Đồ án -...

Đồ án

Đề Tài:

Thiết kế mạng lưới điện cho một khu vực

Đồ án môn học Lưới điện

SV thực hiện: Phạm Tuấn Nam - Lớp: HTĐ1 - K47

1

LỜI NÓI ĐẦU Lịch sử loài người đã và đang trải qua nhiều giai đoạn phát triển

khác nhau, các thế hệ tiếp nối nhau đổi mới. Trong quá trình phát triển và đi lên, con người đã phát minh ra và sử dụng nhiều dạng năng lương khác nhau để phục vụ cho các nhu cầu tất yếu của mình và cho toàn xã hội. Trong các dạng năng lượng đó thì điện năng là dạng năng lượng quan trong nhất và được sử dụng rộng rãi nhất.

Bên cạnh những ưu điểm nổi bật như: Dễ dàng chuyển thành các dạng năng lượng khác ( nhiệt năng, cơ năng, hoá năng,...), dễ truyền tải và phân phối,... điện năng còn có những đặc điểm đặc biệt khác với những nguồn năng lượng khác. Quá trình sản xuất điện năng là một quá trình điện từ, nó xảy ra rất nhanh, nói chung thì điện năng không tích trữ được vì vậy giữa sản xuất và tiêu thụ điện cần có sự cân bằng.

Ngày nay, quá trình công nghiệp hoá và hiện đại hoá nước ta đang diễn ra mạnh mẽ và trong tương lai không xa, nước ta sẽ trở thành một nước công nghiệp giàu mạnh. Trong quá trình phát triển đó thì công nghiệp điện lực giữ một vai trò đặc biệt quan trọng vì nó làm thoả mãn những nhu cầu điện phục vụ cho công nghiệp, nông nghiệp, dịch vụ và sinh hoạt hàng ngày tăng trưởng không ngừng.

Vì vậy, làm đồ án " Thiết kế mạng lưới điện cho một khu vực" là một trong những nhiệm vụ cần làm của các sinh viên ngành Hệ Thống Điện.

Trong đồ án này em xin trình bày những nội dung chính sau : 1. Cân bằng công suất tác dụng và phản kháng trong hệ thống 2. Chọn phương án hợp lý về kinh tế - kỹ thuật 3. Lựa chọn số lượng, công suất của các máy biến áp Sơ đồ nối dây của các trạm, vẽ sơ đồ toàn mạng điện 4. Tính công suất tối ưu của các thiết bị bù trong mạng 5. Tính các chế độ vận hành của lưới điện Chọn các đầu điều chỉnh điện áp 6. Tính toán giá thành tải điện của mạng điện.



2

Chương 1: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG VÀ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG

Cân bằng công suất trong hệ thống trước hết là xem khả năng cung cấp và

tiêu thụ điện trong hệ thống có cân bằng hay không? Sau đó sơ bộ định phương thức vận hành cho từng nhà máy trong hệ thống, trong các trạng thái vận hành cực đại, cực tiểu và sau sự cố. Để hệ thống điện làm việc ổn định ta cần cân bằng công suất tác dụng và cân bằng công suất phản kháng.

I. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG

Trong đồ án ta giả thiết: + Nguồn điện đủ cung cấp cho nhu cầu công suất tác dụng + Tổng công suất tự dùng và công suất dự trữ trong hệ thống bằng

không Sự cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu

thức: ΣPF = ΣPyc = m.ΣPpt+ΣΔP mđ +∑P td+∑Pdt

Trong đó:

ΣPF : Tổng công suất phát

ΣPyc : Tổng công suất yêu cầu

m: Hệ số đồng thời (trong đồ án môn học lấy m = 1)

∑Ptd : Tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện trong hệ thống

∑Pdt:Tổng công suất dự trữ trong hệ thống

(Trong phạm vi đồ án. lấy ∑Ptd = 0, ∑Pdt = 0)

ΣΔPmđ: Tổng tổn thất công suất trong mạng điện, ΣΔPmđ = 5%*ΣPpt

ΣPpt :Tổng công suất các nút phụ tải

*ΣPpt= P1 + P2 + P3 + P4 + P5 + P6 = 32 + 34 + 30 + 28 + 26 + 28 = 178

(MW) * ΣΔPmđ = 5%*ΣPpt= 5%*178 = 8.9 (MW)



3

⇒ ΣPF =ΣPyc= 178 + 8.9 = 186.9 (MW) II. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG

Cân bằng công suất tác dụng trước tiên để giữ tần số ổn định. Còn để giữ điện áp ổn định cần phải có sự cân bằng công suất phản kháng trong hệ thống.

Sự cân bằng công suất phản kháng trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu thức:

ΣQF = ΣQyc Trong đó: + ΣQF là tổng công suất phản kháng phát ra trên lưới + ΣQyc là tổng công suất phản kháng yêu cầu ΣQF = ΣPF*tgϕF

cosϕF = 0.85 ⇒ tgϕF = 0.62 ⇒ ΣQF = 186.9*0.62 = 115.878 (MVAr) ⇒∑Q yc = m*∑Qpt + ∑QL - ∑QC + ∑Qdt + ∑Qtd + ∑Qba Trong đó:

∑QL: Tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây

∑QC: Tổng tổn thất công suất do điện dung của các đường dây sinh ra

(Trong khi tính sơ bộ ta giả thiết ∑QL = ∑QC )

∑Qdt: Tổng công suất phản kháng dự trữ (lấy = 0)

∑Qtd: Tổng công suất phản kháng tự dùng (lấy = 0)

⇒ ∑Qyc = m*∑Qpt + ∑ΔQba

ΣQpt là tổng công suất phản kháng của phụ tải

ΣQpt = Q1+ Q2+ Q3+ Q4+ Q5+ Q6

= P1*tgϕ1+ P2*tgϕ2+ P3*tgϕ3+ P4*tgϕ4+ P5*tgϕ5+ P6*tgϕ6 = tgϕF*∑P pt = 178*0.48 = 85.44 (MVAr)

ΣΔQba: Tổng tổn thất công suất phản kháng trên máy biến áp ΣΔQba = 15%*ΣQpt = 15%*85.44 = 12.816 (MVAr)

⇒ ΣQyc= 85.44 +12.816 = 98.256 (MVAr) Ta thấy ΣQycm< ΣQF, nên 0 phải bù sơ bộ công suất phản kháng.



4

Chương 2: CHỌN PHƯƠNG ÁN HỢP LÝ VỀ MẶT KỸ THUẬT - KINH TẾ

Nguyên tắc chủ yếu nhất của thiết kế mạng là cung cấp điện kinh tế và đảm bảo ổn định, an toàn. Mụch đích của thiết kế mạng là tìm ra phương án phù hợp nhất thoả mãn yêu cầu đó.

Việc đầu tiên cần làm là lựa chọn sơ độ nối dây của mạng dựa trên những cân nhắc kỹ về nhiều yếu tố: Phụ tải lớn hay nhỏ, vị trí của tải, mức độ yêu cầu, đặc điểm và khả năng cấp điện, các điều kiện về địa chất, địa hình, tổ chức quản lý...

Sau khi vạch ra được các phương án nối dây, để tiến hành so sánh về mặt kỹ thuật ta cần phải tính toán các nội dung sau:

+ Lựa chọn điện áp định mức của mạng + Tính toán đường dây dự phòng đối với hộ loại 2 + Cuối cùng dựa trên các tiêu chuẩn sau để phân tích và lựa chọn: - Tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường và lúc sự cố nguy hiểm

nhất - Kiểm tra điều kiện phát nóng của đường dây lúc sự cố nặng nề nhất

Isc<Icp

- Kiểm tra điều kiện vầng quang: Tiết diện của dây dẫn phải lớn hơn tiết diện cho phép để tránh tổn thất vầng quang. Với đường dây có U = 110 (kV) thì Fmin= 70 mm2.



