Do an Mau Thay Thang

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Nguyễn Trung Thắng

CHƯƠNG 1PHÂN TÍCH PHỤ TẢI VÀ CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG

HỆ THỐNG ĐIỆN

1.1. PHÂN TÍCH PHỤ TẢI:

Nguồn điện

- Đủ cung cấp cho phụ tải với cosφ = 0.9- Điện áp thanh cái cao áp:

1.1 Udm lúc phụ tải cực đại 1.05 Udm lúc phụ tải cực tiểu 1.1 Udm lúc sự cố

Phụ tải 1 2 3 4 5 6Pmax(MW) 18 23 19 25 29 21Cos 0.79 0.82 0.85 0.87 0.87 0.9Pmin(% Pmax) 20 30 30 20 20 30Tmax(giờ/năm) 6000 6000 6000 6000 6000 6000Yêu cầu cung cấp điện LT LTĐiện áp định mức phía thứ cấp trạm phân phối (kv)

22 22 22 22 22 22

Yêu cầu điều chỉnh điện áp phía thứ cấp

±5% ±5% ±5% ±5% ±5% ±5%

Cân bằng công suất trong hệ thống điện nhằm xét khả năng cung cấp của các nguồn phụ tải thông qua mạng điện.

Tại mỗi thời điểm luôn phải đảm bảo cân bằng giữa lượng điện năng sản xuất và tiêu thụ. Mỗi mức cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng xác định một giá trị tần số và điện áp.

Quá trình biến đổi công suất và các chỉ tiêu chất lượng điện năng khi cân bằng công suất bị phá hoại, xảy ra rất phức tạp, vì giữa chúng có quan hệ tương hỗ.

Để đơn giản bài toán, ta coi sự thay đổi công suất tác dụng ảnh hưởng chủ yếu đến tần số, còn sự cân bằng công suất phản kháng ảnh hưởng chủ yếu đến điện áp. Cụ thể là khi nguồn phát không đủ công suất tác dụng cho phụ tải thì tần số bị giảm đi và ngược lại. Khi thiếu công suất phản kháng điện áp bị giảm thấp và ngược lại.

Trong mạng điện, tổn thất công suất phản kháng lớn hơn công suất tác dụng, nên khi các máy phát điện được lựa chọn theo sự cân bằng công suất tác dụng, trong mạng thiếu hụt công suất kháng. Điều này dẫn đến xấu các tình trạng làm việc của các hộ dùng điện, thậm chí làm ngừng sự truyền động của các máy công cụ trong xí nghiệp gây thiệt hại rất lớn. Đồng thời làm hạ điện áp của mạng và làm xấu tình trạng làm việc của mạng. Cho nên việc bù công suất kháng là vô cùng cần thiết. Mục đích của bù sơ bộ trong phần này là để cân bằng công suất kháng và số liệu để chọn dây dẫn và công suất máy biến áp cho chương sau.

Sở dĩ bù công suất kháng mà không bù công suất tác dụng là vì khi bù công suất phản kháng giá thành kinh tế hơn, chỉ cần dùng bộ tụ điện để phát ra công suất phản

SVTH: Phan Văn Lợi- Lớp: 10DI2L Trang 1


kháng. Trong khi thay đổi công suất tác dụng thì phải thay đổi máy phát, nguồn phát dẫn đến chi phí tăng lên nên không được hiệu quả về kinh tế.1.2. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG:

Một đặc điểm quan trọng của các hệ thống điện là truyền tải tức thời điện năng từ các nguồn điện đến các hộ tiêu thụ và không thể tích luỹ điện năng thành số lượng nhìn thấy được. Tính chất này xác định sự đồng bộ của quá trình sản xuất và tiêu thụ điện năng.

Tại mỗi thời điểm trong chế độ xác lập của hệ thống, các nhà máy của hệ thống cần phải phát công suất bằng công suất của các hộ tiêu thụ, kể cả tổn thất công suất trong các mạng điện, nghĩa là cần thực hiện đúng sự cân bằng giữa công suất phát và công suất tiêu thụ.

Ngoài ra để hệ thống vận hành bình thường, cần phải có sự dự trữ nhất định của công suất tác dụng trong hệ thống. Dự trữ trong hệ thống điện là một vấn đề quan trọng, liên quan đến vận hành cũng như phát triển của hệ thống điện.

Cân bằng công suất cần thiết để giữ tần số trong hệ thống điện. Cân bằng công suất trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu thức sau:

ƩPF = mƩPptmax + Ʃ∆Pmd + ƩPt d + ƩPdt

Trong đó:ƩPF : tổng công suất tác dụng phát ra của các nhà máy điện trong hệ thống.ƩPpt : tổng phụ tải cực đại của các hộ tiêu thụ.m : là hệ số đồng thời (giả thiết chọn 0.85).ƩPmd : tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp.Ʃ Ptd : tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện.ƩPdt : tổng công suất dự trữ.

Xác định hệ số đồng thời của một khu vực phải căn cứ vào tình hình thực tế của phụ tải.

Theo tài liệu thống kê thì tổn thất công suất tác dụng của đường dây và máy biến áp trong trường hợp mạng cao áp khoảng 8÷10%

Ta có: ƩΔPmd = 10% mƩPpt

Công suất tự dùng của các nhà máy điện:Tính theo phần trăm của (mƩPpt + ƩΔPmd)- Nhà máy nhiệt điện 3 ÷ 7%.- Nhà máy thuỷ điện 1 ÷ 2%.Công suất dự trữ của hệ thống Dự trữ sự cố thường lấy bằng công suất của một tổ máy lớn nhất trong hệ thống

điện.Dự trữ phụ tải là dự trù cho phụ tải tăng bất thường ngoài dự báo: 2-3% phụ tải

tổng.Dự trữ phát triển nhằm đáp ứng phát triển phụ tải 5-15 năm sau.Tổng quát dự trữ hệ thống lấy bằng 10 - 15% tổng phụ tải của hệ thống. Trong

thiết kế môn học giả thiết nguồn điện đủ cung cấp hoàn toàn cho nhu cầu công suất tác dụng và chỉ cân bằng từ thanh cái cao áp của trạm biến áp tăng của nhà máy điện nên tính cân bằng công suất tác dụng như sau:



ƩPF = mƩPpt + ƩΔPmd

Từ số liệu công suất tác dụng cực đại của các phụ tải ta tính được công suất tác dụng của nguồn phát ra :

ƩPF = mƩPptmax + Ʃ∆Pmd = m(1+10%)ƩPptmax

= 0.85(1+0.1)(18+23+19+25+29+21) = 126.23 (MW) Vậy ta cần nguồn có công suất tác dụng là: ƩPF = 126.23 (MW)

1.3. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG:Sản xuất và tiêu thụ điện năng bằng dòng điện xoay chiều đòi hỏi sự cân bằng

giữa điện năng sản xuất ra và điện năng tiêu thụ tại mỗi thời điểm. Sự cân bằng đòi hỏi không những chỉ đối với công suất tác dụng, mà còn đối với cả công suất phản kháng.

Sự cân bằng công suất phản kháng có quan hệ với điện áp. Phá hoại sự cân bằng công suất phản kháng sẽ dẫn đến sự thay đổi điện áp trong mạng điện. Nếu công suất phản kháng phát ra lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ thì điện áp trong mạng điện sẽ tăng, ngược lại nếu thiếu công suất phản kháng điện áp trong mạng sẽ giảm. Vì vậy để đảm bảo chất lượng của điện áp ở các hộ tiêu thụ trong mạng điện và trong hệ thống, cần tiến hành cân bằng sơ bộ công suất phản kháng.

Ta có mối quan hệ của công suất tác dụng phản kháng: Qi =Pi*tgφi

Từ các số liệu của tải và của nguồn tính ở trên ta có các công suất phản kháng của nguồn và của các phụ tải như sau: Nguồn Tải 1 Tải 2 Tải 3 Tải 4 Tải 5 Tải 6 Tổng

ΣP (MW) 126.23 18 23 19 25 29 21 135

Cosφ 0.9 0.79 0.82 0.85 0.87 0.87 0.9ΣQ (MVAr) 61.13 13.97 16.05 11.78 14.17 16.44 10.17 82.57

ΣS (MVA) 140.25 22.78 28.05 22.35 28.74 33.33 23.33 158.25

Cân bằng công suất phản kháng nhằm giữ điện áp bình thường trong hệ thống. Cân bằng công suất phản kháng được biểu diễn bằng biểu thức sau : ƩQF + QbùƩ = mƩQptmax + ƩΔQB + ƩQL - ƩQC + ƩQtd + ƩQdt

Trong đó:ƩQF : tổng công suất phát ra của các máy phát điện .Trong thiết kế môn học

chỉ thiết kế từ thanh cái cao áp của trạm biến áp tăng của nhà máy nên chỉ cần cân bằng từ thanh cái cao áp.

Vậy ƩQF = ƩPF * tgφF = 126.23 * 0.48 = 61.13 MVArmƩQptmax : tổng phụ tải phản kháng của mạng điện có xét đến hệ số đồng

thời.ƩΔQB : tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp có thể ước

lượng với ƩΔQB = (8 ÷ 12%)ƩSpt (trong đó )

Ta chọn : ƩΔQB = 10%ƩSpt =10%*158.25 = 15.83 MVAr



ƩΔQL : tổng tổn thất công suất kháng trên các đoạn đường dây của mạng điện. Với mạng điện 110 kV trong tính toán sơ bộ có thể xem tổn thất công suất phản

kháng trên cảm kháng đường dây bằng công suất phản kháng do điện dung đường dây cao áp sinh ra.

ƩQtd : tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện trong hệ thốngvới ƩQtd = ƩPt d *tgφtd

ƩQdt : công suất phản kháng dự trữ của hệ thốngvới ƩQdt = (5÷10%).ƩQpt

Trong thiết kế môn học, chỉ cân bằng từ thanh cái cao áp của nhà máy điện có thể không cần tính Qtd và Qdt .Từ công thức trên có thể suy ra lượng công suất kháng cần bù QbùƩ. Nếu QbùƩ dương có nghĩa hệ thống cần cài đặt thêm thiết bị bù để cân bằng công suất kháng .

Trong phần này ta chỉ xét cung cấp công suất bù cho các phụ tải ở xa nguồn và có hệ số cosφ thấp hay phụ tải có công suất tiêu thụ lớn. Và ta có thể tạm cho một lượng Qbù i ở các phụ tải này sao cho tổng Qbù i bằng QbùƩ .Sau đó ta tính lại công suất biểu kiến và hệ số công suất cosφ mới theo công thức:

và

Từ biểu thức và các số liệu bảng trên ta có QbùƩ:Qbù∑ = mƩQpt + ƩΔQB – QF = 0.85*82.57 + 15.83 – 61.13 =24.88 (MVAr)

Chọn QbùƩ = 25 MVArSau khi bù sơ bộ công suất kháng ta có bảng số liệu phụ tải:

STT Ppt Qpt Qb Qpt-Qb S’

1 18 13.97 0.79 6 7.97 19.57 0.92

2 23 16.05 0.82 6 10.05 25.27 0.91

3 19 11.78 0.85 4 7.78 20.65 0.92

4 25 14.17 0.87 4 10.17 27.17 0.92

5 29 16.44 0.87 3 13.44 31.87 0.91

6 21 10.17 0.90 2 8.17 22.58 0.93

ƩQbi=25

Số liệu này sẽ được dùng trong phần so sánh phương án chọn dây chọn công suất máy biến áp. Nếu sau này khi tính chính xác lại sự phân bố thiết bị bù mà một phụ tải không được bù nhưng lại được bù sơ bộ thì ta phải kiểm tra lại tiết diện dây và công suất máy biến áp đã chọn .



