng trên 1 Km chiều dài đường dây. 2.1.3 Xác định tổn thất điện áp kiểm tra điều kiện phát nóng. Ta phải xác định được tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường và sự cố lớn nhất làm tiêu chuẩn để so sánh về mặt kỹ thuật giữa các phương án. Ta có : % Lộ: NĐ - 1: Khi sự cố (đứt một dây lộ kép) trên đoạn NĐ-1 DUsc% = 2 DUbt% = 2 . 5,94% = 11,88% ISC = 2.INĐ-1 = 2 . 110,61 = 221,22 (A) < ICP = 320 (A) Lộ: NĐ - 2: Khi sự cố (đứt một dây lộ kép) trên đoạn NĐ-2 DUsc% = 2 DUbt% = 2 . 8,76 % = 17,52 % ISC = 2.INĐ-2 = 2 . 116,43 = 232,86 (A) < ICP = 320 (A) Lộ: NĐ-3: Khi sự cố (đứt một dây lộ kép) trên đoạn NĐ-3 DUsc% = 2 DUbt% = 2 . 7,56 % = 15,12 % ISC = 2.INĐ-3 = 2 . 104,79 = 209,58 (A) < ICP = 320 (A) Lộ: NĐ-4 Khi sự cố (đứt một dây lộ kép) trên đoạn NĐ-4 DUsc% = 2 DUbt% = 2 . 7,30 % = 16,06 % ISC = 2.INĐ-4 = 2 . 116,43 = 220,86 (A) < ICP = 320 (A) Lộ: NĐ-5 Khi sự cố (đứt một dây lộ kép) trên đoạn NĐ-5 DUsc% = 2 DUbt% = 2 . 9,98 % = 19,96 % ISC = 2.INĐ-5 = 2 . 87,32 = 174,64 (A) < ICP = 265(A) Lộ: NĐ-6 Khi sự cố (đứt một dây lộ kép) trên đoạn NĐ-6 DUsc% = 2 DUbt% = 2 . 7,05 % = 14,10 % ISC = 2.INĐ-3 = 2 . 87,32 = 174,64 (A) < ICP = 265 (A) 2.1.4 Tổng kết phương án: -Tiết diện dây dẫn chọn thoả mãn điều kiện phát nóng: DUbt max% = 9,98% DUSC max% = 19,96% 2.2 Phương án 2 2.2.1 Sơ đồ nối dây Để tiện cho tính toán ta thống kê dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây như sau: SNĐ -1 = 38 + j 18,24 ( MVA) SND - 3 = 76 + j 36,48 ( MVA) S 2 – 3 = 40 + j 19,20 ( MVA) SND - 4 = 56 + j 26,88 ( MVA) S4 – 5 = 30 + j 14,4 ( MVA) SND - 6 = 30 + j 14,4 ( MVA) 2.2.2 Chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng điện kinh tế: Công thức tính dòng điện chạy trên các lộ đường dây: Ta có: Công thức tính tiết điện dây dẫn theo Jkt là: Ta có: Thông số các đường dây lựa chọn và số liệu tính toán cho ở bảng sau: Tên lộ F (mm2) L (Km) r0 (W/Km) x0 (W/Km) b0.10-6 (s/Km) R (W) X (W) B/2.10-6 (S) NĐ - 1 95 70,71 0,33 0,429 2,65 11,66 15,16 187,38 NĐ - 3 185 94,86 0,17 0,409 2,84 8,06 19,39 269,40 3 – 2 95 44,72 0,33 0,429 2,65 7,37 9,59 118,50 NĐ - 4 185 82,46 0,17 0,409 2,84 7,00 16,86 234,18 4 – 5 70 44,72 0,46 0,440 2,58 10,28 9,83 115,37 NĐ - 6 70 84,85 0,46 0,440 2,58 19,51 18,66 218,91 Với: Trong đó: - n: Số lộ - L: Chiều dài tuyến đường dây (Km) - r0, x0, b0 lần lượt là điện trở, điện kháng, điện dẫn phản kháng trên 1 Km chiều dài đường dây. 2.2.3 Xác định tổn thất điện áp kiểm ta điều kiện phát nóng. Lộ: NĐ - 1 Khi có sự cố ( đứt một dây lộ kép) DUSC% = 2DUBT% = 2.5,94 = 11,88 % ISC=2INĐ-1= 2.110,61 = 221,22 < ICP =320 (A) Lộ NĐ - 3 - 2 : Khi có sự cố đứt một dây trên đoạn ND-3 (Không xét tới sự cố kép): Lộ NĐ - 4 - 5: Khi có sự cố đứt một dây trên đoạn NĐ - 4(Không xét tới sự cố kép ): Lộ NĐ-6 : Khi có sự cố (đứt một dây lộ kép) DUSC% = 2DUBT% = 2. 