5

I. DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN

N 1 6 3 4 2 5 N 1 6 3 4 2 5



6

N 1 6 3 4 2 5

N 1 6 3 4 2 5



7

N 1 6 3 4 2 5 II. XÉT CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT

1.Phương án I 1.1. Sơ đồ nối dây và các thông số của phương án *Sơ đồ nối dây:

N 1 6 3 4 2 5



8

*Thông số kỹ thuật của phương án

Đoạn ĐD N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

Pmax (MW) 32 34 30 28 26 28Qmax (MVAr) 15.36 16.32 14.4 13.44 12.48 13.44L (km) 78.1 70.71 72.11 72.11 82.46 80.62

1.2. Chọn điện áp định mức của mạng Điện áp định mức của hệ thống được tính theo công thức kinh nghiệm:

Ui = ii Pl *16*34.4 + (kV)

li : Chiều dài của đoạn thứ i Pi : Công suất tác dụng của đoạn thứ i

Áp dụng công thức ta có:

)(78.9928*1662.80*34.4

)(89.9626*1646.82*34.4

)(97.9828*1611.72*34.4

)(97.10130*1611.72*34.4

)6.10734*1671.70*34.4

)(42.10532*161.78*34.4

6

5

4

3

2

1

kVU

kVU

kVU

kVU

kVU

kVU

=+=

=+=

=+=

=+=

=+=

=+=

Vì 70 < Ui < 160 nên ta lấy chọn điện áp danh định (định mức) của lưới điện là: Uđm = 110 (kV)

1.3. Chọn tiết diện dây dẫn trên các đoạn đường dây. - Dự kiến chung là dây AC (dây nhôm lõi thép)

- Thiết kế mạng khu vực ta chọn dân dẫn bằng phương pháp theo điều kiện mật độ kinh tế của dòng điện.

Tra bảng B.44 trong giáo trình “Mạng và hệ thống điện” ta thấy ứng với dây AC có Tmax= 5000 h thì mật độ kinh tế của dòng điện là:

Jkt = 1,1 (A/mm2) Tiết diện của dây dẫn được chọn theo công thức:

F = I/Jkt (mm2)



9

Trong đó I là dòng điện làm việc trên 1 mạch của đường dây và được tính theo công thức:

I P Qn Udm

A=+2 2

3103

* ** ) (

P: Công suất tác dụng trên đường dây, MW Q: Công suất phản kháng trên đường dây, MVAr n: Số mạch Udm : Là điện áp định mức của mạng điện * TÍNH TOÁN CHI TIẾT CHO TỪNG ĐOẠN *Xét đoạn N-1:

13.93 310*110*3*2

236.152321 =

+=NI (A)

66.841.113.931

1 ===kt

NN J

IF (mm2)

Từ đó ta chọn Ftc= 95 mm2 tương ứng với dây AC95 có dòng điện tối đa cho phép là Icp = 330 A.

Mặt khác ta thấy sự cố nặng nề nhất là đứt một mạch của đoạn đường dây nối trực tiếp với nguồn, ở đây là đoạn N1 khi đó dòng điện làm việc trên mạch còn lại là Isc = 2*IN1 = 2*93.13 = 186.26 (A) < Icp = 330 (A) tức là thoả mãn điều kiện phát nóng.

Vậy tiết diện dây dẫn đã chọn là hợp lý *Xét đoạn N-2:

96.98 310*110*3*2

232.162342 =

+=NI (A)

96.891.196.982

2 ===kt

NN J

IF (mm2)

Isc = 2x98.96 = 197.92 (A) Chọn Ftc= 95 mm2 tương ứng với dây AC95 có dòng điện tối đa cho phép

là Icp = 330 (A) > Isc= 197.92 (A).



10

Vậy tiết diện dây dẫn đã chọn là hợp lý *Xét đoạn N-3:

31.87 310*110*3*2

24.1423023 =

+=I (A)

37.791.131.873

23 ===kt

N

JI

F (mm2)


là Icp = 330 (A) > Isc= 174.62 (A). Vậy tiết diện dây dẫn đã chọn là hợp lý *Xét đoạn N-4:

48.81 310*110*3*2

244.132284 =

+=NI (A)

07.741.148.814

4 ===kt

NN J

IF (mm2)

Isc = 2x81.48 = 162.96 (A) Chọn Ftc= 95 mm2 tương ứng với dây AC95 có dòng điện tối đa cho phép là Icp = 330 (A) > Isc= 162.96 (A). Vậy tiết diện dây dẫn đã chọn là hợp lý *Xét đoạn N-5:

68.75 310*110*3*2

248.1222645 =

+=I (A)

8.681.168.7545

45 ===ktJ

IF (mm2)


là Icp = 330 (A) > Isc= 151.36 (A). Vậy tiết diện dây dẫn đã chọn là hợp lý *Xét đoạn N- 6:



11

48.81 310*110*3*2

244.132286 =

+=NI (A)

07.741.148.816

6 ===kt

NN J

IF (mm2)


là Icp = 330 (A) > Isc= 162.96 (A). Vậy tiết diện dây dẫn đã chọn là hợp lý *Từ các tiết diện Fi vừa chọn được ta tra bảng B.6 trong giáo trình

“Mạng và hệ thống điện” và lập được bảng số liệu của phương án I như sau:

ĐD L

km Ftt,

mm2 Ftc

mm2 S

MVA r0

Ω/km x0

Ω/km b0

S.10-6 R Ω

X Ω

B/2 S.10-4

N-1 78.1 84.66 95 35.49 0.33 0.429 2.65 12.88 16.75 2.06

N-2 70.71 89.96 95 37.71 0.33 0.429 2.65 11.66 15.16 1.87N-3 72.11 79.37 95 33.27 0.33 0.429 2.65 11.89 15.46 1.91N-4 72.11 74.07 95 31.05 0.33 0.429 2.65 11.89 15.46 1.91N-5 82.46 68.8 70 28.84 0.46 0.44 2.58 18.96 18.14 2.12N-6 80.62 74.07 95 31.05 0.33 0.429 2.65 13.3 17.29 2.13

1.4.Tính toán tổn thất điện áp trong các chế độ vận hành bình thường và

khi sự cố nặng nề nhất. * Tổn thất điện áp được tính theo công thức sau:

dm

iiii

UXQRP

U 2%

**∑ ∑+=Δ (%)

Trong đó: Pi, Qi: Công suất tác dụng và công suất phản kháng trên đường dây Ri, Xi: Điện trở và điện kháng của đường dây Các chỉ tiêu kỹ thuật cho phép:



12

%2015max%

%1510max%÷=Δ

÷=Δ

scUbtU



13

*Đoạn N-1:

% 5.5=110

16.75*15.36+12.88*32=**P

= 22111N1

1%

U dm

NNNbtN

XQRU

+Δ

Sự cố nặng nề nhất là đứt 1 mạch trên đoạn N-1, khi đó:

% 11=110

16.75*15.36*2+12.88*32*2=**2*P*2

= 22111N1

1%

U dm

NNNscN

XQRU

+Δ

*Đoạn N-2:

5.32%=**2P

= 2222

2%

U dm

NNNbtN

XQRU

+Δ

- Khi sự cố đứt một đây trên đoạn N-2

10.64%=**2*P*2

= 2222N2

2%

U dm

NNNscN

XQRU

+Δ

*Đoạn N-3:

4.78%=**P

= 2333N3

3%

U dm

NNNbtN

XQRU

+Δ

- Khi sự cố đứt một đây trên đoạn N-3

9.56%=**2*P*2

= 2333N3

3%

U dm

NNNscN

XQRU

+Δ

*Đoạn N- 4:

% 4.46=**P

= 2444N4

4%

U dm

NNNbtN

XQRU

+Δ

Sự cố nặng nề nhất là đứt 1 mạch trên đoạn N- 4, khi đó:

% 8.92=**2*P*2

= 2444N4

4%

U dm

NNNscN

XQRU

+Δ

*Đoạn N- 5:

% 5.94=**P

= 2555N5

5%

U dm

NNNbtN

XQRU

+Δ


% 11.88=**2*P*2

= 2555N5

5%

U dm

NNNscN

XQRU

+Δ



14

*Đoạn N- 6:

% 4.99=**P

= 2666N6

6%

U dm

NNNbtN

XQRU

+Δ


% 9.98=**2*P*2

= 2666N6

6%

U dm

NNNscN

XQRU

+Δ

1.5.Tổng kết phương án I:

%20%88.11max%

%15%94.5max%<=Δ

<=Δ

scUbtU

Kết luận:

- Thoả mãn yêu cầu về kỹ thuật của phương án

- Khả năng mở rộng phụ tải cao

- Sự cố giữa các mạch không ảnh hưởng đến nhau nhiều

2.Phương án II 2.1.Sơ đồ nối dây và các thông số của phương án

*Sơ đồ nối dây: N 1 6 3 4 2 5



15



16


Đoạn ĐD N-2 N-3 3-1 N-4 N-5 N-6


2.2.Chọn điện áp định mức của mạng. Tính toán tương tự như phương án I ta cũng chọn điện áp định mức của

mạng là Uđm= 110 kV. 2.3. Xác định tiết diện dây dẫn trên các đoạn đường dây. * Việc chọn tiết diện được là tương tự như phương án I, cuối cùng ta có

bảng số liệu tính toán của phương án như sau:

ĐD L

km Ftt,

mm2 Ftc

mm2 S

MVA r0

Ω/km x0

Ω/km b0

S.10-6 R Ω

X Ω

B/2 S.10-4

N-2

70.71 89.96 95 37.71 0.33 0.429 2.65 11.66 15.16 1.87

N-3

72.11 169.07 185 68.77 0.17 0.409 2.84 6.12 14.74 2.04

3-1 22.36 67.22 70 35.49 0.46 0.44 2.58 5.14 4.91 0.57N-4

72.11 74.07 95 31.05 0.33 0.429 2.65 11.89 15.46 1.91

N-5

82.46 68.8 70 28.84 0.46 0.44 2.58 18.96 18.14 2.12

N-6

80.62 74.07 95 31.05 0.33 0.429 2.65 13.3 17.29 2.13


khi sự cố nặng nề nhất. Tính toán tương tự như phương án I ta có: * Trên đoạn N-2:



17

ΔUN2bt% = 5.32 % ΔUN2sc% = 10.64 % * Trên đoạn N-3:

ΔUN3bt% = 6.76% ΔUN3sc% = 13.52 %

* Trên đoạn 3-1: ΔUN31bt% = 1.98 % ΔUN31sc% = 3.96 % 2.5.Tổng kết phương án II:

%20%48.17max%

%15%74.8max%<=Δ

<=Δ

scUbtU

Kết luận : Phương án này đạt chỉ tiêu kỹ thuật

3.Phương án III 3.1.Sơ đồ nối dây và các thông số của phương án

*Sơ đồ nối dây: N 6 1 3 4 2 5


Đoạn ĐD N-2 N- 3 3-1 N-4 N-5 4-6




18


mạng là: Uđm= 110 kV. 3.3. Xác định tiết diện dây dẫn trên các đoạn đường dây. * Việc chọn tiết diện được là tương tự như phương án I, cuối cùng ta có

bảng số liệu tính toán của phương án như trang bên.

ĐD L

km Ftt,

mm2 Ftc

mm2 S

MVA r0

Ω/km x0

Ω/km b0

S.10-6 R Ω

X Ω

B/2 S.10-4

N-2

70.71 89.96 95 37.71 0.33 0.429 2.65 11.66 15.16 1.87

N-3

72.11 169.07 185 68.77 0.17 0.409 2.84 6.12 14.74 2.04

3-1 22.36 67.22 70 35.49 0.46 0.44 2.58 5.14 4.91 0.57N-4

72.11 148.19 150 62.11 0.21 0.416 2.74 7.57 14.99 1.97

N-5

82.46 68.8 70 28.84 0.46 0.44 2.58 18.96 18.14 2.12

4-6 36.05 74.09 95 31.05 0.33 0.429 2.65 5.94 7.73 0.95

3.4.Tính toán tổn thất điện áp trong các chế độ vận hành bình thường và khi sự cố nặng nề nhất.

Tính toán tương tự như phương án I ta có:

*Trên đoạn N-2

ΔUN2t% = 5.32 ΔUN2c% = 10.64 *Trên đoạn N-3

ΔUN3% = 6.76 % ΔUN3sc% = 13.52 % *Trên đoạn N- 4:

ΔUN4bt% = 6.83 % ΔUN4sc% = 13.66 %

*Trên đoạn N-5:

ΔUN5bt% = 5.94 % ΔUN5sc% = 11.88 % 3.5.Tổng kết phương án III



19

%20%12.18max%

%15%06.9max%<=Δ

<=Δ

scUbtU

Kết luận : - Thoả mãn yêu cầu về kỹ thuật của phương án - Khả năng mở rộng phụ tải cao - Sự cố giữa các mạch không ảnh hưởng đến nhau nhiều

4.Phương án IV 4.1.Sơ đồ nối dây và các thông số của phương án IV

*Sơ đồ nối dây: N 6 4 1 3 2 5

*Thông số kỹ thuật của phương án IV

Đoạn ĐD N-1 N-2 N-3 N-4 2-5 4-6




20



bảng số liệu tính toán của phương án IV như trang bên:

ĐD L

km Ftt,

mm2 Ftc

mm2 S

MVA r0

Ω/km x0

Ω/km b0

S.10-6 R Ω

X Ω

B/2 S.10-4

N-1

78.1 84.66 95 35.49 0.33 0.429 2.65 12.88 16.75 2.06

N-2

70.71 158.78 185 66.55 0.17 0.409 2.84 6.01 14.46 2

N-3

72.11 79.37 95 33.27 0.33 0.429 2.65 11.89 15.46 1.91

N-4

72.11 148.19 150 62.11 0.21 0.416 2.74 7.57 14.99 1.97

2-5 31.62 68.8 70 28.84 0.46 0.44 2.58 7.27 6.95 0.814-6 36.05 74.09 95 31.05 0.33 0.429 2.65 5.94 7.73 0.95


khi sự cố nặng nề nhất.

Tính toán tương tự như phương án I ta có: *Trên đoạn N-1:

ΔUN1bt% = 6.78 % ΔUN1sc% = 13.56 % *Trên đoạn N-2-3:

ΔUN23bt% = 10.3 % ΔUN23sc% = 17.56 % *Trên đoạn N- 4:

ΔUN4bt% = 4.76 % ΔUN4sc% = 9.52 %

*Trên đoạn N-5:

ΔUN5bt% = 7.41 % ΔUN5sc% = 14.82 %



21

*Trên đoạn N- 6: ΔUN6bt% = 5.41 % ΔUN6sc% = 10.82 % 4.5.Tổng kết phương án IV:

%20%56.17max%

%15%3.10max%<=Δ

<=Δ

scUbtU

Kết luận: - Thoả mãn yêu cầu về kỹ thuật của phương án - Khả năng mở rộng phụ tải cao

- Sự cố giữa các mạch không ảnh hưởng đến nhau nhiều 5.Phương án V 5.1.Sơ đồ nối dây và các thông số của phương án V

*Sơ đồ nối dây: N 1 6 3 4 2 5

*Thông số kỹ thuật của phương án V

Đoạn ĐD N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 4-6

Pmax (MW) 32 34 30 28.37 26 27.63 0.37

(MVAr) 15.36 16.32 14.4 13.62 12.48 13.26 0.18



22

L (km) 78.1 70.71 72.11 72.11 82.46 80.62 36.05



bảng số liệu tính toán của phương án V như trang bên:

ĐD L km

Ftt,

mm2 Ftc

mm2S

MVA r0

Ω/km x0

Ω/km b0

S.10-6 R Ω

X Ω

B/2 S.10-4

N-1 78.1 84.66 95 35.49 0.33 0.429 2.65 12.88 16.75 2.06

N-2 70.71 89.96 95 37.71 0.33 0.429 2.65 11.66 15.16 1.87

N-3 72.11 79.37 95 33.27 0.33 0.429 2.65 11.89 15.46 1.91

N-4 72.11 150.15 185 31.47 0.17 0.409 2.84 12.25 29.49 1.02

N-5 82.46 68.8 70 28.84 0.46 0.44 2.58 18.96 18.14 2.12

N-6 80.62 146.22 150 30.64 0.21 0.416 2.74 16.93 33.53 1.14-6 36.05 1.96 70 0.41 0.46 0.44 2.58 16.58 15.86 0.46


khi sự cố nặng nề nhất.

Tính toán tương tự như phương án I ta có: *Trên đoạn N-1:

ΔUN1bt% = 5.5 % ΔUN1sc% = 11 % *Trên đoạn N-2:

ΔUN2bt% = 5.32 % ΔUN2sc% = 10.64 % *Trên đoạn N- 5

ΔUN5t% = 5.94 % ΔUN5% =11.88 %

*Trên đoạn N-6

ΔUN6t% = 7.54 % ΔUN6c% = 15.28 % *Trên đoạn 4- 6:



23

ΔUN46t% = 0.07% ΔUN4sc% = 7.54% 4.5.Tổng kết phương án IV:

%20%87.20max%

%1506.9max%>=Δ

<=Δ

scUbtU

Kết luận: Phương án này không đạt chỉ tiêu kỹ thuật, vì vậy ta loại.