CHƯƠNG 2 DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT

2.1. LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP TẢI ĐIỆN:Điện áp vận hành của cả mạng điện ảnh hưởng chủ yếu đến các chỉ tiêu kinh tế

kỹ thuật cũng như các đặc trưng kỹ thuật của mạng điện.Điện áp định mức của cả mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố: công suất của

phụ tải, khoảng cách giữa các phụ tải và các nguồn cung cấp điện, vị trí tương đối giữa các phụ tải với nhau, sơ đồ mạng điện.

Điện áp định mức của mạng điện được chọn đồng thời với sơ đồ cung cấp điện. Điện áp định mức sơ bộ của mạng điện có thể xác định theo giá trị của công suất trên mỗi đoạn đường dây trong mạng điện.

Vì chưa có sơ đồ nối dây cụ thể, sơ bộ về một số đường dây hình tia nối từ nguồn đến phụ tải ở xa hoặc có công suất tiêu thụ lớn cấp điện áp phụ thuộc vào công suất và khoảng cách truyền tải. Dựa vào công thức Still để tìm điện áp tải điện U (kV):

Trong đó : P : công suất truyền tải (KW).L : khoảng cách truyền tải (km).

Tải 1 2 3 4 5 6P(MW) 18 23 19 25 29 21L(Km) 60 56.57 67.08 53.85 72.80 58.31U(Kv) 62.38 69.96 65.07 72.47 81.31 67.12

Theo các cấp điện áp của Việt Nam thì chỉ có cấp 110 KV là cao gần nhất so với 81.31 kV nên ta sẽ chọn cấp điện áp 110 kV để truyền tải cho hệ thống này.2.2. CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN:

Sơ đồ nối dây của mạng điện phụ thuộc nhiều yếu tố: số lượng phụ tải, vị trí phụ tải, mức độ liên tục cung cấp điện, công tác vạch tuyến, sự phát triển của phụ tải và khả năng vận hành của mạng điện.

Trong phạm vi đồ án môn học có thể chia ra làm nhiều vùng để cung cấp điện cho các nút phụ tải. Đối với phụ tải có nhu cầu cung cấp điện liên tục cần đưa ra phương án đường dây lộ kép hay phương án mạch vòng kín.

Theo yêu cầu cung cấp điện ta chia ra làm 2 loại phụ tải: Phụ tải loại 1: gồm tải 2, tải 5 yêu cầu cung cấp điện liên tục. Phụ tải loại 2: gồm tải 1, tải 3, tải 4 và tải 6 yêu cầu cung cấp điện không

liên tục.Theo yêu cầu của đồ án, vị trí của các phụ tải, loại phụ tải, ta chia phụ tải thành

2 khu vực để giảm thiểu các phương án tính toán cũng như thời gian thực hiện thiết kế.



Vùng 1 gồm có các phụ tải: tải 1, tải 2, tải 3. Vùng 2 gồm có các phụ tải: tải 4, tải 5, tải 6.

2.2.1.Vùng 1: Tải 2 yêu cầu cung cấp điện liên tục.Ta có các phương án đi dây như sau:

2.2.2. Vùng 2: Tải 5 yêu cầu cung cấp điện liên tục.Ta có các phương án đi dây như sau:

Ta có các phương án nối điện như sau:



* Chọn phương án tối ưu: Ta tính ∑Pi.Li của từng phương án sau đó so sánh các phương án với nhau, chọn 02 phương án tối ưu dựa vào ∑Pi.Li nhỏ nhất và đảm bảo yêu cầu của đề bài:

Phương án 1: Vùng 1 là mạch liên thông, và vùng 2 là mạch vòng. Phương án 2: Vùng 1 là mạch hình tia, và vùng 2 là mạch liên thông.

Phương án 1Đường dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 4-5



Công suất P(MW) 18.00 23.00 19.00 29.14 24.86 21.00 4.14Chiều dài L(Km) 60.00 56.57 67.08 53.85 72.80 58.31 58.31P*L 1080.00 1301.11 1274.52 1569.19 1809.81 1224.51 241.40Ʃ P*L 8500.54

Phương án 2Đường dây N-1 N-2 N-3 5-4 N-5 N-6Công suất P(MW) 18.00 23.00 19.00 25.00 54.00 21.00Chiều dài L(Km) 60.00 56.57 67.08 58.31 72.80 58.31P*L 1080.00 1301.11 1274.52 1457.75 3931.20 1224.51Ʃ P*L 10269.09

Phương án 3Đường dây N-1 N-2 N-3 6-4 N-5 N-6Công suất P(MW) 18.00 23.00 19.00 25.00 29.00 46.00Chiều dài L(Km) 60.00 56.57 67.08 72.80 72.80 58.31P*L 1080.00 1301.11 1274.52 1820.00 2111.20 2682.26Ʃ P*L 10269.09

Phương án 4

Đường dây 2-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 4-5Công suất P(MW) 18.00 41.00 19.00 29.14 24.86 21.00 4.14Chiều dài L(Km) 44.72 56.57 67.08 53.85 72.80 58.31 58.31P*L 804.96 2319.37 1274.52 1569.19 1809.81 1224.51 241.40Ʃ P*L 9243.76

Phương án 5Đường dây 2-1 N-2 N-3 5-4 N-5 N-6Công suất P(MW) 18.00 41.00 19.00 25.00 54.00 21.00Chiều dài L(Km) 44.72 56.57 67.08 58.31 72.80 58.31P*L 804.96 2319.37 1274.52 1457.75 3931.20 1224.51Ʃ P*L 11012.31

Phương án 6Đường dây 2-1 N-2 N-3 6-4 N-5 N-6Công suất P(MW) 18.00 41.00 19.00 25.00 29.00 46.00



Chiều dài L(Km) 44.72 56.57 67.08 72.80 72.80 58.31P*L 804.96 2319.37 1274.52 1820.00 2111.20 2682.26Ʃ P*L 11012.31

Phương án 7Đường dây 3-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 4-5Công suất P(MW) 18.00 23.00 37.00 29.14 24.86 21.00 4.14Chiều dài L(Km) 67.08 56.57 67.08 53.85 72.80 58.31 58.31P*L 1207.44 1301.11 2481.96 1569.19 1809.81 1224.51 241.40Ʃ P*L 9594.02



Bảng tổng hợp so sánh các phương ánSTT Phương án Ʃ P*L Phương án chọn

1 phương án 1 8500.54 2 Phương án 4 9243.76 Chọn làm phương án 13 Phương án 7 9594.02 4 Phương án 2 10269.09 Chọn làm phương án 25 phương án 3 10269.09 6 Phương án 5 11012.31 7 Phương án 6 11012.31 8 Phương án 8 11603.97 9 Phương án 9 11603.97

Qua bảng số liệu so sánh của 9 phương án, ta thấy như sau:+ Phương án số 1: có M nhỏ nhất nhưng không thỏa yêu cầu đề bài

=> không chọn.+ Phương án số 4: có M nhỏ thứ nhì và thỏa yêu cầu đề bài

=> chọn làm phương án 1.



+ Phương án số 2: có M nhỏ thứ 4 và thỏa yêu cầu đề bài => chọn làm phương án 2.

Vậy ta chọn 2 phương án số 4 và phương án số 3 để tính.

2.3. TÍNH TOÁN CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN, TRỤ, SỨ CHO PHƯƠNG ÁN 1:

2.3. 1. LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY MẠCH VÒNG N - 4 – 5 - N:

Công suất tải trên đoạn dây N-4:

Công suất tải trên đoạn dây N-5:



Công suất tải trên đoạn dây 4-5:

Dòng điện phụ tải chạy trên đoạn dây N-4:

Dòng điện phụ tải chạy trên đoạn dây N-5:

Dòng điện phụ tải chạy trên đoạn dây 4-5:

Với Tmax = 6000 giờ, dây nhôm lõi thép nên ta có jkt = 1.0 (A/mm2)

chọn dây AC-185

chọn dây AC-150

chọn dây AC-70

Kiểm tra sự cố: Bảng dòng điện cho phép của dây dẫn:

Đoạn Dây dẫn Dòng điện cho phép (A)

N-4 AC-185 0.81*515 = 417.15N-5 AC-150 0.81*445 = 360.454-5 AC-70 0.81*275 = 222.75

Khi một đoạn đường dây trong mạch vòng bị đứt thì các đoạn còn lại sẽ phải chịu dòng điện tải tăng lên gọi là dòng điện cưỡng bức.

Ta xét trường hợp nặng nề nhất là đứt đoạn N-4.Dòng cưỡng bức trên đoạn N-5:



Dòng cưỡng bức trên đoạn 4-5:

2.3. 2. LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY MẠCH ĐƠN N-3, N-6, 2-1: Dòng điện chạy trên dây dẫn của đoạn N-3:

Dòng điện chạy trên dây dẫn của đoạn N-6:

Dòng điện chạy trên dây dẫn của đoạn 2-1:


chọn dây AC-120

chọn dây AC-150

chọn dây AC-120

Bảng dòng điện cho phép của dây dẫn:


N-3 AC-120 0.81*360 = 291.60N-6 AC-150 0.81*445=360.4502-1 AC-120 0.81*360 = 291.60

Lựa chọn trụ: Trong phương án này, đoạn N-3, N-4, N-5, N-6, 4-5, 2-1 chúng ta đi dây lộ

đơn nên chọn trụ Bêtông cốt thép có mã hiệu DT20 trang 154 sách thiết kế đồ án thiết kế mạng điện của thầy Hồ Văn Hiến như hình vẽ bên dưới:

ĐĐS c CD-104

CDX-111

SVTH: Phan Văn Lợi- Lớp: 10DI2L Trang 12 200,00

23,0

0

33,0

0

20,00

1

28

1

5


CD-125 a b ĐĐ2,6

TRỤ BÊTÔNG CỐT THÉP ĐT-20

Các khoảng cách:


26,00

26,00


Đoạn N-4 sử dụng dây AC-185 có 28 sợi nhôm và 7 sợi thép, đường kính ngoài là d=19 mm r = 9.5 mm.

Điện trở dây dẫn ở 200c là :ro=0.17 ( /km)

Cảm kháng của đường dây:

Dung dẫn của đường dây :

Đoạn N-5, N-6 sử dụng dây AC-150 có 28 sợi nhôm và 7 sợi thép, có đường kính ngoài d =17 mm r = 8.5 mm.

Điện trở ở 200c là : ro = 0.21( /km)



Đoạn N-3, 2-1 sử dụng dây AC-120 có 28 sợi nhôm và 7 sợi thép, có đường kính ngoài là d =15.2 mm r = 7.6 mm.




Đoạn 4-5 sử dụng dây AC-70 có 6 sợi nhôm và 1 sợi thép, có đường kính ngoài là: d =11.4 mm r = 5.7 mm.