7,05 = 14,1 % ISC=2INĐ-6 =2 . 87,32 = 174,64 < ICP = 265 (A) 2.2.4 Tổng kết phương án: -Tiết điện dây dẫn chọn thoả mãn điều kiện phát nóng: - DUbt max%=DUBT(NĐ-3)% + DUBT(3-5)% = 14,85% - DUSC max%=DUSC(NĐ-3)% + DUBT(3-2)% = 25,76% 2.3 Phương án 3 2.3.1 Sơ đồ nối dây Để tiện cho tính toán ta thống kê dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây như sau: SNĐ -1 = 78 + j37,44 (MVA) S1 -2 = 40 + j19,2 (MVA) SNĐ -3 = 36 + j17,28 (MVA) SNĐ - 4 = 70 + j33,6 (MVA) S4 -5 = 30 + j14,4 (MVA) SNĐ - 6 = 30 + j14,4 (MVA) 2.3.2 Chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng điện kinh tế: Công thức tính dòng điện chạy trên các lộ đường dây: Ta có: Công thức tính tiết điện dây dẫn theo Jkt là Ta có: Thông số các đường dây lựa chọn và số liệu tính toán cho ở bảng sau: Tên lộ F (mm2) L (Km) r0 (W/Km) x0 (W/Km) b0.10-6 (s/Km) R (W) X (W) B/2.10-6 (S) NĐ - 1 185 70,71 0,17 0,409 2,84 6,01 14,51 200,81 1 – 2 95 60 0,33 0,429 2,65 9,9 12,87 159 NĐ - 3 95 94,86 0,33 0,4429 2,65 15,65 20,34 251,37 NĐ – 4 185 82,46 0,17 0,409 2,84 7,0 16,86 234,18 4 – 5 70 44,72 0,46 0,44 2,58 10,28 9,86 115,37 NĐ – 6 70 84,85 0,46 0,44 2,58 19,51 18,66 218,91 Với: Trong đó: - n: Số lộ - L: Chiều dài tuyến đường dây (Km) - r0, x0, b0 lần lượt là điện trở, điện kháng, điện dẫn phản kháng trên 1 Km chiều dài đường dây. 2.3.3 Xác định tổn thất điện áp kiểm ta điều kiện phát nóng. Lộ NĐ - 1 - 2: Khi có sự cố đứt một dây trên đoạn NĐ-1 (Không xét tới sự cố kép): Lộ NĐ - 3: Khi sự cố (đứt một dây lộ kép) trên đoạn NĐ-3 DUsc% = 2 DUbt% = 2 . 7,56 % = 15,12 % ISC = 2.INĐ-3 = 2 . 104,79 = 209,58 (A) < ICP = 320 (A) Lộ NĐ - 4 - 5: Khi có sự cố đứt một dây trên đoạn NĐ - 4(Không xét tới sự cố kép ): Lộ NĐ-6 : Khi có sự cố (đứt một dây lộ kép) DUSC% = 2DUBT% = 2. 7,05 = 14,1 % ISC=2INĐ-6 =2 . 87,32 = 174,64 < ICP = 265 (A) 2.3.4 Tổng kết phương án: Tiết điện dây dẫn chọn thoả mãn điều kiện phát nóng: DUbt max%=DUBT(NĐ-1)% + DUBT(1-2)% = 8,36% + 5,31% = 13,67% DUSC max%=DUSC(NĐ-1)% + DUBT(1-2)% = 16,72% + 5,31% = 22,03% 2.4 Phương án 4: 2.4.1 Sơ đồ nối dây Để tiện cho tính toán ta thống kê dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây như sau: SNĐ -1 = 78 + j37,44 (MVA) S1 -2 = 40 + j19,2 (MVA) SNĐ -3 = 36 + j17,28 (MVA) SNĐ -5 = 30 + j14,4 (MVA) SNĐ -4 = 70 + j33,6 (MVA) S4 - 6 = 30 + j14,4 (MVA) 2.4.2 Chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng điện kinh tế: Công thức tính dòng điện chạy trên các lộ đường dây: Ta có: Công thức tính tiết điện dây dẫn theo Jkt là: Ta