5. Tổng kết các phương án về mặt kỹ thuật

Qua phân tích chỉ tiêu kỹ thuật của các phương án ta thấy các phương án I, III và IV đạt chỉ tiêu kỹ thuật, còn phương án II không đạt chỉ tiêu kỹ thuật . Vì thế ta lấy các phương án I, III, IV xét tiếp chỉ tiêu kinh tế để chọn ra phương án tối ưu nhất.

III. SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KINH TẾ Việc quyết định lựa chọn phương án thiết kế cấp điện nào cũng phải dựa

trên cơ sở so sánh về mặt kỹ thuật và kinh tế. Trong phần trước ta đã so sánh về mặt kỹ thuật và đưa ra các phương án I,

III và IV là đạt chỉ tiêu kỹ thuật. Mục này ta so sánh các phương án về mặt kinh tế để lựa chọn phương án tối ưu.

Khi tính toán về mặt kinh tế giữa các phương án ta có các giả thiết sau: 1- Số lượng máy biến áp bằng nhau 2- Số lượng máy cắt bằng nhau 3- Số lượng dao cách ly bằng nhau

Ta tiến hành so sánh về mặt kinh tế nhờ tính toán chi phí hàng năm Z tìm Zmin để đưa ra phương án hợp lý nhất.

Hàm chi phí Z tính theo công thức Z = (avh+atc )*Kd + ΔA*C Trong đó:

avh: Hệ số vận hành với avh= 0.04 atc : Là hệ số thu hồi vốn tiêu chuẩn atc = 0.125 C = 500 đ/kwh = 5*105đ/MWh là giá 1 kWh (Mwh) điện năng tổn

thất ΔA=ΣΔPi*τ Tổn thất điện năng hàng năm.



24

ΣΔPi : Tổng tổn thất công suất ở chế độ cực đại ΔPi = idm

ii RU

QP*

22 +

τ : Thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ = ( 0.124 + Tmax*10-4)2 * 8760 = ( 0.124 + 5000*10-4)2 * 8760 = 3411 (h) K = Σk0i*l*a k0i: Suất đầu tư cho 1 km đường dây l : Chiều dài của đường dây a =1: đối với đường dây một mạch

a =1.6: Đối với đường dây có hai mạch Cuối cùng ta có công thức Z = (0.04 + 0.125 )*ΣKoi + 3411*5*105*ΣΔPi

= 0,165*ΣKoi + 17055*106*ΣΔPi

Trong đồ án ta chọn cột cho toàn mạng là cột bê tông cốt thép. Ta có bảng giá tiền các loại đường dây sau (ứng với 1 mạch).

Loại dây AC70 AC95 AC120 AC150 AC185 AC240

K0(106đ/km) 168 224 280 336 329 444

* Tính ΔP, Kd cho từng phương án. 1. Phương án I: *Thông số kỹ thuật của phương án

Đoạn ĐD N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

Pmax (MW) 32 34 30 28 26 28Qmax (MVAr)

15.36 16.32 14.4 13.44 12.48 13.44

L (km) 78.1 70.71 72.11 72.11 82.46 80.62Loại dây AC95 AC95 AC95 AC95 AC70 AC95



25

Ta có bảng số liệu tổng kết phương án:

Đoạn ĐD

N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

Ki (106)

35.363,68

32.017,49

32.651,41

32.651,41

27.442,69

36.504,73

ΔPi (MW)

1.34 1.37 1.09 0.94 1.33 1.06

ΣKoi=196.631,4*106 ΣΔPi = 7.1 (MW) ⇒ ΔA = ΣΔPi*τ = 9.77*3411= 24.218,1 (MWh) ⇒ Z = 0.165*185.18*109 + 1.7055*109*9.77 = 44.553,231*106

2.Phương án II: *Thông số kỹ thuật của phương án

Đoạn ĐD N-2 N-3 3-1 N-4 N-5 N-6

Pmax (MW) 34 62 32 28 26 28Qmax (MVAr) 16.32 29.76 15.36 13.44 12.48 13.44L (km) 70.71 72.11 22.36 72.11 82.46 80.62Loại dây AC95 AC185 AC70 AC95 AC70 AC95

Tính toán tương tự như trên ta có bảng tổng kết phương án III:

Đoạn ĐD N-2 N-3 3-1 N-4 N-5 N-6

Ki (106) 32.017,49 50.880,82 7.441,41 32.651,41 27.442,69 36.504,74

ΔPi (MW) 1.37 2.39 0.53 0.95 1.30 1.06

ΣKoi=186.938,56*106 ΣΔPi = 7.6 (MW)

⇒ ΔA = ΣΔPi*τ = 10.2*3411= 25.923,6(MWh)

⇒ Z = 0.165*163.33*109 + 1.7055*109*10.2 = 43.806,66*106



26

3.Phương án III *Thông số kỹ thuật của phương án

Đoạn ĐD N-2 N-3 3-1 N-4 N-5 4-6

Pmax (MW) 34 62 32 56 26 28Qmax (MVAr) 16.32 29.76 15.36 26.88 12.48 13.44L (km) 70.71 72.11 22.36 72.11 82.46 36.05Loại dây AC95 AC185 AC70 AC150 AC70 AC95

Tính toán tương tự như trên ta có bảng tổng kết phương án III

Đoạn ĐD

N-2 N-3 3-1 N-4 N-5 4-6

Ki (106)

32.017,48

50.880,82

7.441,41 46.496,53 27.442,69 16.323,44

ΔPi (MW)

1.37 2.39 0.53 2.41 1.3 0.47

ΣKoi=180.602,37*106 đ ΣΔPi =8.47 (MW)

⇒ ΔA = ΣΔPi*τ = 9.7*3411= 28.891,17(MWh)

⇒ Z = 0.165*153.25*109 + 1.7055*109*9.7 = 44.244,97*106

IV.TỔNG KẾT VÀ LỰA CHON PHƯƠNG ÁN Từ các tính toán ở phần trên ta có bảng tổng kết số liệu các phương án:

Chỉ tiêu so sánh P.án I P.án II P.án III

ΔA (MWh) 24.218,1 25.923,6 28.891,17 ΔU%maxbt 5.94 8.74 9.06 ΔU%maxsc 11.88 17.48 18.12 Z (106) 44.553,231 43.806,66 44.244,97

Từ bảng ta nhận thấy phương án I là phương án tối ưu nhất Vậy ta chọn

phương ánI là phương án chính thức để tính toán trong đồ án môn học này.



27

Chương 3: LỰA CHỌN SỐ LƯỢNG, CÔNG SUẤT CỦA CÁC MÁY BIẾN ÁP,

SƠ ĐỒ NỐI DÂY CỦA CÁC TRẠM, VẼ SƠ ĐỒ TOÀN MẠNG ĐIỆN

Sau khi chọn được sơ đồ nối dây tối ưu của mạng điện về mặt kinh tế và kỹ

thuật, trong chương này ta tiến hành phân tích và lựa chọn các sơ đồ nối dây chi tiết của các trạm biến áp, chọn số lượng, công suất của các máy biến áp tại các trạm đó.

I. LỰA CHỌN MÁY BIẾN ÁP Dựa vào công suất của phụ tải, và yêu cầu điều chỉnh điện áp của phụ tải

trong hệ thống các MBA là khác thường ở đây chọn máy biến áp hai cuộn dây có điều chỉnh điện áp dưới tải.

Các MBA có Ucdm=115 kV có thể điều chỉnh điện áp dưới tải trong dải: Udc = ± 9*1,78% Ucdm

Toàn bộ các hộ tiêu thụ là hộ loại một nên ta chọn mỗi trạm có 2 máy biến áp làm việc song song.

Công suất định mức của các MBA chọn theo Smax của phụ tải trong đó có xét đến trường hợp nếu 2 MBA đang làm việc song song mà có một MBA có sự cố thì máy kia chịu quá tải với hệ số quá tải k=1.4 (không cho phép quá tải của MBA vượt quá 5 ngày đêm, mỗi ngày đêm không quá 6 giờ).