Điện trở ở 200c là: ro=0.46( /km)

Cảm kháng của đường dây :



Dung dẫn của đường dây:

2.3. 4. LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY MẠCH KÉP ĐOẠN N-2:

Dòng điện chạy trên mỗi dây dẫn:

Vì Tmax = 6000 giờ, chọn dây nhôm lỏi thép theo phương pháp mật độ dòng điện kinh tế, nên có jkt = 1,0 (A/mm2)

chọn dây AC-150

Kiểm tra sự cố:Bảng dòng điện cho phép của dây dẫn:


N-2 AC-150 0.81*445 = 360.45

Khi một đường dây trong mạch kép bị đứt, thì đường dây còn lại sẽ phải chịu dòng điện tải tăng lên gọi là dòng điện cưỡng bức.

Dòng cưỡng bức trên N-2:

Lựa chọn trụ: Trong phương án này chúng ta đi dây lộ kép nên chọn trụ thép có mã hiệu

ĐV-28 trang 159 sách thiết kế đồ án thiết kế mạng điện của thầy Hồ Văn Hiến như hình vẽ bên dưới:



TRỤ THÉP ĐV-28

Các khoảng cách:Dab = Db’c’ = 6 (m)Dbc = Da’b’ = 4 (m)Daa’ = Dcc’ = = 11.27 (m)Dac = Da’c’ = 10 (m)Dbb’ = Dac’ = Dca’= 5.2 (m)Dab’= Dbc’ = = 7.94 (m)

Dba’= Dcb’ = = 6.56 (m)Các khoảng cách trung bình học:

DAB= = = 5.946 (m)

DBC = = = 5.946 (m)

DCA= = = 7.211(m)

Khoảng cách trung bình học giữa các pha của đường dây lộ kép có hoán vị:Dm = = = 6.341 (m)



Đoạn N-2 sử dụng dây AC-150 có 28 sợi nhôm và 7 sợi thép, có đường kính ngoài là d =17 mm r = 8.5 mm, điện trở dây dẫn ở 200c là 0.21 ( /km).

Điện trở tương đương của đường dây: r0 = 0.21/2 = 0.105 ( /km)

Bán kính tự thân của mỗi dây dẫn:= 0.768*r= 0.768*8.5 = 6.528 (mm)

DsA = = = 0.271 (m)

DsB = = = 0.184 (m)

DsC = DsA= 0.271 (m)Ds = = = 0.116(m)


Dung dẫn của đường dây: = = 0.309 (m)

= = = 0.210 (m)

= = 0.309 ( m)

D’s = = = 0.271 (m)

Vậy

Số liệu đường dây

Đường dây

Số lộ

Mã hiệu dây

ChiềuDài

(km)

r0

/kmx0

/kmb010-6

/ .kmR= r0.l X=x0.l

Y=b0.l10-6

.1/



N-2 2 AC-150 56.57 0.1050.251

45.536 5.94 14.22 313.16

2-1 1 AC-120 44.72 0.27 0.42 2.72 12.07 18.78 121.64

N-3 1 AC-120 67.08 0.27 0.42 2.72 18.11 28.17 182.46

4-5 1 AC-70 58.31 0.46 0.435 2.61 26.82 25.36 152.19

N-4 1 AC-185 53.85 0.17 0.403 2.82 9.15 21.7 151.86

N-5 1 AC-150 72.80 0.21 0.41 2.77 15.29 29.85 201.66

N-6 1 AC-150 58.31 0.21 0.41 2.77 12.24 23.91 161.52

2.3. 5. TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ ĐIỆN ÁP: Vùng 1: Xét đường dây liên thông N-2-1:

Trường hợp vận hành bình thường:

Công suất phản kháng do đường dây 2-1 sinh ra là:

Công suất ở cuối tổng trở của đoạn 2 là đường dây 2-1:

Tổn thất điện áp trên đoạn 2-1 là:

Phần trăm sụt áp trên đoạn 2-1:

Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn 2-1 là:

Tổn thất công suất phản kháng trên đường dây 2-1 là:



Công suất ở đầu tổng trở của đường dây 2-1 là:

Công suất ở đầu đường dây 2-1 là:

Công suất phản kháng do đường dây N-2 sinh ra là:

Công suất ở cuối tổng trở của đoạn 1 là đường dây N-2:

Tổn thất điện áp trên đoạn N-2:

Phần trăm sụt áp trên đoạn N-2:

Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-2 là:


Công suất ở đầu tổng trở của đường dây N-2 là:

Công suất đầu đường dây N-2:

Sụt áp trên toàn đường dây là:

Trường hợp sự cố:



Khi đứt một dây trên đoạn N-2, khi đó các thông số đường dây được tính như đường dây đơn, ta có các khoảng cách như sau:

Dab = Db’c’ = 6 (m)Dbc = Da’b’ = 4 (m)Dac = Da’c’ = 10 (m)

Vậy ta có khoảng cách trung bình giữa các pha là:

Đoạn N-2 sử dụng dây AC-150 có 28 sợi nhôm và 7 sợi thép, có đường kính ngoài d =17 mm r = 8.5 mm.

Điện trở ở 200c là : ro = 0,21( /km)



Đường dây

Số lộ

Mã hiệu dây

ChiềuDài

(km)

r0

/kmx0

/kmb010-6

/ .kmr0.l

X=x0.lY=b0.l

10-6

.1/

N-2 1AC-150

56,57 0,21 0,42 2,64 11,87 23,75 149,34

Công suất phản kháng đường dây N-2 sinh ra:











Xét đường dây N-3:


Công suất ở cuối tổng trở của đường dây N-3:

Tổn thất điện áp trên đoạn N-3 là:





Tổn thất công suất phản kháng trên đường dây N-3 là:


Công suất ở đầu đường dây N-3 là:

Tổng hợp các thông số của vùng 1

sttĐường

dâySố lộ

Mã hiệu dây

ΔP (MW) ΔU% ΔUSC%ƩΔP

(MW)1 2-1 1 AC-120 0.5 3.85

13.63 2.422 N-2 2 AC-150 1.21 5.263 N-3 1 AC-120 0.71 5.33

Vùng 2:Xét đường dây N-6:











Xét mạch vòng N-4-5-N:




Ta có :



+ Trường hợp sự cố: Khi đứt một dây trên mạch vòng N-4-5-N thì dây còn lại phải tải toàn bộ dòng phụ tải, khi đó ta có dòng cưỡng bức phải nhỏ hơn so với dòng cho phép : Ta xét trường hợp nặng nhất là đứt dây trên đoạn N-4 Đứt tại đoạn N-4 khi đó: SN-5=S4+S5=54+j30.61 (MVA)


sttĐường

dâySố lộ

Mã hiệu dây

ΔP (MW) ΔU%ΔUSC

%ƩΔP

(MW)1 N-4 1 AC–185 0.80 4.79

22.88 2.3492 N-5 1 AC–150 0.97 6.153 4-5 1 AC–70 0.049 1.364 N-6 1 AC–150 0.53 3.94

Tổng hợp các thông số của phương án 1

sttĐường

dâySố lộ

Mã hiệu dây

ΔP (MW) ΔU%ΔUSC

%ƩΔP

(MW)1 2-1 1 AC-120 0.5 3.85

4.769

2 N-2 2 AC-150 1.21 5.26 13.633 N-3 1 AC-120 0.71 5.334 N-4 1 AC–185 0.80 4.79

22.885 N-5 1 AC–150 0.97 6.156 4-5 1 AC–70 0.049 1.367 N-6 1 AC–150 0.53 3.94



2.3. 5. CHỌN SỐ BÁT SỨ:Đường dây cao áp trên không dùng chuỗi sứ treo ở các trụ trung gian và chuỗi

sứ căng tại các trụ dừng giữa, trụ néo góc và trụ cuối. Số bát sứ tùy theo cấp điện áp và dựa theo bảng sau:

Uđm (kV)Số bát sứ của

chuỗi sứ66 5110 8132 10166 12230 16

Điện áp phân bố trên các chuỗi sứ không đều do có điện dung phân bố giữa các bát sứ và điện dung giữa các bát sứ với kết cấu xà, trụ điện. Điện áp phân bố lớn nhất trên bát sứ gần dây dẫn nhất (bát sứ số 1).

Chuỗi sứ đường dây 110 kV, gồm 8 bát sứ. Điện áp trên chuỗi sứ thứ nhất có treo với dây dẫn bằng khoảng 21%. Điện áp E giữa dây và đất (E = Uđm/ ) hay e1/ E = 0.21

Hiệu suất chuỗi sứ:

Trong thiết kế này ta chọn loại bát sứ ΠΦ-6A (có điện áp thử nghiệm ở tần số 50Hz là 32 kV), vì vậy chuỗi 8 bát sứ sẽ chịu được điện áp (điện áp đỉnh):

Trong khi đó điện áp dây của mạng điện là: (điện áp đỉnh)

Khi so sánh hai điện áp đỉnh ta thấy số bát sứ chọn đã thỏa mãn yêu cầu cách điện của lưới điện 110 kV.

Tổn hao vầng quang:Vầng quang điện xảy ra khi điện trường quanh bề mặt dây dẫn vượt quá sức bền

về điện của không khí khoảng 21kV/cm. Ở điện trường này, không khí bị ion hóa mạnh và độ bền về điện của nó ở vùng quanh dây dẫn xem như triệt tiêu, vùng không khí đó coi như dẫn điện, điều này làm cho dây dẫn trở nên có điện trở lớn. Điều này làm cho tổn hao đường dây bị tăng lên.



Vầng quang điện xuất hiện thành các vầng sáng xanh quanh dây dẫn, nhất là ở chỗ bề mặt dây dẫn bị xù xì và đồng thời có tiếng ồn và tạo ra khí ozone, nếu không khí ẩm thì phát sinh ait nitơ. Chính ozone và axit nitơ ăn mòn kim loại và vật liệu cách điện.

Điện áp tới hạn phát sinh vầng quang:

Với:m0: hệ số dạng của bề mặt dây, với dây dẫn tròn m0 = 1

δ: thừa số mật độ không khí, với

Trong đó:b: áp suất không khí, với b = 76 cmHgt: nhiệt độ bách phân,với t = 400C

D: khoảng cách trung bình giữa các pha (cm)r: bán kính dây dẫn (cm)

Điện áp pha của lưới điện là

Mã hiệudây

Bán kính r (mm)

Khoảng cách trung bình giữa các pha

D (m)

Điện áp tới hạn U0 (kV)

AC-70 5,7 4,62 76,7AC-120 7,6 4,62 97,87

AC-150(mạch kép) 8,5 6,341 112,96AC-150 8,5 4,62 107,55AC-185 9,5 4,62 118,08

U0 min = 76,7

Vậy ta có điện áp hiệu dụng Ufa < U0 min nên không xảy ra tổn hao vầng quang điện đối với lưới điện.



2.4. TÍNH TOÁN CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN, TRỤ, SỨ CHO PHƯƠNG ÁN 2:

2.4.1. LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY MẠCH KÉP ĐOẠN N-2 và N-5:Dòng điện chạy trên mỗi dây dẫn đoạn mạch N-2:

Dòng điện chạy trên mỗi dây dẫn đoạn mạch N-5:

Vì Tmax = 6000 giờ, chọn dây nhôm lỏi thép theo phương pháp mật độ dòng điện kinh tế, nên có jkt = 1,0 (A/mm2)

chọn dây AC-70

chọn dây AC-185

*Kiểm tra sự cố:Bảng dòng điện cho phép của dây dẫn :


N-2 AC-70 0,81.275 = 222.75N-5 AC-185 0,81.771 = 624.51

Khi một đoạn đường dây trong mạch kép bị đứt thì các đoạn còn lại sẽ phải chịu dòng điện tải tăng lên gọi là dòng điện cưỡng bức .