có: Thông số các đường dây lựa chọn và số liệu tính toán cho ở bảng sau: Tên lộ F (mm2) L (Km) r0 (W/Km) x0 (W/Km) b0.10-6 (S/Km) R (W) X (W) B/2.10-6 (S) NĐ - 1 185 70,71 0,17 0,409 2,84 6,01 14,51 200,81 1 – 2 95 60 0,33 0,429 2,65 9,9 12,87 159 NĐ - 3 95 94,86 0,33 0,4429 2,65 15,65 20,34 251,37 NĐ - 5 70 120 0,46 0,44 2,58 27,6 26,4 309,6 NĐ - 4 185 82,46 0,17 0,409 2,84 7,0 16,86 234,18 4 – 6 70 42,72 0,46 0,44 2,58 10,28 9,83 110,21 Với: Trong đó: - n: Số lộ - L: Chiều dài tuyến đường dây (Km) - r0, x0, b0 lần lượt là điện trở, điện kháng, điện dẫn phản kháng trên 1 Km chiều dài đường dây. 2.4.3 Xác định tổn thất điện áp kiểm ta điều kiện phát nóng. Lộ NĐ - 1 - 2: Khi có sự cố đứt một dây trên đoạn ND-1 (Không xét tới sự cố kép): Lộ: NĐ-5 Khi sự cố (đứt một dây lộ kép) trên đoạn NĐ-5 DUsc% = 2 DUbt% = 2 . 9,98 % = 19,96 % ISC = 2.INĐ-5 = 2 . 87,32 = 174,64 (A) < ICP = 265(A) Lộ: NĐ - 3 Khi sự cố (đứt một dây lộ kép) trên đoạn NĐ-3 DUsc% = 2 DUbt% = 2 . 7,56 % = 15,12 % ISC = 2.INĐ-3 = 2 . 104,79 = 209,58 (A) < ICP = 320 (A) Lộ NĐ - 4 - 6: Khi có sự cố đứt một dây trên đoạn NĐ - 4(Không xét tới sự cố kép ): DUNĐ-4-6sc = DUNĐ-4sc + DU4-6bt = 17,46 + 3,71 = 21,17% 2.4.4 Tổng kết phương án: Tiết điện dây dẫn chọn thoả mãn điều kiện phát nóng: DUbt max%=DUBT(NĐ-1)% + DUBT(1-2)% = 8,36 % + 5,31% = 13,76% DUSC max%=DUSC(NĐ-1)% + DUBT(1-2)% = 16,72% + 5,31% = 22,03% 2.5 Phương án 5 2.5.1 Sơ đồ nối dây * Tính dòng công suất trên mạch vòng NĐ-4-5-NĐ: Ta có công thức: Trong đó: Si : là công suất phụ tải tại nút thứ i. Li : là chiều dài đoạn đường dây thứ i. ồL: là tổng chiều dài trong vòng khép kín. *Dòng công suất chạy trên đoạn NĐ-1 là : *Dòng công suất chạy trên doạn NĐ - 3 là : *Dòng công suất chạy trên doạn 3 - 2 là : S3-2 = SNĐ-3 - Spt3 = 52,65 + j25,27 - 36 + j18,24 = 16,65 + j7,99(MVA) *Dòng công suất chạy trên doạn 1 - 2 là : S1-2= SNĐ-1 - Spt1 = 61,34+j26,19 - 38 + j18,24 = 23,34+j7,95 (MVA) Để tiện cho tính toán ta thống kê dòng công suất chạy trên các lộ đường dây như sau: SNĐ - 1 = 61,34 + j26,19(MVA) S1 - 2 = 23,34+j7,95 (MVA) SND - 3 = 52,65 + j25,27(MVA) S3 - 2 = 16,65 + j7,99 (MVA) SND -4 = 70 + j33,6 (MVA) S4 - 5 = 30 + j14,4(MVA) SND - 6 = 30 + j14,4 (MVA) 2.4.2 Chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng điện kinh tế: Công thức tính dòng điện chạy trên các lộ đường dây: Ta có: Công thức tính tiết điện dây dẫn theo Jkt là: Ta có: Thông số các đường dây lựa chọn và số liệu tính toán cho ở bảng sau: Tên lộ F (mm2) L (Km) r0 (W/Km) x0 (W/Km) b0.10-6 (S/Km) R (W) X (W) B/2.10-6 (S) NĐ - 1 300 70,71 0,108 0,396 2,8 7,63 28,00 197,98 1 – 2 95 60 0,33 0,429 2,65 19,8 25,72 159 NĐ - 3 300 94,86 