Công suất chọn MBA phải thảo mãn

S Sk n

≥−

max

( )1

Smax: Công suất phụ tải cực đại (MVA) k = 1.4: Hệ số quá tải n = 2: Số lượng máy biến áp làm việc song song

Phụ tải 1:

35.25)12(*4.1

49.35)1(

max11 =

−=

−≥

nkS

S (MVA)

Ta chọn Sđm= 32 MVA tương ứng với máy biến áp TPDH 32000/110



28

Phụ tải2:

93.26)12(*4.1

71.37)1(

max22 =

−=

−≥

nkS

S (MVA)


Phụ tải 3:

76.23)12(*4.1

27.33)1(

max33 =

−=

−≥

nkS

S (MVA)


Phụ tải 4:

18.22)12(*4.1

05.31)1(

max44 =

−=

−≥

nkS

S (MVA)


Phụ tải 5:

6.20)12(*4.1

84.28)1(

max55 =

−=

−≥

nkS

S (MVA)


Phụ tải 6:

18.22)12(*4.1

05.31)1(

max66 =

−=

−≥

nkS

S (MVA)


Từ các MBA vừa tìm được tra bảng số liệu MBA ta có bảng sau:

Loại MBA

SL

Số liệu kỹ thuật SL tính toán

Uc

(kV) Uh

(kV) Un%

ΔPn

(kW) ΔP0

(kW) I0%

Rt

(Ω ) Xt

(Ω )ΔQ0

(kVAr)

TPDH 25000/110 8 115 10.5 10.5 120 29 0.8 2.54 55.9 200

TPDH 32000/110 4 115 10.5 10.5 145 35 0.75 1.87 43.5 240



29

II. CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY HỢP LÝ CỦA CÁC TRẠM Trong đồ án môn học ta cần đến 3 loại: Trạm nguồn, trạm trung gian và

trạm cuối. 1.Trạm nguồn Trạm nguồn là trạm biến áp tăng áp từ Umf lên Udmcủa đường truyền tải.

Đây là trạm biến áp lớn và quan trọng nhất trong hệ thống. - Tại trạm nguồn chọn hệ thống hai thanh góp có máy cắt liên lạc - Tại trạm nguồn có 5 lộ ra các máy cắt

Tại trạm nguồn luôn có một thanh góp vận hành và một thanh góp dự trữ

hoặc cả 2 thanh góp làm việc song song. Một dao cách ly làm việc và một dao cách ly nghỉ. 2.Trạm trung gian

Trong đồ án này chỉ có 1 trạm trung gian Trạm 2: Cung cấp điện cho chính hộ 2 và cung cấp cho trạm 3 Trong các trạm trung gian ta dùng hệ thống phân đoạn 2 thanh góp được

nối với nhau bởi máy cắt.

Sơ đồ nối dây trạm nguồn

Đến các TBA

Thanh góp

Sơ đồ trạm trung gian

MCLL

DCL

MC



30

3.Trạm cuối - Trong đồ án có 5 trạm cuối - Hộ tiêu thụ là loại 1 nên để cung cấp điện ổn định cho hên thống ta dùng

sơ đồ cầu: II. SƠ ĐỒ NỐI DÂY CHI TIẾT CỦA MẠNG ĐIỆN THIẾT KẾ Từ các số liệu tính toán ta có sơ đồ nối dây toàn hệ thống (Bản vẽ A- 4 trang bên)

Sơ đồ nối dây trạm cuối



31

Chương 4:

TÍNH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA LƯỚI ĐIỆN CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP

Trạng thái vận hành của mạng gồm có 3 chế độ:

• Chế độ phụ tải cực đại

• Chế độ phụ tải cực tiểu

• Chế độ sau sự cố

I. CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI

Theo giả thiết ta có UN = Ucđ = 110%*Uđm=110%*110 = 121 (kV)

Xét đoạn N-i (với i = 1, 4, 5, 6) có sơ đồ đường dây và sơ đồ thay thế như sau:

N 2 x AC

L, km

2 x TPDH S1

Qb

N SN1 '1NS ''

1NS

ΔSN1 S1

SB1

SB10

ΔSB1

-jQcd -jQcc

1 1’



32

1)Đoạn N-1 Các thông số kỹ thuật:

Loại MBA


Uc

(kV) Uh

(kV) Un%

ΔPn

(kW) ΔP0

(kW) I0%

Rt

(Ω ) Xt

(Ω ) ΔQ0

(kVAr)

TPDH 32000/110 115 10.5 10.5 145 35 0.75 1.87 86.7 240

ZN1 = 12.88+ j16.75 Ω ZB1 = 0.9352 + j21.75 Ω S1 = 32+j15.36 MVA B1/2 = 2.06*10-4S a)Tính các dòng công suất Tổn thất công suất trong trạm biến áp 1:

ΔSB1 = dmSn

SnUj

dmS

S

nnP

*100*

21*%

2

21*

Δ+

Δ

= 0.097 + j2.265(MVA) - Công suất trước tổng trở máy biến áp. SB1 = S1 + ΔSB1 = 32.097+j17.625(MVA) - Công suất phản kháng do đường dây sinh ra jQcc = jQcd =jU2

đm *B1/2 = j1102 *213.64*10-6 = j2.59 (MVAr) - Tổn thất công suất trên lõi sắt của MBA

ΔS0 =2*ΔP0+2*ΔQ0=2*0.035+j2.024 = 0.07+j0.48 (MVA) - Công suất sau tổng trở ZN1

"1NS =SB1 +ΔS0-jQcc = 32.167+j15.615(MVAr) -Tổn thất công suất trên tổng trở Z1

12

2"1

1 * Ndm

NN Z

US

S =Δ =1.36+j1.769(MVA)

- Công suất trước tổng trở Z1 : '

1NS = "1NS +ΔSN1 = 33.527+j17.384(MVA)



33

- Công suất từ nguồn vào đường dây: SN1 = '

1NS – jQcđ =33.527+j14.894(MVA) b)Tính điện áp nút 1 đã quy đổi về phía điện áp cao : '

1U - Tổn thất điện áp đường dây :

ΔUN1 = U

XQRP NNNN !'

11'1 ** + =

12175.16*384.1788.12*527.33 + = 65.97 (KV)

- Điện áp nút 1 là U1 = UN - ΔUN1 = 121- 5.97 =115.02 (KV)

- Tổn thất điện áp trên trạm biến áp :

ΔUB1 = 1

1111 **U

XQRP BBBB + =02.115

75.21*645.15935.0*167.32 +

- Điện áp nút 1 đã quy đổi về phía điện áp cao: '

1U = U1 - ΔUB1 = 111.805 (KV) 2)Đoạn N-2 Các thông số kỹ thuật:

Loại MBA


Uc

(kV) Uh

(kV) Un%

ΔPn

(kW) ΔP0

(kW) I0%

Rt

(Ω ) Xt

(Ω ) ΔQ0

(kVAr)

TPDH 32000/110 115 10.5 10.5 145 35 0.75 1.87 86.7 240

ZN2 = 11.66+j15.16 Ω ZB1 = 0.935+j21.75Ω S1 = 34+j16.32 MVA B1/2 = 1.87*10-4 S a)Tính các dòng công suất Tổn thất công suất trong trạm biến áp 2:

ΔSB2 = dmSn

SnUj

dmS

S

nnP

*100*

22*%

2

22*

Δ+

Δ

= 0.109+j2.556(MVA)



34

- Công suất trước tổng trở của máy biến áp

SB2 = S2 + ΔSB2 = 34.109+j18.876 (MVA)

- Công suất phản kháng do đường dây sinh ra

jQcc = jQcd =jU2đm *B1/2 = j1102 *1.87*10-4 = j2.26 (MVAr)

- Tổn thất công suất trên lõi sắt của MBA

ΔS0 =2*ΔP0+2*ΔQ0=0.07+j0.48 (MVA)

- Công suất sau tổng trở ZN2 "

2NS = SB2 +ΔS0-jQcc = 34.179+j17.096 (MVAr)

- Tổn thất công suất trên tổng trở Z2

22

2"2

2 * Ndm

NN Z

US

S =Δ = 1.407+j1.829 (MVA)

- Công suất trước tổng trở Z2 :

'2NS = "

2NS +ΔSN2 = 35.586+j16.665 (MVA)

- Công suất từ nguồn vào đường dây:

SN2 = '2NS – jQcđ = 35.586+16.665(MVAr)

b)Tính điện áp nút 1 đã quy đổi về phía điện áp cao : '1U

- Điện áp nút 2 đã quy đổi về phía điện áp cao:

'2U = U2 - ΔUB2 = 111.69 (KV)


Loại MBA


Uc

(kV) Uh

(kV) Un%

ΔPn

(kW) ΔP0

(kW) I0%

Rt

(Ω ) Xt

Ω ΔQ0

(kVAr)

TPDH 25000/110 115 10.5 10.5 120 29 0.8 2.54 55.9 200

ZN3 = 11.89+j15.46 Ω ZB3 = 2.54/2 + j55.9/2= 1.27+j27.95Ω

S5 = 30+j14.4 MVA

B1/2 = 1.91*10-6 S

a)Tính các dòng công suất



35

Tổn thất công suất trong trạm biến áp 5

ΔSB3 = dmSn

SnUj

dmS

S

nnP

*100*

23*%

2

23*

Δ+

Δ

= 0.116+j2.558(MVA)

- Công suất trước tổng trở của máy biến áp

SB3 = S3 + ΔSB3 = 30.116+j16.958 (MVA)

- Công suất phản kháng do đường dây sinh ra

jQcc = jQcd =jU2đm *B1/2 = j2.31(MVAr)

- Tổn thất công suất trên lõi sắt của MBA

ΔS0 =2*ΔP0+2*ΔQ0=0.058+j0.4 (MVA)

- Công suất sau tổng trở ZN5

"5NS =SB5 +ΔS0-jQcc = 30.174+j15.048 (MVAr)

-Tổn thất công suất trên tổng trở Z3

32

2"3

3 * Ndm

NN Z

US

S =Δ = 1.128+j1.466 (MVA)

- Công suất trước tổng trở Z3 :

'3NS = "

3NS +ΔSN3 = 31.302+j16.514 (MVA)

- Công suất từ nguồn vào đường dây:

SN3 = 31.302+j14.204 (MVAr)

b)Tính điện áp nút 3 đã quy đổi về phía điện áp cao : '3U


'3U = 111.85 (KV)


Loại MBA


Uc

(kV) Uh

(kV) Un%

ΔPn

(kW) ΔP0

(kW) I0%

Rt

(Ω ) Xt

Ω ΔQ0

(kVAr)



36

TPDH 25000/110 115 10.5 10.5 120 29 0.8 2.54 55.9 200

ZN4 = 11.89+j15.46 Ω ZB4 = 2.54/2 + j55.9/2= 1.27+j27.95Ω S6 = 28+j13.44 MVA B1/2 = 1.91*10-4 S Tính toán tương tự ta được: a)Tính các dòng công suất - Tổn thất công suất do điện trở của MBA

ΔSB4 = 0.101+2.228 (MVA) - Công suất trước tổng trở của máy biến áp SB4 = 28.101+j15.668 (MVA) - Công suất phản kháng do đường dây sinh ra

jQcc = jQcd =j2.31 (MVAr) - Tổn thất công suất trên lõi sắt của MBA

ΔS0 =2*ΔP0+2*ΔQ0=0.058+j0.4 (MVA) - Công suất sau tổng trở ZN4

"4NS =28.159+j13.758 (MVAr)

-Tổn thất công suất trên tổng trở Z4 =Δ 4NS 0.965+j1.255 (MVA) - Công suất trước tổng trở Z4 :

'4NS = 29.124+j15.013(MVA)

- Công suất từ nguồn vào đường dây: SN4 = 29.124+j12.703(MVAr)

b)Tính điện áp nút 4 đã quy đổi về phía điện áp cao :

- Điện áp nút 6 đã quy đổi về phía điện áp cao: '4U = 112.6(KV)


Loại MBA


Uc

(kV) Uh

(kV) Un%

ΔPn

(kW) ΔP0

(kW) I0%

Rt

(Ω ) Xt

Ω ΔQ0

(kVAr)



37

TPDH 25000/110 115 10.5 10.5 120 29 0.8 2.54 55.9 200

Đoạn N5:

ZN5 = 18.96+j18.14 Ω ZB5 = 1.27+j27.95Ω

S5 = 26+j12.48 MVA

B1/2 = 2.12*10-4 S

a)Tính các dòng công suất - Tổn thất công suất do điện trở của MBA

ΔSB5 = 0.087+1.921 (MVA) - Công suất trước tổng trở của máy biến áp SB5 = 26.087+j14.401(MVA) - Công suất phản kháng do đường dây sinh ra



"5NS =26.145+j12,241 (MVAr)


'5NS = 27.45+j16.05(MVA)




'5U = 111.44(KV)


Loại Số liệu kỹ thuật SL tính toán



38

MBA Uc

(kV) Uh

(kV) Un%

ΔPn

(kW) ΔP0

(kW) I0%

Rt

(Ω ) Xt

Ω ΔQ0

(kVAr)

TPDH 25000/110 115 10.5 10.5 120 29 0.8 2.54 55.9 200

Đoạn N6:

ZN6 = 13.3+j17.29 Ω ZB6 = 1.27+j27.95Ω

S6 = 28+j13.44 MVA

B1/2 = 2.12*10-4 S

a)Tính các dòng công suất - Tổn thất công suất do điện trở của MBA

ΔSB6 = 0.101+j2.228 (MVA) - Công suất trước tổng trở của máy biến áp SB6 = 28.101+j15.668(MVA) - Công suất phản kháng do đường dây sinh ra



"6NS =28.159+j13.498(MVAr)


'6NS = 29.231+j14.891(MVA)




'6U = 112.08(KV)

7. Cân bằng chính xác công suất phản kháng sau khi bù kinh tế Trong trường hợp sau khi tính xong ta có:



39

+ QF <QYC: Thì phải bù cưỡng bức để dảm bảo chất lượng điện áp tại các nút phụ tải.

+ QF > QYC: Không phảu bù cưỡng bức nhưng phải kiểm tra lại cosϕ của nhà máy tại thanh cái cao áp

Tổng công suất phụ tải lấy từ thanh cái cao áp ΣSYC = SN1+SN2+SN4+SN5+SN6 = 186.22+j84.277 =Σ PYC + Σ QYC (MVA) - Cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống : Σ PF =Σ PYC = 186.22 (MW) Tại thanh cái cao áp nhà máy có công suất phản kháng:

CosϕF =0.85 ⇒ tgϕF = 0.62 - Cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống : Ta có: Σ QF =Σ PF.tgϕF = 186.22*0.62 =115.456 (Mvar)

⇒QF > QYC Vậy ta không phải bù cưỡng bức. II. CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC TIỂU

- UN = 105%Uđm = 105%*110 = 115.5 (kV) - Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại Smin = 50% Smax

- Ở chế độ này ta phải cắt thiết bị bù vì nếu vận hành thì tổn thất trên đường dây và trong trạm biến áp giảm không đáng kể so với chi phí vận hành thiết bị bù, đồng thời ta phải kiểm tra xem có cần cắt bớt 1 trong 2 MBA hay không theo điều kiện sau:

Đặt Sgh=Sdm*n

0

p

P*2

ΔΔ

- Sđm là công suất định mức của MBA - ΔP0, ΔPn là công suất không tải và ngắn của MBA - Khi Smin> Sgh ta cho vận hành 2 MBA - Khi Smin< Sgh ta cho vận hành 1 MBA

Như vậy ở chế phụ tải cực tiểu ta vận hành 1máy biến áp trong các

trạm.