Dòng cưỡng bức trên đoạn N-2 :



Dòng cưỡng bức trên đoạn N-5 :

Đoạn N-2, N-5 chúng ta đi dây lộ kép nên chọn trụ kim loại 110kV- 2 mạch ĐV-28 trang 159 sách thiết kế đồ án thiết kế mạng điện của thầy Hồ Văn Hiến như hình vẽ bên dưới :

TRỤ THÉP ĐV-28

Các khoảng cách :

Dab = Db’c’ = 6 (m)Dbc = Da’b’ = 4 (m)Daa’ = Dcc’ = = 11,271 (m)

Dac = Da’c’ = 10 (m)Dbb’ = Dac’ = Dca’= 5,2 (m)Dab’= Dbc’ = = 7,94 (m)



Dba’= Dcb’ = = 6,56 (m)

Các khoảng cách trung bình học :DAB= = = 5,946 (m)

DBC = = = 5,946 (m)

DCA= = = 7,211(m)

Khoảng cách trung bình học giữa các pha của đường dây lộ kép có hoán vị :Dm = = = 6,341 (m)

Đoạn N-2 sử dụng dây AC-70 có 6 sợi nhôm và 1 sợi thép, đường kính ngoài d = 11,4 mm r = 5,7 mm, điện trở khi 200C là 0,46( /km).

Điện trở tương đương của đường dây : r0 = 0.46/2 = 0.23( /km)

Bán kính tự thân của mỗi dây dẫn :

DsA = = = 0,222 (m)

DsB = = = 0,151 (m)

DsC = DsA= 0,222 (m)Ds = = = 0,195 (m)


Dung dẫn của đường dây :D’sA = = = 0,253 (m)

D’sB = = = 0,172 (m)

D’sC = D’sA= 0,253 (m)D’s = = = 0,222(m)

Đoạn N-5 sử dụng dây AC-185 có 28 sợi nhôm và 7 sợi thép, đường kính ngoài d = 19 mm r = 9,5 mm, điện trở khi 200C là 0,17( /km).

Điện trở tương đương của đường dây : r0 = 0,17/2 = 0,085( /km)

Bán kính tự thân của mỗi dây dẫn := 0,768.r= 0,768.9,5 = 7,296 (mm)

DsA = = = 0,2868 (m)

DsB = = = 0,1948 (m)

DsC = DsA= 0,2868 (m)



Ds = = =0,2521 (m)


Dung dẫn của đường dây :D’sA = = = 0,327 (m)

D’sB = = = 0,222 (m)

D’sC = D’sA= 0,327 (m)D’s = = = 0,287(m)

Số liệu đường dây của mạch kép:

Đường dây

Số lộ

Mã hiệu dây

ChiềuDài

(km)

r0

/kmx0

/kmb010-6

/ .kmR= r0.l X=x0.l

Y=b0.l10-6

.1/N-2 2 AC-70 56,57 0,230 0,219 5,21 13,01 12,39 294,72N-5 2 AC-185 72,80 0,085 0,203 5,64 6,190 14,78 410,60

2.4. 2. LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY MẠCH ĐƠN N-1, N-3, N-6, 5-4: Dòng điện chạy trên dây dẫn của đoạn N-1:



Dòng điện chạy trên dây dẫn của đoạn 5-4:


chọn dây AC-120

chọn dây AC-120



chọn dây AC-150

chọn dây AC-150

Lựa chọn trụ: Trong phương án này, đoạn N-1, N-3, 6-4, N-6 chúng ta đi dây lộ đơn nên

chọn trụ Bêtông cốt thép có mã hiệu DT20 trang 154 sách thiết kế đồ án thiết kế mạng điện của thầy Hồ Văn Hiến như hình vẽ bên dưới:



ĐĐS c CD-104

CDX-111

C D-125 a b ĐĐ2,6

TRỤ BÊTÔNG CỐT THÉP ĐT-20


200,00

1

5 2

3,0

0

33,0

0

26,00

26,00

20,00

1

28


Các khoảng cách:

Đoạn N-1, N-3 sử dụng dây AC-120 có 28 sợi nhôm và 7 sợi thép, có đường

kính ngoài là d =15.2 mm r = 7.6 mm.Điện trở ở 200c là :

ro = 0.27 ( /km)Cảm kháng của đường dây:


Đoạn N-6, 5-4 sử dụng dây AC-150 có 28 sợi nhôm và 7 sợi thép, có đường kính ngoài d =17 mm r = 8.5 mm.




Số liệu đường dây phương án 2:

Đường dây

Số lộ

Mã hiệu dây

ChiềuDài

(km)

r0

/kmx0

/kmb010-6

/ .kmR= r0.l X=x0.l

Y=b0.l10-6.1/

N-1 1 AC-120 60 0,27 0,42 2,72 16,20 25,20 163,20N-2 2 AC-70 56,57 0,230 0,219 5,21 13,01 12,39 294,72N-3 1 AC-120 67,08 0,27 0,42 2,72 18,11 28,17 182,465-4 1 AC-150 58,31 0,21 0,41 2,77 12,24 23,91 161,52N-5 2 AC-185 72,80 0,085 0,203 5,64 6,190 14,78 410,60N-6 1 AC-150 58,31 0,21 0,41 2,77 12,24 23,91 161,52

2.4.3 TỔN THẤT CÔNG SUẤT TÁC DỤNG VÀ ĐỘ SỤT ÁP PHƯƠNG ÁN 2



Vùng 1:*Xét đoạn N-1 theo hình vẽ:











*Xét đoạn N-2 theo hình vẽ:

Trường hợp làm việc bình thường:Công suất phản kháng do đường dây N-2 sinh ra là:














Đoạn N-2 sử dụng dây AC-70 có 6 sợi nhôm và 1 sợi thép, có đường kính ngoài d =11,4 mm r = 5,7 mm.




Đường dây

Số lộ

Mã hiệu dây

ChiềuDài

(km)

r0

/kmx0

/kmb010-6

/ .kmR= r0.l X=x0.l

Y=b0.l10-6

.1/

N-2 1 AC-70 56.57 0,46 0,45 2,4926,0

225,4

6140,86

Công suất phản kháng đường dây N-2 sinh ra khi sự cố:

Công suất ở cuối tổng trở của đoạn 1 là đường dây N-2 khi sự cố:

Tổn thất điện áp trên đoạn N-2 khi sự cố:

Phần trăm sụt áp trên đoạn N-2 khi sự cố:

Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-2 khi sự cố:




Công suất ở đầu tổng trở của đường dây N-2 khi sự cố :

Công suất đầu đường dây N-2 khi sự cố :

*Xét đoạn N-3 theo hình vẽ:












sttĐường

dâySố lộ

Mã hiệu dây


(MW)1 N-1 1 AC-120 0,66 5,11

8,15 2,162 N-2 2 AC-70 0,79 3,933 N-3 1 AC-120 0,71 5,33

Vùng 2:Xét đoạn N-5-4 theo hình vẽ:


Công suất phản kháng do đường dây 5-4 sinh ra là:

Công suất ở cuối tổng trở của đoạn 2 là đường dây 5-4:

Tổn thất điện áp trên đoạn 5-4 là:

Phần trăm sụt áp trên đoạn 5-4:

Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn 5-4 là:




Công suất ở đầu tổng trở của đường dây 5-4 là:

Công suất ở đầu đường dây 5-4 là:















Vậy ta có khoảng cách trung bình giữa các pha là: Đoạn N-5 sử dụng dây AC-185 có 28 sợi nhôm và 7 sợi thép, đường kính

ngoài d = 19 mm r = 9,5 mm, điện trở khi 200C là 0,17( /km).




Thông số đường dây N-5 khi sự cố:

Đường dây

Số lộ

Mã hiệu dây

Chiềudài

(km)

r0

/kmx0

/kmb010-6

/ .kmR= r0.l X=x0.l Y=b0.l

10-6.1/

N-5 1 AC-185 72,8 0,17 0,42 2,69 12,38 30,58 195,83Công suất phản kháng đường dây N-5 sinh ra khi bị sự cố:

Công suất ở cuối tổng trở của đoạn 1 là đường dây N-5 khi bị sự cố:

Tổn thất điện áp trên đoạn N-5 khi bị sự cố là:

Phần trăm sụt áp trên đoạn N-5 khi bị sự cố là:

Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-5 khi bị sự cố là:



Tổn thất công suất phản kháng trên đường dây N-5 khi bị sự cố là:

Công suất ở đầu tổng trở của đường dây N-5 khi bị sự cố là:

Công suất đầu đường dây N-5 khi bị sự cố la:

Sụt áp trên toàn đường dây khi bị sự cố là:

Xét đường dây N-6 theo hình vẽ:











Tổng hợp các thông số của vùng 2:

sttĐường

dâySố lộ

Mã hiệu dây


(MW)1 5-4 1 AC–150 0,81 5,14

18,09 3,272 N-5 2 AC–185 1,93 6,193 N-6 1 AC–150 0,53 3,94

Tổng hợp các thông số của phương án 2:

sttĐường

dâySố lộ

Mã hiệu dây


(MW)1 N-1 1 AC-120 0,66 5,11

5,43

2 N-2 2 AC-70 0,79 3,93 8,153 N-3 1 AC-120 0,71 5,334 5-4 1 AC–150 0,81 5,145 N-5 2 AC–185 1,93 6,19 18,096 N-6 1 AC–150 0,53 3,94

2.4.4 CHỌN SỐ BÁT SỨ:Đường dây cao áp trên không dùng chuỗi sứ treo ở các trụ trung gian và chuỗi

sứ căng tại các trụ dừng giữa,trụ néo góc và trụ cuối.Số bát sứ tùy theo cấp điện áp và dựa theo bảng sau:

Uđm (kV)Số bát sứ của

chuỗi sứ66 5110 8132 10166 12230 16



Điện áp phân bố trên các chuỗi sứ không đều do có điện dung phân bố giữa các bát sứ và điện dung giữa các bát sứ với kết cấu xà, trụ điện. Điện áp phân bố lớn nhất trên bát sứ gần dây dẫn nhất (sứ số 1).

Chuỗi sứ đường dây 110 kV,gồm 8 bát sứ.Điện áp trên chuỗi sứ thứ nhất có treo với dây dẫn bằng khoảng 21%. Điện áp E giữa dây và đất( E = Uđm/ ) hay e1/ E = 0,21

Hiệu suất chuỗi sứ:

n là số bát sứ trong chuổi sứ.Trong thiết kế này ta chọn loại bát sứ ΠΦ-6A (có điện áp thử nghiệm ở tần số

50Hz là 32 kV),vì vậy chuỗi 8 bát sứ sẽ chịu được điện áp (điện áp đỉnh) :

Trong khi đó điện áp dây của mạng điện là :(kV) (điện áp đỉnh)

Khi so sánh hai điện áp đỉnh ta thấy số bát sứ chọn đã thỏa mãn yêu cầu cách điện của lưới điện 110 kV.2.4.5 TỔN HAO VÂNG QUANG:

Vầng quang điện xảy ra khi điện trường quanh bề mặt dây dẫn vượt quá sức bền về điện của không khí khoảng 21kV/cm.Ở điện trường này,không khí bị ion hóa mạnh và độ bền về điện của nó ở vùng quanh dây dẫn xem như triệt tiêu,vùng không khí đó coi như dẫn điện,điều này làm cho dây dẫn trở nên có điện trở lớn. Điều này làm cho tổn hao đường dây bị tăng lên.