0,108 0,396 2,8 10,24 37,56 265,60 3 - 2 70 44,72 0,46 0,44 2,.58 20,57 19,67 115,37 NĐ – 4 185 82,46 0,17 0,409 2,84 7,0 16,86 234,18 4 – 5 70 44,72 0,46 0,44 2,58 10,28 9,86 115,37 NĐ – 6 70 84,85 0,46 0,44 2,58 19,51 18,66 218,91 Với: Trong đó: n: Số lộ L: Chiều dài tuyến đường dây (Km) r0, x0, b0 lần lượt là điện trở, điện kháng, điện dẫn phản kháng trên 1 Km chiều dài đường dây. 2.5.3 Xác định tổn thất điện áp kiểm ta điều kiện phát nóng. Mạch vòng NĐ - 1 - 2 - 3 NĐ : Xét trường hợp sự cố mạch vòng: Ta coi sự cố nặng nề nhất xảy ra khi đứt dây lộ NĐ - 3. Khi đó dòng công suất chạy trên đoạn NĐ - 1 là: SSC(NĐ-1)=Spt1 + Spt2 + Spt3 = 38 + j18,24 + 40 + j19,2 + 36 + j17,28 =114 + j54,72 (MVA). Tổn thất điện áp trên đoạn NĐ - 1 là: Dòng công suất chạy trên đoạn 1-2 là: SSC(1-2)=Spt2 + Spt3 = 40 + j19,2 + 36 + j17,28 ( MVA ) = 76 +j36,48 ( MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn 1 - 2 là: Dòng công suất chạy trên đoạn 2 - 3 là : SSC(2 - 3) = Spt3 =36 + j 17,28 ( MVA ) Tổn thất điện áp trên đoạn 2 - 3 là: Vậy: Kiểm tra dòng khi sự cố: Lộ: NĐ - 4 - 5: Đã tính ở phương án trước DUbt% = 12,44% DUSC% = 21,17% Lộ 6 : Đã tính ở phương án trước: DUbt% = 7,05% DUSC% = 14,1% 2.5.4 Tổng kết phương án: Tiết điện dây dẫn chọn không thoả mãn điều kiện phát nóng do ISC > ICP. Tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường lớn nhất : DUbt max%=DUBT(NĐ-3)% + DUBT(3-2)% = 12,31% + 4,12% = 16,43% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất : DUSC max%=DUSC(NĐ-1)% + DUBT(2-3)% = 18,1% + 3,75% = 21,85% Bảng tổng kết tổn thất điện áp các phương án: Phương án DUbtmax% DUSCmax% 1 9,95 16,38 2 14,85 25,76 3 12,53 22,03 4 12,53 21,17 5 16,43 48,96 Với bảng tổng kết trên ta quyết định giữ lại phương án 1, 3 và 4. Chương III So sánh các phương án về mặt kinh tế Trong thực tế, việc quyết định bất kỳ một phương án nào của hệ thống điện đều phải dựa trên cơ sở so sánh về mặt kỹ thuật và kinh tế. Một phương án được gọi là tối ưu khi mà các phần tử cung cấp điện được đảm bảo và phải kinh tế nhất. Các phương án được so sánh về mặt kinh tế thì chưa cần đề cập đến các trạm biến áp vì coi các trạm biến áp ở các phương án là giống nhau. Để giảm bớt khối lượng và tránh tính toán trùng lặp không cần thiết, ta không cần so sánh những phần giống nhau của các phương án với nhau. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phải phí tổn tính toán hàng năm bé nhất và được tính toán theo biểu thức: Z=(avh+atc)K +DA.C Trong đó: avh: là hệ số khấu hao hao mòn, sửa chữa thường kỳ và phục vụ mạng điện. Trong bài ta lấy avh=0,04. tc: là hệ số định mức hiệu quả vốn đầu tư. Trong bài ta lấy atc=0,125. : Là vốn đầu tư cho đường dây. =ồKoi.Li Với: + Koi là giá tiền cho 1 km đường dây thứ i Li là chiều dài đoạn đường dây thứ i. Đường dây lộ kép thì giá tiền tăng 1,6 lần so với lộ đơn. - DA: là tổng tổn thất điện năng trong mạng DA=ồDPi.t Với: DPi là tổn thất công suất tác dụng trên đoạn đường đây thứ i t: là thời gian tổn thất công suất lớn nhất. t = (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 Đề bài cho Tmax = 5000h => t = 3410 h C là giá 1 kwh điện năng tổn thất (C=500 đồng) Dự kiến các phương án dùng cột bê tông li tâm + thép, ta có bảng tổng hợp suất giá đầu tư cho một km đường đây như sau: Loại dây (AC) 70 95 120 150 185 240 Giá thành (đồng) (K0.106) 168 224 280 336 392 444 3.1 Phương án 1: 3.1.1 Tính vốn đầu tư: K = 1,6 . ( K0(NĐ-1) . LNĐ-1+ K0(NĐ-2) . LNĐ-2 + K0(NĐ3) . LNĐ + K0(NĐ-4) . LNĐ-4 + + K0(NĐ-5) . LNĐ-5 + K0(NĐ-6 . LNĐ-6 ) Thay số ta được K = 1,6.106(224.70,71 + 224.98,99 + 224.94,86 + 224.82,46 +168.120 + + 168.84,85 ) K =179,435.109 (đồng) 3.1.2 Tính tổn thất điện năng trong mạng điện Công thức: DA=ồDPi.t Với : Ta có : Vậy: ồDPi = 1,71 + 2,65 + 2,06 + 2,21 + 2,52 + 1,78 = 12,93( MW ) DA = ồDPi.t =12,93.3410 = 44091,3( MWh ) 3.1.3 Tính phí tổn tính toán hàng năng. Công thức: Z = (avh + atc).K + DA.C Thay số ta được: Z = ( 0,04 + 0,125 ). 179,435.109 + 44091,3.500.103 =51,65.109 (đồng) 3.2 Phương án 3: 3.2.1 Tính vốn đầu tư K = 1,6.(K0(NĐ-1).LNĐ-1+ K0(1-2) . L1-2 + K0(NĐ-3) . LNĐ-3 + K0(NĐ-4. LNĐ-4 + +K0(4-5).L4-5+K0(NĐ-6).LNĐ-6) = 1,6.106( 392.70,71 + 224.60 + 224.94,86 + 392.82,46 + 168.44,72 + + 168.84,85 ) = 186,398.109 (đồng) 3.2.2 Tính tổn thất điện năng trong mạng điện: Công thức: DA=ồDPi.t Với: Ta có : Vậy: ồDPi = 3,71 + 2,06 + 3,48 + 0,94 + 1,78 = 13,58 (MW) DA = ồDPi.t =13,58 .3410 = 46307,8 (MW) 3.2.3 Tính phí tổn tính toán hàng năm Công thức: Z = (avh+atc).K + DA.C Thay số ta được: Z = ( 0,04 + 0,125 ).186,398.109 + 46307,8.500.103 =53,90.109( đồng) 3.3 Phương án 4 3.3.1 Tính vốn đầu tư K = 1,6 ( K0(NĐ-1) . LNĐ-1 + K0(1-2) . L1-2 K0(NĐ-3)LNĐ-3 + K0(NĐ-5) . LNĐ-5 + + K0(NĐ-4) . LNĐ-4 + K0(4-6) . L4-6 ) = 1,6.106 (392.70,71 +224.60 + 224.94,86 + 168.120 + 392.82,46 +168.42,72 ) =195,309.109 (đồng) 3.3.2 Tính tổn thất điện năng trong mạng điện: Công thức: DA=ồDPi.t Với: Ta có : Vậy ồDPi = 2,38 + 1,61 + 2,06 + 2,52 + 3,48 + 0,94 = 13,44 (MW) DA = ồDPi.t = 13,44.3410 = 45830,4 (MW) 3.3.3 Tính phí tổn tính toán hàng năm Công thức: Z = (avh+atc).K + DA.C Thay số ta được: Z=(0,04 + 0,125). 