40

Việc tính toán các dòng công suất và điện áp ở các nút được thực hiện như trong khi xét chế đọ phụ tải cực đại chỉ khác là phụ tải Si lúc này chỉ bằng 50% phụ tải cực đại và điện áp nguồn là UN = 115.5 (kV). Cuối cùng ta được kết quả:



41

1. Đoạn N-1: a) Tính các dòng công suất

ΔSB1 = 0.048+j1.132 (MVA) SB1 = 16.048+j8.812 (MVA)

jQcc = jQcd =j2.49 (MVAr) ΔSB10 =0.035+j0.24 (MVA)

"1NS = 16.083+j6.562(MVA)

=Δ 1NS 0.321+j0.417 (MVA) '

1NS = 16.404+j6.979 (MVA) SN1 = 16.404+j4.489 (MVA)

b)Tính điện áp nút 1 đã quy đổi về phía điện áp cao '

1U =109.33 (kV) 2.Đoạn N-2: a)Tính các dòng công suất

ΔSB2 = 0.054+j1.278 (MVA) SB2 = 17.054+j9.438 (MVA)

jQcc = jQcd =j2.26 (MVAr) ΔSB20 = 0.0350+j0.24 (MVA)

"2NS = 17.089+j7.259(MVA)

=Δ 2NS 0.332+j0.431(MVA) '

2NS = 17.421+j7.69 (MVA) SN2 = 17.421+j5.43 (MVA) b)Tính điện áp nút 2 đã quy đổi về phía điện áp cao '

2U = 109.12(kV) 3.Đoạn N-3:

a)Tính các dòng công suất ΔSB3 = 0.058+j1.278 (MVA) SB3 = 15.058+j8.478 (MVA)

jQcc = jQcd =j2.31 (MVAr) ΔSB30 = 0.029+j0.2(MVA)

"3NS = 215.087+j6.368(MVA)



42

=Δ 3NS 0.263+jo.342(MVA) '

3NS = 15.35+j6.71(MVA) SN3 = 15.35+j4.4(MVA) b)Tính điện áp nút 3 đã quy đổi về phía điện áp cao :

'3U = 109 (kV)

4.Đoạn N-4: a)Tính các dòng công suất

ΔSB4 =0.05+j1.114(MVA) SB4 = 14.05+j7.834 (MVA)


"4NS = 14.079+j5.724(MVA)

=Δ 4NS 0.226+j0.295 (MVA) '

4NS = 14.305+j6.019(MVA) SN4 = 14.304+j2.809(MVA)


'4U = 109.55 (kV)

5. Đoạn N-5: a)Tính các dòng công suất

ΔSB5 =0.044+j0.96(MVA) SB5 = 13.044+j7.2 (MVA)


"5NS = 13.073+j4.84(MVA)

=Δ 5NS 0.304+j0.291 (MVA) '

5NS = 13.377+j5.131(MVA) SN5 = 13.377+j2.571(MVA)



43

b)Tính điện áp nút 5 đã quy đổi về phía điện áp cao : '5U = 109.27 (kV)


'6NS = 14.329+j5.779(MVA)

SN6 = 14.329+j3.199(MVA) b)Tính điện áp nút 6 đã quy đổi về phía điện áp cao :

'6U = 109.44 (kV)

III. CHẾ ĐỘ SỰ CỐ

Các trường hợp sự cố trong một mạng điện áp lớn thì rất nhiều, ta không thể và cũng không cần tính đầy đủ tất cả các trạng thái sự cố đó. Ở đây ta chỉ chọn và tính toán sự cố điển hình nặng nề nhất.

Giả thiết là sự cố đứt 1 mạch nối trực tiếp với nguồn của đường dây 2 mạch, không có sự cố xếp chồng và sự cố xảy ra lúc phụ tải cực đại.

Mặt khác vì thời gian xảy ra sự cố thường rất ngắn so với thời gian vận hành cả năm nên ta không tính tổn thất công suất và tính tổn thất điện năng trong toàn mạng.

Ở chế độ sự cố ta có: UN = 110%Uđm = 110%*110 = 121 (kV) 1. Đoạn N-1

* Sơ đồ tương đương:

N 1 x AC95

70.71 km

2 x TPDH S1

Qb

N SN1 '1NS ''

1NS

ΔSN1 S1

SB1

SB10

ΔSB1

-jQcd -jQcc



44

a) Tính các dòng công suất

SN1 = 435.52+j26.363 (MVA) b)Tính điện áp nút 1 đã quy đổi về phía điện áp cao '

1U = 100.72(kV)


'2NS = 37.07+j20.853(MVA)

SN2 = 37.07+j20.853(MVA) b)Tính điện áp nút 2 đã quy đổi về phía điện áp cao :

'2U = 104.39 (kV)


SN3 = 32.479+j18.045(MVA)


'3U = 105.23 (kV)


SN4 = 30.154+j16.352(MVA)



45


'4U = 106.51 (kV)

5. Đoạn N-5:

a)Tính các dòng công suất

SN5 =28.86+j14.834(MVA) b)Tính điện áp nút 5 đã quy đổi về phía điện áp cao :

'5U = 103.28 (kV)


SN6 =30.382+j16.382(MVA)


'6U = 105.16(kV)

Tóm lại ta có bảng tổng kết:

HTT Smax Smin Ssc

Ui 'iU Ui '

iU Ui 'iU

1 111.805 109.33 100.722 111.69 109.12 104.393 111.85 109.00 105.234 112.6 109.55 106.515 111.44 109.27 103.28



46

6 112.08 109.44 105.16

IV. CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP + Giả thiết các đầu điều chỉnh đặt ở phía cao áp của MBA. + Gọi các điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm đã quy đổi về phía điện

áp cao là U1’, U2’, U3’ trong đó các chỉ số 1, 2, 3 tương ứng với các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sự cố.

+ Điện áp yêu cầu trên thanh góp của các trạm là: U1yc, U2yc, U3yc.

Uiyc = Uđm +ΔUicp%*Uđm với i = 1, 2, 3

Uđm là điện áp định mức của mạng điện

ΔUicp% là điện áp cho phép phần trăm được xác định dựa vào yêu cầu điều chỉnh

+ Giả thiết trong trạm có Ucđm - là điện áp định mức cao áp của MBA Uhđm - là điện áp định mức hạ áp của MBA e% là phạm vi điều chỉnh n - số lượng các đầu điều chỉnh

+ Ta cần chọn số lượng các đầu điều chỉnh để đáp ứng được các gía trị Uiyc

+ Vì ta sử dụng các MBA điều chỉnh dưới tải nên mỗi chế độ ta chọn một đầu điều chỉnh được tính theo công thức:

iyc

hdmiidc U

UUU *'

=

Dựa vào công thức trên ta chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn gần nhất và điện áp đầu điều chỉnh được tính theo công thức tiêu chuẩn

cdmcdmitc UenUU *100

%*+=

Sau đó ta tính lại được giá trị thực của điện áp trên thanh góp :

itc

hdmiit U

UUU

*'

=



47

Kiểm tra lại độ lệch: %%dm

dmiti U

UUU

−=Δ so với ΔUicp% nêu sai số ≤ 1% là

được. Vì các MBA trong mạng đều là loại TPDH có Uđm = 110 (kV), Un% = 10% nên chúng có Uhdm= 1.1*10.5 = 11 (kV), e%*Ucdm=1.78%*115 = 2.05 (kV) và có n = 19 đầu điều chỉnh.

Ta có bảng điều chỉnh tiêu chuẩn

n -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 +1 +2 +3 +4 +5 +6

Uitc(kV) 102.72 104.77 106.81 108.86 110.91 112.95 115 117.05 119.09 121.14 123.19 125.24 127.28

- Do yêu cầu điều chỉnh điện áp là khác thường nên điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ phụ tải lớn nhất, nhỏ nhất và sự cố là:

)(5,1010*%510*%51 kVUUU dmdmyc =+=+=

)(1010*%010*%02 kVUUU dmdmyc =+=+=

)(5.1010*%510*%53 kVUUU dmdmyc =+=+=

Xét phụ tải 1

+ Điện áp trên thanh góp hạ áp đã quy đổi về phía điện áp cao là:

U1’ = 111.22 (kV), U2’ = 109.25 (kV), U3’= 102.8 (kV)

+ Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải lớn nhất :

)(52.1165.10

11*22.111.

1

'1

1 kVUUUU

yc

hdmdc ===

+ Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn là n = +1 có Utc= 117.05 (kV) + Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất :

)(45.1005.117

11*22.111.

1

'1

1 kVUUUU

tc

hdmt ===

+ Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm trong chế độ phụ tải lớn nhất có giá trị:

%5.410

1045,10% 11 =

−=

−=Δ

dm

dmt

UUU

U



48

+ Điện áp của đầu điều chỉnh khi phụ tải nhỏ nhất :

)(48.12010

11*25.109.

2

'2

2 kVU

UUUyc

hdmdc ===

+ Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = +3 có U2tc = 121.14 (kV) + Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải nhỏ nhất

)(92.914.121

11*25.119.

2

'2

2 kVU

UUUtc

hdmt ===

+ Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm trong chế độ phụ tải nhỏ nhất có giá trị :

%0%08.010

1092.9% 22 ≈−=

−=

−=Δ

dm

dmt

UUUU

+ Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ sau sự cố :

)(70.1075.10

11*8.102.