Vầng quang điện xuất hiện thành các vầng sang xanh quanh dây dẫn,nhất là ở chổ bề mặt dây dẫn bị sù sì và đồng thời có tiếng ồn và tạo ra khí ozone,nếu không khí ẩm thì phát sinh ait nitơ.Chính ozone và axit nitơ ăn mòn kim loại và vật liệu cách điện.

Điện áp tới hạn phát sinh vầng quang:

m0: hệ số dạng của bề mặt dây,với dây dẫn tròn m0 = 1

δ : thừa số mật độ không khí, với

Trong đó: b : áp suất không khí,với b = 76 cmHgt : nhiệt độ bách phân,với t = 400C

D : khoảng cách trung bình giữa các pha (cm)r : bán kính dây dẫn(cm)



Điện áp pha của lưới điện là

Bảng điện áp tới hạn phát sinh vầng quang:

Mã hiệudây

bán kính

r (mm)

Khoảng cách trung bình giữa các pha

Dm (m)

Điện áp tới hạn U0 (kV)

AC-70 (mạch kép) 5,7 6,341 80,33AC-120 7,6 4,62 97,87AC-150 8,5 4,62 107,55

AC-185 (mạch kép) 9,5 6,341 124,13U0 min = 80,33

Vậy ta có điện áp hiệu dụng Ufa < U0 min nên không xảy ra tổn hao vầng quang điện đối với lưới điện.



CHƯƠNG 3TÍNH TOÁN KINH TẾ KỸ THUẬT

3.1. MỤC ĐÍCH: Chọn phương án tối ưu trên cơ sở so sánh về kinh tế kỹ thuật. Chỉ chọn những phương án thỏa mãn về kỹ thuật mới giữ lại để so sánh

về kinh tế. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán

hàng năm là ít nhất.3.2. TÍNH TOÁN PHÍ TỔN HÀNG NĂM:

Vì các phương án so sánh của mạng điện có cùng điện áp định mức, do đó để đơn giản ta không cần tính vốn đầu tư vào các trạm hạ áp.

Chỉ tiêu kinh tế được sử dụng để so sánh các phương án là các chi phí tính toán hàng năm, được xác định theo công thức:

Z =(avh+atc).K+c.ΔATrong đó:

K: vốn đầu tư mạng điện. avh: hệ số vận hành, khấu hao, sửa chữa mạng điện. Đối với đường dây đi

trên cột sắt avh = 7%, cột bê tông cốt thép avh = 4%.atc : hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ (chênh lệch giữa các phương án).Trong

đó atc = 1/Ttc với Ttc = 5÷8 năm là thời gian thu hồi vốn đầu tư phụ tiêu chuẩn tùy theo chính sách sử dụng vốn của nhà nước.Thường atc = 0.125÷0.2, ta chọn atc = 0.125.

c: giá tiền 1 kWh điện năng tổn thất là c = 0,05 ($/kWh) = 50($/MWh) ΔA: tổn thất điện năng ΔA = ΔP.τ

Với ΔP : tổng tổn thất công suất của phương án đã tính trong chương 2.τ: thời gian tổn thất công suất cực đại. Có thể tính gần đúng theo công thức:

τ = *8760 = *8760= 4591,8 (giờ/năm)

Coi công thức sửa dấu chấm phẩy

3.3. CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CHO PHƯƠNG ÁN :



Bảng chi phí đầu tư : PHƯƠNG ÁN 1:

Đường dây

Dây dẫnChiều dài

(km)Tiền đầu tư 1km đường dây (103$)

Tiền đầu tư toàn đường dây ($)

N-2 AC-150 56.57 35.7 2,019,5492-1 AC-120 44.72 16.7 746,824N-3 AC-120 67.08 16.7 1,120,2364-5 AC-70 58.31 15.4 897,974N-4 AC-185 53.85 18 969,300N-5 AC-150 72.80 17.3 1,259,440N-6 AC-150 58.31 17.3 1,008,763

Tổng đầu tư đường dây của phương án K=8,022,086

ΔAI = ΔP.τ = 4.769*4591.8 = 21,898.294 (MWh/năm)Chi phí tổn hao hàng năm cho phương án:

Z = (avh+atc)*K+c*ΔAI= (0.07+0.125)*8,022,086+ 50*21,898.294 = 2,659,221.470 ($)

Khối lượng kim loại màu của phương án

Đường dây

Số lộMã hiệu

dâyChiều dài

(km)Khối lượng (kg/km/pha)

Khối lượng 3 pha (tấn)

N-2 2 AC-150 56.57 617 227.7512-1 1 AC-120 44.72 492 66.007N-3 1 AC-120 67.08 492 99.0104-5 1 AC-70 58.31 275 48.106N-4 1 AC-185 53.85 771 124.555N-5 1 AC-150 72.80 671 146.546N-6 1 AC-150 58.31 671 117.378

Tổng khối lượng kim loại màu sử dụng 829.353

Bảng tổng hợp chỉ tiêu kinh tế của phương án 1:

Đơn vịVốn đầu tư $ 8,022,086

Tổn thất điện năng MWh 21,898.294ΔU% lớn nhất % 6.15

Kim loại màu sử dụng Tấn 829.353Phí tổn tính toán Z $ 2,659,221.470

PHƯƠNG ÁN 2:



Đường dây

Dây dẫnChiều dài

(km)Tiền đầu tư 1km đường dây (103$)

Tiền đầu tư toàn đường dây ($)

N-1 AC-120 60 16.7 1,002,000N-2 AC-70 56,57 32.1 1,815,897N-3 AC-120 67,08 16.7 1,120,2365-4 AC-150 58,31 17.3 1,008,763N-5 AC-185 72,80 37.3 2,715,440N-6 AC-150 58,31 17.3 1,008,763

Tổng đầu tư đường dây của phương án K=8,671,099

ΔAI = ΔP*τ = 5.43*4591.8 =24,933.474 (MWh/năm)Chi phí tổn hao hàng năm cho phương án:

Z = (avh+atc)*K+c*ΔAI= (0.07+0.125)* 8,671,099+50*24,933.474 = 2,937,538.005($)

Khối lượng kim loại màu của phương án 2:

Đường dây

Mã hiệu dây

Số lộChiều dài

(km)Khối lượng (kg/km/pha)

Khối lượng 3 pha (tấn)

N-1 AC-120 1 60 492 88.560N-2 AC-70 2 56,57 275 93.341N-3 AC-120 1 67,08 492 99.0105-4 AC-150 1 58,31 617 107.932N-5 AC-185 2 72,80 771 336.773N-6 AC-150 1 58,31 617 117.378

Tổng khối lượng kim loại màu sử dụng 842.993

Bảng tổng hợp chỉ tiêu kinh tế của phương án 2:

Đơn vịVốn đầu tư $ 8,671,099

Tổn thất điện năng MWh 24,933.474 ΔU% lớn nhất % 6.19

Kim loại màu sử dụng Tấn 842.993Phí tổn tính toán Z $ 2,937,538.005

3.4 SO SÁNH PHƯƠNG ÁN CÓ XÉT ĐẾN MỨC ĐỘ ĐẢM BẢO CUNG CẤP ĐIỆN:



3.4.1 PHƯƠNG ÁN 1:Bảng số liệu thống kê sự cố

Phần tửSuất sự cố trong

một năm λ (lần/năm)

Thời gian phục hồi sự cố (sữa chữa) rsc

(giờ/lần)

Thời giant u sửa thường kỳ

rts (giờ/năm)Máy biến áp

110kV0,01 90 25

Đường dây 110kV trên không (cho

100 km)

0,6 8 đến 10 20

Máy cắt 0,0012 15Dao cách ly 0,006 15

Các đường dây 1 mạch là 2-1, N-3, N-4, N-5 và N-6 ta có sơ đồ nguyên lý như sau:

Xác suất ngừng cung cấp điện do tu sửa (đại tu) đường dây:

Xác suất sự cố một đường dây:



Xác suất sự cố dao cách ly:

Xác suất sự cố máy cắt:

Xác suất sự cố máy biến áp:

Xác suất ngừng cung cấp điện các xuất tuyến như sau:

Đường dây kép N-2 có sơ đồ nguyên lý như sau:

Xác suất tu sửa mỗi mạch (tu sửa máy biến áp được tiến hành đồng thời với tu sửa đường dây):

Xác suất sự cố một đường dây riêng biệt (giả sử 10% số lần sự cố là sự cố cả hai đường dây):



Xác suất sự cố cả hai đường dây cùng lúc:

Sự kiện ngừng cung cấp điện trong phương án đường dây hai mạch xuất hiện trong các trường hợp sau:

- Sự cố cả hai đường dây cùng lúc.- Sự cố trong mạch thứ hai trong khi mạch thứ nhất đang sửa chữa hay

ngược lại.- Sự cố đồng thời hai máy biến áp.Vậy xác suất ngừng cung cấp điện của đường dây hai mạch:Trong đó k là hệ số biểu thị sự giảm xác suất đồng thời xuất hiện, giả thiết

k=0,3.

Vậy xác suất ngừng cung cấp điện của phương án 1 là:

3.4.1 PHƯƠNG ÁN 2:Xác suất ngừng cung cấp điện do tu sửa (đại tu) đường dây:

Xác suất sự cố một đường dây:

Xác suất ngừng cung cấp điện các xuất tuyến như sau:

Đối với đường dây mạch kép N-5 thì ta có:Xác suất tu sửa mỗi mạch (tu sửa máy biến áp được tiến hành đồng thời với

tu sửa đường dây):

Xác suất sự cố một đường dây riêng biệt (giả sử 10% số lần sự cố là sự cố cả hai đường dây):

Xác suất sự cố cả hai đường dây cùng lúc:



Vậy xác suất ngừng cung cấp điện của N-2 và N-5 là:

Vậy xác suất ngừng cung cấp điện của phương án 2 là:

Bảng tổng hợp chỉ tiêu kinh tế của 2 phương ánChỉ tiêu Đợn vị Phương án 1 Phương án 2

Vốn đầu tư $ 8,022,086 8,671,099Tổn thất điện năng MWh 21,898.294 24,933.474

ΔU% lớn nhất % 6.15 6.19 Kim loại màu sử dụng Tấn 829.353 842.993

Phí tổn tính toán Z $ 2,659,221.470 2,937,538.005Xác suất cung cấp điện 0,0112 0,008

So sánh bảng tổng hợp chỉ tiêu kinh tế của hai phương án ta thấy phương án 1 chỉ tiêu kinh tế nhỏ hơn nên ta chọn phương án 1.



CHƯƠNG 4SƠ ĐỒ NỐI DÂY CHI TIẾT CHO MẠNG

ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP

4.1. YÊU CÂU:Sơ đồ nối điện phải làm việc đảm bảo, tin cậy, đơn giản, vận hành linh họat,

kinh tế và an toàn cho người và thiết bị.Chọn sơ đồ nối dây cho mạng điện. Phía nhà máy điện chỉ bắt đầu từ thanh góp

cao áp của nhà máy.Chọn số lượng và công suất máy biến áp của trạm biến áp.Dùng phụ tải đã có bù sơ bộ công suất kháng.