195,309.109 + 45830,4.500.103 = 55,13.109 (đồng) Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật các phương án. Phương án 1 3 4 DUbtmax% 9,95 12,53 12,53 Duscmax% 19,96 21,01 21,17 Z(109đồng) 51,65 53,90 55,1 Như vậy phương án 1 là phương án có các chỉ tiêu kinh tế , kỹ thuật nhỏ nhất. Vậy ta quyết định chọn phương án 1 làm phương án tối ưu. Chương IV Chọn máy biến áp và sơ đồ nối điện chính 4.1 Chọn máy biến áp 4.1.1 Nguyên tắc chung Để chọn máy biến áp ta phải căn cứ vào yêu cầu cung cấp điện của phụ tải, công suất và điện áp ở hộ tiêu thụ. Lựa chọn đúng máy biến áp không những đảm bảo an toàn cung cấp điện, đảm bảo tuổi thọ của máy mà còn ảnh hưởng lớn đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện thiết kế. Các phụ tải đều là loại I yêu cầu cung cấp điện liện tuc, chất lượng điện năng đảm bảo nên ở các trạm biến áp giảm áp của các phụ tải cùng với việc đi dây lộ kép ta sử dụng 2 máy biến áp. Máy biến áp của trạm tăng áp nhà máy điện ta chọn theo sơ đồ bộ 1 máy biến áp - 1 máy phát. Tất cả các máy biến áp chọn đều được hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường đặt máy biến áp. Để thuận tiện cho tính toán, các máy biến áp được chọn dưới đay coi như đã được hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường Việt Nam. Máy biến áp được chọn có hệ số quá tải là 1,4 lần trong thời gian 5 ngày đêm và thời gian quá tải trong mỗi ngày đêm không quá 6 giờ. Vậy công suất đặt của một máy biến áp ở trạm giảm áp được chọn theo điều kiện sau: 4.1.2 Chọn máy biến áp cho các phụ tải: 4.1.2.1 Phụ tải 1. Chọn máy biến áp cho trạm 1 là hai máy biến áp loại: TPDH-32000/110 có Sđm = 32 (MVA) 4.1.2.2 Phụ tải 2. Chọn máy biến áp cho trạm 2 là hai máy biến áp loại: TPDH-320/110 có Sđm = 32 (MVA) 4.1.2.3 Phụ tải 3. Chọn máy biến áp cho trạm 3 là hai máy biến áp loại: TPDH-32000/110 có Sđm = 32 (MVA) 4.1.2.4 Phụ tải 4. Chọn máy biến áp cho trạm 4 là hai máy biến áp loại: TPDH-320/110 có Sđm = 32MVA) 4.1.2.5 Phụ tải 5. Chọn máy biến áp cho trạm 5 là hai máy biến áp loại: TPDH-25000/110 có Sđm = 25 (MVA) 4.1.2.6Phụ tải 6 Chọn máy biến áp cho trạm 6 là hai máy biến áp loại: TPDH-25000/110 có Sđm = 25 (MVA) Từ kết quả tính toán trên ta tra bảng chọn MBA 3 pha 2 dây cấp điện áp 110/10 KV. Ta được các MBA cho các trạm khu vực theo phụ tảI và các số liệu của các MBA. Bảng số liệu MBA chọn cho các phụ tải Phụ tải Số lượng BA Loại mba Số liệu kĩ thuật Số liệu tính toán Uđm (KV) UN (%) ΔPN (KV) ΔPo (KV) I0 (%) RT (Ω) XT (Ω) ΔQ0 (KVAr) Cao Hạ 1 2 TPDH 32000/110 115 10,5 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 2 2 TPDH 32000/110 115 10,5 v10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 3 2 TPDH 32000/110 115 10,5 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 4 2 TPDH 32000/110 115 10,5 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 5 2 TPDH 25000/110 115 10,5 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 