3

'3

3 kVU

UUU

yc

hdmdc ===

+ Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -3 có U3tc = 108.86 (kV) + Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm trong chế độ sau sự cố :

)(39.1086.108

11*8.102.

3

'3

3 kVUUUU

tc

hdmt ===

+ Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm trong chế độ sau sự cố có giá trị:

%5%9.310

1039.10% 33 <=

−=

−=Δ

dm

dmt

UUUU

Tóm lại các đầu điều chỉnh đã chọn với các phụ tải là phù hợp. * Tính toán tương tự cho các phụ tải còn lại ta có bảng kết quả sau:

1 2 3 4 5 6

n ΔUi% n Δ

Ui% n ΔUi% n Δ

Ui% n ΔUi% n Δ

Ui%

CĐ +1 4.5 0 5.2 -2 5.5 +2 5.1 0 4.9 +1 4.5CT +3 0.08 +1 0.02 -1 0.06 +3 0.07 +1 0.02 +2 0.06SC -3 3.9 -5 4.4 -7 3.9 -1 5.5 -5 3.5 -2 5.5



49

Chương 6:

TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN CỦA MẠNG ĐIỆN 1.Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện.

K = Kd + Kt + Kb

Trong đó: - Kd là vốn đầu tư xây dựng đường dây ( đã tính trong chương

trước) Kd = 185.18*109(đồng)

- Kt là vốn đầu tư xây dựng các trạm biến áp. Trong mạng điện ta xây dựng có 4 trạm biến áp mỗi trạm có 2 MBA công suất 25MVA và 2 trạm biến áp có mỗi trạm có 2 MBA công suất 32MVA cho nên ta có tổng số vốn đầu tư cho xây dựng các trạm biến áp bằng:

Kt = 1.8*( 4*19 + 2*22 ).109 = 216.109 (đồng) - Kb là vốn đầu tư về thiết bị bù:

Kb= K0*∑ bQ = (đồng) ⇒ K = (185.18 + 216 )*109 = 401.18*109 (đồng)

2. Tính giá thành tải điện của mạng điện

Σ

=AYβ

Trong đó : + AΣ là tổng điện năng phụ tải yêu cầu : AΣ = ΣPmax *Tmax = 178*5000 = 890*103 (MWh) + Y là phí tổn vận hành hàng năm của mạng điện :

Y = ad *Kd + at*Kt + ΔA Σ*C Với ad = 0.04 là hệ số vận hành đường dây

at = 0.1 là hệ số vận hành trạm biến áp C = 500 đ/ kWh = 5*105 đ/MWh

ΔAΣ là tổng tổn thất điện năng toàn mạng điện ΔAΣ = ΔAdΣ + ΔAtΣ + ΔAbΣ

- ΔAdΣ là tổng tổn thất điện năng do điện trở đường dây trong toàn mạng - ΔAtΣ là tổng tổn thất điện năng trong các trạm biến áp

ΔAdΣ = ΔAN1 +ΔAN4 +ΔAN5 +ΔAN6 +ΔAN23

= 6105.69+3206.34+6344.46+3615.66+12416.04 = 31688.19 (MWh)



50

ΔAtΣ = ΔAB1 +ΔAB4 +ΔAB5 +ΔAB6 +ΔAB23

= 999.9+753.55+834.88+753.55+1834.78 = 5176.66 (MWh) ⇒ΔAΣ = 31688.19+5716.66= 36864.85 (MWh) ⇒Y = 0.04*185.18*109 + 0,1*216*109 + 5*36864.85*105 = 47.43*109 (đồng)

⇒ 45.5010*94010*43.47

6

9

==β (đồng/ kWh)

+ Tổn thất điện năng tính theo % : ΔA% = AAΔ

% = %9.3940000

85.36864=

+ Chi phí quy đổi tính toán hàng năm của mạng điện Z = atc*K + Y = 0.125*405.41*109 + 47.79*109 = 98.47*109 (đồng) + Tổng tổn thất công suất tác dụng trong toàn mạng điện ΔPΣ

ΔPΣ = ΔPdΣ + ΔP0Σ + ΔPBΣ + ΔPbΣ - ΔPdΣ là tổng tổn thất công suất tác dụng do điện trở đường dây trong

toàn mạng - ΔP0Σ là tổng tổn thất công suất tác dụng do lõi thép trong các trạm BA

- ΔPBΣ là tổng tổn thất công suất tác dụng trong cuộn dây của MBA - ΔPbΣ là tổng tổn thất công suất tác dụng do tiết bị bù gây ra

ΔPdΣ = ΔPN1 + ΔPN2 + ΔP23 + ΔPN4 + ΔPN5 + ΔPN6 = 1.79+1.5+0.43+0.94+1.86+1.06 = 7.58 (MW) ΔPBΣ = ΔPB1 +ΔPB4 +ΔPB5 +ΔPB6 +ΔPB2+ΔPB3 = 0.113+0.072+0.096+0.072+0.113+0.096 = 0.56 (MW) ΔP0Σ = 8*0.029+4*0.035 = 0.37 (MW) ⇒ΔPΣ = 7.58+0.37+0.56 = 8.36 (MW) + Tổng công suất các nút phụ tải PΣ = P1 + P2 + P3 + P4 + P5 + P6

= = 178 MW + Tổn thất công suất tác dụng tính theo % là:

ΔP% = %∑

∑ΔPP = %7.4

17836.8

=

+ Giá thành xây dựng mạng điện cho 1 kW công suất phụ tải cực đại :

63

9

10*25.210.178

10*18.401===

Σ

Σ

PKK (đồng/ kWh)

+ Tổng chiều dài đường dây cần xây dựng ΣL = 78.1+70.71+72.11+72.11+82.46+80.62= 456.11 (km)



51

BẢNG THỐNG KÊ CÁC CHỈ TIÊU KỸ THUẬT VÀ KINH TẾ CHỦ YẾU CỦA MẠNG ĐIỆN THIẾT

KẾ. STT Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị

1 ΔUmax% bình thường % 5.94

2 ΔUmax% sự cố % 11.88

3 Tổng độ dài đường dây cần xây dựng

km 456.11

4 Tổng dung lượng các trạm biến áp MVA 928 5 MVAr 28.20 6 Vốn đầu tư - Đường dây

- Trạm BA và thiết bị -

109 đồng 109 đồng

185.18216

7 Tổng vốn đầu tư (K) 109đồng 401.18 8 Tổng phụ tải max MW 178 9 Điện năng tải hàng năm A MWh 890000 10 Tổng tổn thất công suất ΔPΣ MW 8.36

11 Tổng tổn thất công suất ΔPΣ% % 4.7

12 Tổng tổn thất điện năng ΔAΣ MWh 36864.85

13 Tổng tổn thất điện năng ΔAΣ% % 3.9

14 Giá thành mạng điện cho 1 kWh (K0)

106 đ/kWh 2.16

15 Phí tổn vận hành hàng năm (Z) 109đồng 98.47 16 Giá thành tải điện ( β ) đồng/kWh 50.45

-------------- Hết ---------------



52

KẾT LUẬN Thông qua dồ án môn học "Mạng và Hệ thống điện" và thực tế

tính toán thiết kế em đã rút ra được nhiều kết quả sau: 1- Biết cách tính toán thiết kế một mạng điện cụ thể. 2- Đây là dịp cho em rèn luyện kỹ năng tính toán vốn rất còn hạn

chế của mình ngày càng được tốt hơn. Trong quá trình học tập và làm đồ án mặc dù đã có rất nhiều cố

gắng nhưng không sao tránh khỏi những thiếu sót dù lớn hay nhỏ. Nhưng bù lại chúng em đã nhận được sự giúp đỡ và chỉ bảo của các thày cô trong bộ môn Hệ Thống Điện, đặc biệt là thày giáo Nguyễn Hoàng Việt đã tận tình chỉ bảo cho chúng em những vướng mắc thường gặp phải trong học tập cũng như trong cuộc sống.

Cuối cùng em xin chân thành cảm ơn các thày, cô đã tận tình giúp đỡ em hoàn thành công việc của mình!

Hà nội, ngày 02 tháng 12 năm 2002.

Sinh viên thực hiện

Phạm Tuấn Nam

Đồ án -...

Documents