4.2. CHỌN SỐ LƯỢNG VÀ CÔNG SUẤT CỦA MÁY BIẾN ÁP TRONG TRẠM GIẢM ÁP:

Kiểu máy biến áp:- Dùng máy biến áp 3 pha;- Máy biến áp có điều áp dưới tải hay điều áp thường tùy theo yêu cầu điều chỉnh điện áp,ngoài ra còn cho biết chế độ làm mát. Số lượng máy biến áp:- Phụ tải yêu cầu cung cấp điện liên tục ta chọn trạm có 2 máy biến áp;- Phụ tải không yêu cầu cung cấp điện liên tục chọn trạm có 1 máy biến áp.

4.3. CÔNG SUẤT MÁY BIẾN ÁP: Đối với trạm dùng một máy biến áp chọn sơ bộ công suất của máy biến

áp theo điều kiện: SđmB Sphụ tải max.Nếu có đồ thị phụ tải có thể chọn kỹ lưỡng theo điều kiện quá tải bình

thường cho phép. Đối với trạm dùng 2 máy biến áp nên chọn sơ bộ công suất máy biến áp

theo điều kiện: SđmB Ssc /1.4.Cho phép một máy biến áp quá tải 40% khi sự cố một máy biến áp với thời

gian không quá 5 giờ mỗi ngày và trong 5 ngày đêm liên tiếp.Với Ssc là công suất phải cung cấp khi sự cố một máy biến áp, nếu không

cắt bớt phụ tải thì Ssc = Sphụ tải max.4.4. CHỌN MÁY BIẾN ÁP:

Phụ tải 1:Yêu cầu cung cấp điện không liên tục nên chọn trạm có 1 máy biến áp.Công suất máy biến áp:

SđmB1 = 22.78 (MVA)

Vậy chọn SđmB1 = 25 (MVA) Thông số MBA :

KiểuSđm

(MVA)

Điện áp (kV) UN% i%

Tổn thất (kW)

Giá tiền($)

UC UH ∆P0 ∆PN

25000/110 25 110 22 10,5 0,23 17 105



Phụ tải 2:Yêu cầu cung cấp điện liên tục nên chọn trạm có 2 máy biến áp.Công suất máy biến áp:

SđmB2

Vì trong mạng truyền tải cấp điện áp 110 kV, MBA có công suất định mức nhỏ nhất là . Vì vậy chọn SđmB2 =25 (MVA)

Thông số MBA:

KiểuSđm

(MVA)


Tổn thất (kW)

Giá tiền($)

UC UH ∆P0 ∆PN

25000/110 25 110 22 10,5 0,23 17 105


SđmB3 = 22.35 (MVA)

Vậy chọn SđmB1 = 25 (MVA) Thông số MBA Thông số MBA:

KiểuSđm

(MVA)


Tổn thất (kW)

Giá tiền($)

UC UH ∆P0 ∆PN

25000/110 25 110 22 10,5 0,23 17 105


SđmB4 = 28.74 (MVA)

Vậy chọn SđmB4 =40 (MVA) Thông số MBA Thông số MBA:

KiểuSđm

(MVA)


Tổn thất (kW)

Giá tiền($)

UC UH P0 PN

40000/110 40 110 22 10,7 0,21 25 138

Phụ tải 5:



Yêu cầu cung cấp điện liên tục nên chọn trạm có 2 máy biến áp.Công suất máy biến áp:

SđmB5

Vì trong mạng truyền tải cấp điện áp 110 kV, MBA có công suất định mức nhỏ nhất là . Vì vậy chọn SđmB5 =25 (MVA)

Thông số MBA:

KiểuSđm

(MVA)


Tổn thất (kW)

Giá tiền($)

UC UH ∆P0 ∆PN

25000/110 25 110 22 10,5 0,23 17 105

Phụ tải 6:Không yêu cầu cung cấp điện liên tục nên chọn trạm có 1 máy biến áp.Công suất máy biến áp :

SđmB6 = 23.33 (MVA)

Vậy chọn SđmB6 = 25 (MVA) Thông số MBA :

KiểuSđm

(MVA)


Tổn thất (kW)

Giá tiền($)

UC UH ∆P0 ∆PN

25000/110 25 110 22 10,5 0,23 17 105

4.5. CÔNG THỨC TÍNH TOÁN VÀ THÔNG SỐ MBA:

Điện trở :

Tổng trở:

Điện kháng:

Tổn thất công suất kháng trong sắt của 1 máy:

Tổn thất công suất tác dụng trong lõi thép: ΔPFe = ΔP0 (kW)Trong đó ΔPN (kW); Uđm (kV); Sđm(kVA) Tổn hao đồng ΔPcu và ΔQcu khi MBA mang tải không định mức tỷ lệ với bình

phương công suất của phụ tải qua MBA, trong khi tổn thất công suất trong lõi sắt ΔPFe và ΔQFe coi như không đổi.

Trong đó:



RB trạm 2 MBA = RB một máy / 2XB trạm 2 MBA = XB một máy / 2ΔPFe trạm 2 MBA = ΔPFe một máy x 2ΔQFe trạm 2 MBA = ΔQFe một máy x 2

Bảng tổng trở và tổn thất của các trạm biến áp

Trạm BA

Số lượng

SđmB

(kVA)Uđm

(kV)∆PN

(kW)UN

%∆PFe

(kW)I0

%RB

(Ω)XB

(Ω)∆QFe

(kVAr)1 1 25.000 110 105 10,5 17 0,23 2,033 50,779 57,52 2 25.000 110 105 10,5 34 0,23 1,016 25,390 115,0

3 1 25.000 110 105 10,5 17 0,23 2,033 50,779 57,54 1 40.000 110 138 10,7 25 0,21 1,044 32,351 845 2 25.000 110 105 10,5 34 0,23 1,016 25,390 115,06 1 25.000 110 105 10,5 17 0,23 2,033 50,779 57,5



CHƯƠNG 5BÙ KINH TẾ TRONG MẠNG ĐIỆN

5.1. NỘI DUNG:Bù kinh tế là phương pháp giảm tổn thất công suất và giảm tổn thất điện năng,

nâng cao cosφ đường dây. Tụ điện hay máy bù dùng trong việc giảm tổn thất điện năng chỉ có lợi khi nào

khoảng tiền tiết kiệm được do hiệu quả giảm tổn thất điện năng, được bù vào vốn đầu tư thiết bị bù sau 1 khoảng thời gian tiêu chuẩn nhất định, và sau đó được lợi tiếp tục trong suốt thời gian tuổi thọ thiết bị bù.vấn đề đặt tụ ở đâu (nhất là trong mạng điện phức tạp), công suất bao nhiêu, đó là lời giải của bài toán kinh tế dựa trên tiêu chuẩn chi phí tính toán hằng năm là nhỏ nhất.

Đặt tụ bù ngang ở phụ tải có tác dụng nâng cao cosφ và giảm tổn thất điện năng, trong mạng điện tụ bù được dùng phổ biến hơn máy đồng bộ, chủ yếu là tụ bù tiêu thụ rất ít công suất tác dụng, khoảng 0.3÷0.5% công suất định mức và vận hành sửa chữa đơn giản, linh hoạt, giá lại rẻ, dễ bảo trì, tổn thất thấp đỡ tốn chi phí vận hành so với máy bù đồng bộ. 5.2. YÊU CÂU TÍNH TOÁN BÙ KINH TẾ:

Dùng công suất kháng của phụ tải trước khi bù sơ bộ lúc cân bằng sơ bộ công suất kháng.

Không xét đến tổn thát sắt trong MBA và công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra.

Không xét đến thành phần tổn thất công suất tác dụng. Chỉ xét sơ đồ điện trở đường dây và MBA.Đặt công suất Q bù tại phụ tải làm ẩn số và viết biểu thức của phí tổn tính toán

Z của mạng điện do việc đặt thiết bị bù kinh tế.

Lấy đạo hàm riêng và cho bằng không.

Giải hệ phương trình bậc nhất tuyến tính ẩn số Qbù Nếu giải ra được công suất Qbù i = 0 thì phụ tải thứ i không cần bù, bỏ bớt một

phương trình đạo hàm riêng thứ i và cho Qbù = 0 trong các phương trình còn lại và giải hệ phương trình n-1 ẩn số Qbù.

Chỉ nên bù đến cosφ = 0.95 vì cao hơn việc bù sẽ không hiệu quả kinh tế. 5.3. TÍNH TOÁN BÙ KINH TẾ:

Chi phí tính toán cho bởi: Z = Z1 + Z2 + Z3 Phí tổn hàng năm do đầu tư thiết bị bù Qb:

Z1 = ( avh + atc) k0 .Qb Với:

ko : giá tiền 1 đơn vị công suất thiết bị bù, với ko = 5 ($/kVRr)avh : hệ số vận hành của thiết bị bù, với avh = 0.1atc : hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ, với atc = 0.125



Phí tổn do tổn thất điện năng: Z2 = c.T.ΔP*.Qb

Với :c : giá tiền 1 MWh tổn thất điện năng, với c = 50 ($/MWh) ΔP* : tổn thất công suất tương đối của thiết bị bù,với tụ điện tĩnh lấy bằng

ΔP* =0.005T : thời gian vận hành tụ điện, nếu vận hành suốt 1 năm thì T= 8760 (h).

Chi phí do tổn thất điện năng, do thành phần công suất kháng tải trên đường dây và MBA sau khi đặt thiết bị bù.

Z3 = c.ΔP. τVới:

ΔP : tổn thất trên đường dây và MBA,

τ : thời gian tổn thất công suất cực đại,τ = 3410.9 (h)

5.3.1. Bù kinh tế cho vùng 1:Ta có sơ đồ nối dây của vùng 1 như hình vẽ:

Từ sơ đồ nối dây, ta có sơ đồ thay thế vùng 1 như sau:



Hàm chi phí tính toán được cho bởi : Z = Z1 + Z2 + Z3

Trong đó :

Tính đạo hàm riêng :

Giải hệ phương trình trên ta được :

Hệ số công suất tại các nút phụ tải sau khi bù :



Tại nút 1, ta chỉ bù đến cosφ=0,95, nên phải tính lại Qbù1 theo công thức:

Tại nút 3, ta chỉ bù đến cosφ=0,95, nên phải tính lại Qbù3 theo công thức:

Thay vào hệ phương trình ta tính được Qbù 2= 4,197 (MVAr) khi đó hệ số công suất là

5.3.2.Bù kinh tế cho vùng 2:Sơ đồ nối dây của vùng 2 như hình vẽ:

Từ sư đồ nối dây ta có sơ đồ thay thế vùng 2 như sau:

Phân bố công suất kháng trong mạch vòng N-4-5-N:



Hàm chi phí tính toán được cho bởi : Z = Z1 + Z2 + Z3

Trong đó :

Tính đạo hàm riêng :

Giải hệ phương trình trên ta được :



Như vậy tại nút 4 không cần bù, thay Qbù 4=0 vào phương trình, ta có :

Hệ số công suất tại các nút phụ tải sau khi bù :

5.4 KẾT QUẢ BÙ KINH TẾ:

Bảng kết quả bù kinh tế:

Phụ tảiP

(MW)Q

(MVAr)cosφ

Qbù

(MVAr)Q-Qbù

(MVAr)cosφ’

1 18 13,97 0,79 8,053 5,917 0,952 23 16,05 0,82 4,197 11,853 0,893 19 11,78 0,85 5,53 6,25 0,954 25 14,17 0,87 0 14,17 0,875 29 16,44 0,87 5,98 10,46 0,946 21 10,17 0,90 1,93 8,24 0,93Ʃ 135 82,58 25,69 56,89



CHƯƠNG 6TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN VÀ TÍNH

TOÁN PHÂN BỐ THIẾT BỊ BÙ CƯỠNG BỨC

6.1 MỤC ĐÍCH:Để đánh giá các chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật của mạng điện thiết kế, cần xác định

các thông số chế độ xác lập trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố khi phụ tải cực đại.