6 2 TPDH 25000/110 115 10,5 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 4.2 Chọn sơ đồ nối điện 4.2.1 Các trạm biến áp: Các trạm đều có chiều dài đường dây l > 70 km.Ta dùng sơ đồ có máy cắt điện phía đương dây. 4.2.2. Trạm biến áp tăng áp nhà máy điện Thanh góp của nhà máy điện phải đảm bảo cung cấp điện liên tục, linh hoạt trong vận hành và sửa chữa. Cho nên sơ đồ của trạm ta sử dụng sơ đồ hệ thống hai thanh góp có một máy cắt trên một mạch. Chương V Tính toán bù kinh tế Để giảm sự truyền tải công suất phản kháng trên đường dây cần phải đặt thiết bị bù tại các nút phụ tải. Do đặt thiết bị bù cho nên tổn thất công suất tác dụng hay tổn thất điện năng sẽ giảm. Nhưng cũng do đặt thiết bị bù nên cần phải đầu tư vốn cho thiết bị bù. Vì vậy cần phải chọn dung lượng của các thiết bị bù tại các nút phụ tải sao cho hiệu quả kinh tế nhận được có giá trị lớn nhất. Dung lượng bù kinh tế được xác định trên cơ sở cực tiểu hoá chi phí tính toán hàng năm Hàm phí tổn được xác định theo công thức sau: Z=Z1+Z2+Z3 Z1 là phí tổn hàng năm do đầu tư thiết bị bù Qb Z1=(avh+atc)K0.Qb avh : hệ số hao mòn, bảo quản, sửa chữa thiết bị (avh=0,1) atc: hệ số hiệu quả vốn đầu tư ( atc=0,125) K0 : giá một đơn vị công suất thiết bị bù ( K0=150.106 đồng/MVAR) Z2 : là chi phí về tổn thất điện năng trong thiết bị bù Z2=CDP0.Qb.T C: giá tiền 1 MWh điện năng tổn thất ( C=500.103 đồng) DP0 tổn thất công suất tương đối trong thiết bị bù, với tụ điện tĩnh DP0 =0,005 T số giờ làm việc của thiết bị bù trong năm Coi thiết bị bù được vận hành suốt trong năm nên T=8760h Z3 là chi phí về tổn thất điện năng sau khi đặt bù. Z3=CDP.t DP tổn thất công suất tác dụng do (Q-Q1) gây ra trong toàn mạng. t thời gian tổn thất cực đại (t=3410 h) Với mạng mở một phụ tải Hàm chi phí tính toán có dạng Giá trị Qb kinh tế được xác định từ: Vậy: Thay số ta được: Vậy giá trị Qb sẽ được xác định từ công thức trên. Nhưng ta chỉ bù công suất dẫn đến cosj=0,95 vì nếu bù cao hơn nữa sẽ không kinh tế và ảnh hưởng không tốt đến tính ổn định của hệ thống. 5.1 Lộ NĐ - 1 -Ta có: Q=18,24 R=Rd(NĐ-1) + RBA(NĐ-1/ 2 = 11,66 + 1,87/ 2 = 12,595(W) Thay số ta được: Hệ số cosj sau khi bù là: 5.2 Lộ NĐ - 2 -Ta có: Q=19,2 R=R(NĐ-2) + RBA(NĐ-2) / 2 =16,33 + 1,87 / 2 = 17,265 (W) Thay số ta được: Hệ số cosj sau khi bù là: 5.3 Lộ NĐ - 3 -Ta có: Q=17,28 R=Rd(NĐ-3) + RBA(NĐ-3) / 2 = 15,65 + 1,87 / 2 = 16,585 (W) Thay số ta được: Hệ số cosj sau khi bù là: 5.4 Lộ NĐ - 4 -Ta có: Q = 19,2 R=R(NĐ-4) + RBA(NĐ-4) / 2 =13,6 + 1,87 = 14,536 (W) Thay số ta được: Hệ số cosj sau khi bù là: 5.5 Lộ NĐ - 5 -Ta có: Q = 14,4 R=R(NĐ-5) + RBA(NĐ-5) / 2 =27,6 + 2,54 / 2 = 28,87 (W) Thay số ta