Chương này tính toán chính xác công suất phân bố trong mạng điện lúc phụ tải cực đại, cực tiểu và sự cố. Kết quả tính toán bao gồm điện áp và góc lệch pha tại các nút, tổn thất công suất tác dụng, tổn thất công suất phản kháng trên đường dây và máy biến áp, tổng tổn thất công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra, tổng công suất tác dụng và phản kháng của nguồn tính từ thanh góp cao áp của nhà máy điện. Đây là kết quả bài toán phân bố công suất ở chế độ xác lập trong mạng điện.

Trong tình trạng làm việc lúc phụ tải cực đại, phụ tải đã được bù cưỡng bức hay nếu không có bù cưỡng bức thì lấy phụ tải đã được bù kinh tế.

Tính toán cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện là nhằm mục đích nếu nguồn không đủ phát công suất phản kháng cần thiết thì phải bù cưỡng bức thêm sự thiếu hụt công suất kháng ở các phụ tải nhưng phải có sự phân bố một cách hợp lý các thiết bị bù.

Vì nguồn đủ cung cấp công suất tác dụng theo yêu cầu và nguồn phát theo hệ số công suất cosφF = 0,9 (qui định theo đề bài) nên công suất kháng do nguồn phát lên tại thanh cái cao áp là : QF = PF. tgφF

Nếu QF > Qyc∑ thì không cần phải bù cưỡng bức.Nguồn cung cấp công suất phản kháng QF = Qyc∑ và tính lại cosφF

Nếu QF < Qyc∑ thì mạng phải đặt thêm lượng bù cưỡng bức Qbù cb = Qyc∑ - QF

để cân bằng công suất kháng.

6.2 THÔNG SỐ ĐƯỜNG DÂY VÀ MÁY BIẾN ÁP:



TảiSđm

(MVA)

∆PFe

(kW)

RB

(Ω)XB

(Ω)

∆QFe

(kVAr)

Đường

dây

R(Ω)

X(Ω)

Y(10-6.1/Ω)

1 25 17 2,03 50,78 57,5 N-1 5,94 14,22 313,162 25 34 1,02 25,39 115,0 2-1 12,07 18,78 121,643 25 17 2,03 50,78 57,5 N-3 18,11 28,17 182,46

4 40 25 1,04 32,35 84,04-5 26,82 25,36 152,19N-4 9,15 21,70 151,86

5 25 34 1,02 25,39 115,0 N-5 15,29 29,85 201,666 25 17 2,03 50,78 57,5 N-6 12,24 23,91 161,52

6.3 TÍNH TOÁN CÂN BẰNG CÔNG SUẤT KHÁNG VÀ PHÂN BỐ CÔNG SUẤT LÚC PHỤ TẢI CỰC ĐẠI:

6.3.1 Cân bằng công suất kháng:

Tổng công suất yêu cầu phát lên tại thanh cái cao áp :Ta có: Pyc∑ +j Qyc∑ = SycƩ

Công suất tác dụng của nguồn phát lên :PF = Pyc∑ (MW)

Nguồn phát đủ cung cấp công suất tác dụng cho phụ tải và có khả năng điều chỉnh công suất kháng theo hệ số công suất cosφF = 0,9.

Công suất phản kháng do nguồn phát đưa lên thanh cái cao áp :cosφF = 0,9 tgφF = 0,48

Pyc=∑Pptmax+∆PFe+∆Pcu+∆Pd= 135+0,144+0,431+4,3067=139,8817 (MW) PF=Pyc=139,8817 (MW)

QF=PF. tgφF = 139,8817*0,48=67,1432 (MVAR)Qyc = ∑Qptmax-∑Qc-∑Qbùkt+(∆QFe+∆Qcu)+∆Qd

=82,57 – 15,54 – 25,69 +(0,4865+10,932)+8,0244=60,7829 (MVAr) Vậy QF =67,1432 > Qyc∑ =60,7829 nên ta không cần bù cưỡng bức công suất

kháng cho mạng điện.Khi đó nguồn chỉ cần cung cấp công suất kháng :

QF = Qyc∑ = 60,7829 (MVAR)

Vậy : cosφF = 0,92

6.3.2 Tính toán tình trạng làm việc của mạng điện lúc phụ tải cực đại:



Xét đoạn N-2-1:

Ta có: S1 = P1 + j(Q1- Qbù1) = 18 + j 5,917 (MVA)Tổn thất công suất trong MBA B1:

Công suất cuối đường dây đoạn 2-1:

Công suất ở đầu tổng trở đường dây đoạn 2-1:

Công suất ở đầu đoạn đường dây 2-1:

Ta có: S2 = P2 + j(Q2- Qbù2) = 23 + j11,853 (MVA)



Tổn thất công suất trong MBA B2:

Công suất cuối đường dây N-2:

Công suất ở đầu đường dây N-2-1:

*Tính điện áp tại nút 2 và 1:Điện áp lúc phụ tải cực đại là :

UNmax=1,1.Uđm=121(kV)Tổn thất điện áp trên đường dây N-2:

Điện áp ở cuối đường dây 2:

Công suất ở đầu tổng trở MBA B2:

Sụt áp qua MBA B2:

Điện áp ở phụ tải 2(quy về phía cao áp):

Tổn thất điện áp trên đoạn 2-1:



Điện áp ở cuối đường dây 2-1:

Công suất qua tổng trở của máy biến áp B1:

Tổn thất điện áp trên máy biến áp B1:

Điện áp phụ tải 1 (quy về phía cao áp):

Xét đoạn N-3 :

Ta có: S3 = P3 + j(Q3- Qbù3) = 19 + j6,25 (MVA)Tổn thất công suất trong MBA B3:

Công suất cuối đường dây:



Công suất ở đầu đường dây 3:

*Tính điện áp tại nút 3:Điện áp lúc phụ tải cực đại là :

UNmax=1,1.Uđm=121(kV) Công suất ở đầu tổng trở đường dây 3:

Tổn thất điện áp trên đường dây 3:





Xét mạch vòng N-4-5-N có hình vẽ ở dưới:



Ta có:

Công suất của phụ tải 4:S4 = P4 + j(Q4- Qbù4) = 25 + j14,17 (MVA)


Công suất ở đầu vào trạm biến áp B4

Công suất tính toán tại nút 4(phía cao áp)

Công suất của phụ tải 5: S5 = P5 + j(Q5- Qbù5) = 29+ j10,46 (MVA)


Công suất ở đầu vào trạm biến áp B5:


Phân bố công suất theo tổng trở:



(kiểm tra lại theo công thức: )

Tổn thất công suất trên đoạn 4-5:

Tổn thất công suất trên đoạn N-4:

Công suất đầu nguồn :




UNmax=1,1.Uđm=121(kV) Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-4:



Tổn thất điện áp trên đường dây N-4:

Điện áp ở cuối đường dây N-4:




*Tính điện áp tại nút 5: Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-5








*Xét đoạn N-6:

Ta có: S6 = P6 + j(Q6 - Qbù6) = 21 + j8,24 (MVA)Tổn thất công suất trong MBA B6:




UNmax=1,1.Uđm=121(kV) Công suất ở đầu tổng trở đường dây 6:








Bảng tổn thất công suất trong trạm biến áp lúc phụ tải cực đại:

TrạmBiến áp

ΔPFe

(MW)ΔQFe

(MVAr)ΔPB

(MW)ΔQB

(MVAr)ΔPd

(MW)

ΔQd

(MVAr)∑Qc

(MVAr)(2 đầu đz)

1 0,017 0,0575 0,06 1,51 0,37 0,58 1,482 0,034 0,115 0,06 1,4 1,01 2,41 3,783 0,017 0,0575 0,07 1,68 0,62 0,11 2,24 0,025 0,084 0,0712 2,1079 0,8 1,9 1,84

4-5 0,0346 0,0327 1,846 0,034 0,115 0,0798 1,9943 0,9321 1,8917 2,44Ʃ 0,017 0,0575 0,09 2,14 0,54 1,1 1,96

Bảng kết quả điện áp lúc phụ tải cực đại:

Phụ tảiĐiện áp phía cao

áp _ (kV)Điện áp phía hạ

áp _ (kV)độ lệch điện áp phía

thứ cấp _ (%)

1 109,90 24,18 9,902 113,50 24,97 13,503 113,23 24,91 13,234 111,30 24,49 11,305 111,69 24,57 11,696 111,82 24,60 11,82

6.3.3 Tính toán tình trạng làm việc của mạng điện lúc phụ tải cực tiểu:



*Xét đoạn N-2-1 :

Ta có: S1 = P1 + jQ1 = 3,6 + j 2,79 (MVA)Tổn thất công suất trong MBA B1:

Công suất cuối đường dây đoạn 2-1:

Công suất ở đầu tổng trở đường dây đoạn 2-1:

Công suất ở đầu đoạn đường dây 2-1:

Ta có: S2 = P2 + jQ2 = 6,9+ j4,82 (MVA)Tổn thất công suất trong MBA B2:





*Tính điện áp tại nút 2 và 1:Điện áp lúc phụ tải cực tiểu là :

UNmin=1,05.Uđm=115,5(kV)Tổn thất điện áp trên đường dây N-2:












Xét đoạn N-3 :

Ta có: S3 = P3 + jQ3= 5,7+j3,53 (MVA)Tổn thất công suất trong MBA B3:





*Tính điện áp tại nút 3:Điện áp lúc phụ tải cực tiểu là :

UNmin=1,05.Uđm=115,5(kV)Công suất ở đầu tổng trở đường dây 3:






*Tính tổn thất công suất vùng 2:


Ta có:



Công suất của phụ tải 4:S4 = P4 + jQ4 = 5 + j2,83 (MVA)




Công suất của phụ tải 5: S5 = P5 + jQ5 = 5,8 + j3,29 (MVA)














UNmin=1,05.Uđm=115,5(kV) Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-4:








*Tính điện áp tại nút 5: Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-5






*Xét đoạn N-6:



Ta có: S6 = P6 + jQ6 = 6,3 + j3,05 (MVA)Tổn thất công suất trong MBA B6:




UNmin=1,05.Uđm=115,5(kV) Công suất ở đầu tổng trở đường dây 6:







Điện áp ở phụ tải 6 (quy về phía cao áp):

Bảng tổn thất công suất trong trạm biến áp lúc phụ tải cực tiểu:

Trạm biến áp

ΔPFe

(MW)ΔQFe

(MVAr) ΔPB

(MW) ΔQB

(MVAr)ΔPd

(MW)ΔQd

(MVAr)

∑Qc

(MVAr)(2 mạch)

1 0,017 0,0575 0,0040 0,0900 0,0220 0,0340 1,482 0,034 0,1150 0,0095 0,1487 0,0698 0,1671 3,783 0,017 0,0575 0,0076 0,1886 0,0598 0,0930 2,204 0,025 0,0840 0,0300 0,0900 0,0277 0,0657 1,845 0,034 0,1150 0,0040 0,0930 0,0333 0,0650 2,44

4-5 0,0016 0,0016 1,846 0,017 0,0575 0,0082 0,2056 0,0460 0,0898 1,96Ʃ 0,144 0,4865 0,0633 0,8159 0,2142 0,4264 13,58

Bảng kết quả điện áp lúc phụ tải cực tiểu:

Phụ tảiĐiện áp phía cao

áp _ (kV)Điện áp phía hạ

áp _ (kV)độ lệch điện áp phía

thứ cấp _ (%)

1 112,10 24,64 12,012 113,08 24,88 13,083 112,16 24,68 12,164 114,13 25,11 14,135 113,72 25,02 13,726 112,76 24,81 12,76

6.3.4 Tính toán tình trạng làm việc của mạng điện lúc sự cố: Sự cố đường dây mạch kép N-2:






Đoạn N-2 sử dụng dây AC-150 có 28 sợi nhôm và 7 sợi thép, có đường kính ngoài d =17 mm r = 8.5 mm.




Đường dây

Số lộ

Mã hiệu dây

ChiềuDài

(km)

r0

/kmx0

/km

b0

10-6

/ .km

R= r0.l X=x0.lY=b0.l10-6.1/

N-2 1 AC-150 56,57 0,21 0,42 2,6411,8

723,75 149,34

Công suất phản kháng đường dây N-2 sinh ra:

Tổn thất công suất trên đoạn 2-1 không thay đổi.Công suất ở đầu đoạn đường dây 2-1:



Ta có: S2 = P2 + j(Q2- Qbù2) = 23 + j11,853 (MVA)Tổn thất công suất trong MBA B2:



*Tính điện áp tại nút 2 và 1 khi sự cố 1 đường dây của mạch kép N-2:Điện áp lúc sự cố là: UNsc = 1.1Uđm=1.1*110=121(kV)Tổn thất điện áp trên đường dây N-2:












6.5.2. Sự cố 1 máy biến áp của phụ tải 2

Khi sự cố 1 MBA thì tổng trở của MBA tăng lên gấp đôi, tổn thất sắt trong MBA giảm 1 nữa, còn đường dây vẫn như bình thường.

Trạm biến ápĐường

dâyR

( )X

( )Y

1/ .10-6Tải

Sđm

(MVA)RB

( )XB

( )ΔPFe

(MW)ΔQFe

(MVAr)

2 25 2,03 50,78 0,017 0,0575 N-2 5,94 14,22 313,16






*Tính điện áp tại nút 2 và 1 khi sự cố 1 MBA của phụ tải 2:Điện áp lúc sự cố là:

UNsc = 1.1Uđm=1.1*110=121(kV)Tổn thất điện áp trên đường dây N-2:










6.3. Sự cố đường dây mạch vòng N-4-5-N:6.3.1 Ta xét trường hợp đứt dây trên đoạn N-5:



Tổn thất công suất:

Bảng thông số đường dây và trạm biến áp :

Trạm biến ápĐường

dâyR

( )X

( )Y

1/ .10-6Tải

Sđm

(MVA)RB

( )XB

( )ΔPFe

(MW)ΔQFe

(MVAr)

4 40 1,044 32,35 0,025 0,084 N-4 9,15 21,7 151,865 25 1,02 25,39 0,034 0,115 N-5 15,29 29,85 201,66

4-5 26,82 25,36 152,19

Ta có: S4 = P4 + j(Q4- Qbù4) = 25 + j 14,17 (MVA) S5 = P5 + j(Q5- Qbù5) = 29 + j 10,46 (MVA)


Công suất cuối đường dây 5:

Tổn thất công suất trên đường dây 4-5:



Công suất ở đầu tổng trở đường dây 5:



Công suất cuối đường dây 4:



Tính tổn thất điện áp:Điện áp lúc sự cố là:

UNsc = 1.1Uđm=1.1*110=121(kV)Công suất ở đầu tổng trở đường dây 4:








Công suất ở đầu tổng trở đường dây 4-5:

Tổn thất điện áp trên đường dây 4-5:





6.3.2 Ta xét trường hợp đứt dây trên đoạn N-4: Tổn thất công suất:

Bảng thông số đường dây và trạm biến áp :

Trạm biến áp Đường R X Y



dây ( ) ( ) 1/ .10-6TảiSđm

(MVA)RB

( )XB

( )ΔPFe

(MW)ΔQFe

(MVAr)

4 40 1,044 32,35 0,025 0,084 N-4 9,15 21,7 151,865 25 1,02 25,39 0,034 0,115 N-5 15,29 29,85 201,66

4-5 26,82 25,36 152,19

Ta có: S4 = P4 + j(Q4- Qbù4) = 25 + j 14,17 (MVA)

S5 = P5 + j(Q5- Qbù5) = 29 + j 10,46 (MVA)Tổn thất công suất trong MBA B4:

Công suất cuối đường dây5- 4:

Tổn thất trên đường dây 5-4:




Công suất cuối đường dâyN-5:



Tổn thất công suất trên đường dây N-5:

Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-5:

Công suất ở đầu đường dây N-5:

Tính tổn thất điện áp:Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-5:






Công suất ở đầu tổng trở đường dây 5-4:

Tổn thất điện áp trên đường dây 5-4:







6.4. Sự cố 1 máy biến áp của phụ tải 5:Khi sự cố 1 MBA thì tổng trở của MBA tăng lên gấp đôi, tổn thất sắt trong

MBA giảm 1 nữa, ta có bảng thông số của phụ tải 5 khi sự cố 1 MBA như sau:

Trạm biến áp

TảiSđm

(MVA)

RB

( )XB

( )ΔPFe

(MW)ΔQFe

(MVAr)

5 25 2,03 50,78 0,017 0,058


Ta có:

Công suất của phụ tải 4:S4 = P4 + j(Q4- Qbù4) = 25 + j14,17 (MVA)






Công suất của phụ tải 5: S5 = P5 + j(Q5- Qbù5) = 29+ j10,46 (MVA)Tổn thất công suất trong MBA B5:












Tính điện áp tại nút 4 và 5:Điện áp lúc sự cố 1 MBA là :

UNsc = 1,1.Uđm=121(kV) Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-4:








Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-5






Bảng tổn thất công suất trong trạm biến áp lúc phụ tải cực đại bị sự cố vùng 1

Loại sự cố Phụ tảiΔPFe

(MW)ΔQFe

(MVAr)ΔPCU = ΔPB

(MW)ΔQCU = ΔQB

(MVAr)ΔPd

(MW)

ΔQd

(MVAr)

Sự cố đứt dây mạch kép N-2

2 0,034 0,1150 0,0600 1,40 2,049 4,10

Sự cố 1 MBA phụ

tải 22 0,017 0,0575 0,1123 2,81 1,034 2,48

Bảng tổn thất công suất trong trạm biến áp lúc phụ tải cực đại bị sự cố vùng 2

Loại sự Phụ ΔPFe ΔQFe ΔPCU = ΔQCU = ΔQB Đường ΔPd ΔQd



cố tải (MW)(MVAr)ΔPB

(MW)(MVAr) dây

(MW)MVAr

Đứt dây đoạn N-5

mạch vòng N-4-

5

4 0,025 0,084 0,07 2,21 N-4 2,82 6,69

5 0,034 0,115 0,08 1,99 4-5 1,92 1,82

Đứt dây đoạn N-4

mạch vòng N-4-

5

4 0,025 0,084 0,07 2,21 N-5 4,96 9,68

5 0,034 0,115 0,08 1,99 4-5 1,93 1,83

Sự cố 1 MBA phụ

tải 5

4 0,025 0,084 0,07 2,21 N-4 0,865 2,052

5 0,017 0,058 0,16 3,99 N-5 1,025 2,001

4-5 0,041 0,039

Bảng kết quả điện áp lúc phụ tải cực đại bị sự cố:

Loại sự cốPhụ tải

Điện áp phụ tải quy về

phía cao áp (kV)

Điện áp phía hạ áp

(kV)

độ lệch điện áp phía thứ

cấp (%)

Sự cố đứt dây mạch kép N-2

1 105,18 23,14 5,182 108,97 23,97 8,97

Sự cố 1 MBA phụ tải 21 109,53 24,10 9,532 109,53 24,10 9,53

Đứt dây đoạn N-5 mạch vòng N-4-5

4 104,88 23,07 4,885 95,90 21,10 -4,10

Đứt dây đoạn N-4 mạch vòng N-4-5

4 86,88 19,11 -13,125 100,64 22,14 0,64

Sự cố 1 MBA phụ tải 54 110,52 24,31 10,525 110,65 24,34 10,65

CHƯƠNG 7ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN

7.1. MỞ ĐÂU:



Nhiều biện pháp điều chỉnh điện áp được áp dụng nhằm đảm bảo chất lượng điện áp như thay đổi điện áp vận hành, đặt thiết bị bù, phân bố công suất hợp lý trong mạng điện, thay đổi đầu phân áp của máy biến áp thường và máy biến áp điều áp dưới tải …

Trong phạm vi đồ án này ngoài việc điều chỉnh điện áp thanh cái cao áp của nguồn sẽ tính toán chọn đầu phân áp tại các trạm giảm áp đảm bảo điện áp thanh cái hạ áp trong phạm vi độ lệch điện áp cho phép. Việc chọn máy biến áp có đầu phân áp điều chỉnh thường (phải cắt tải khi thay đổi đầu phân áp) hay máy biến áp có đầu phân áp điều áp dưới tải phụ thuộc vào việc tính toán chọn đầu phân áp ứng với các chế độ làm việc khác nhau của mạng điện và vào yêu cầu phải điều chỉnh.7.2. CHỌN ĐÂU PHÂN ÁP:

Đối với phần tính toán chọn đầu phân áp cho máy biến áp trong trường hợp này là để biết được nấc phân áp phù hợp nhất, để đưa máy biến áp vào vận hành nhằm đảm bảo điện áp trên thanh cái của các phụ tải nằm trong khoảng cho phép trong các trường hợp phụ tải cực đại, cực tiểu và sự cố. Trong thực tế hiện nay các máy biến áp có cấp điện áp 110 kV, dung lượng từ 16000 kVA trở lên, đều thiết kế bộ điều áp dưới tải.

Ta xét máy biến áp 115/23 kV có bộ điều áp dưới tải, gồm 19 đầu phân áp phía cao áp: 1 đầu định mức và 9 nấc tăng, 9 nấc giảm mỗi nấc thay đổi đổi 1.78 % điều này cho phép điều chỉnh điện áp trong phạm vi 16.02% quanh điện áp định mức. Điện áp không tải phía thứ cấp thường cao hơn định mức với UN% ≥ 7,5% thì Ukt hạ hay Ukt hạ =1,1Uđm hạ.

Tỷ số biến áp cho bởi:

Đầu phân áp %

Đầu phân ápUpa cao

( kV )+16.02 +9 133.400+14.24 +8 131.356+12.46 +7 129.311



+10.68 +6 127.267+8.90 +5 125.222+7.12 +4 123.178+5.34 +3 121.123+3.56 +2 119.089+1.78 +1 117.044

0 0 115- 1.78 -1 112.956- 3.56 -2 110.911- 5.34 -3 108.867- 7.12 -4 106.822- 8.90 -5 104.788- 10.68 -6 102.733- 12.46 -7 100.689- 14.24 -8 98.644-16.02 -9 96.600

Tỷ số biến áp:

U pa cao : điện áp ứng với đầu phân áp.U1 : điện áp phía cao áp máy biến áp khi đang mang tải.U’1 : điện áp hạ áp quy về cao áp.ΔUB : sụt áp qua máy biến áp.Ukt ha : điện áp không tải phía thứ cấp thường cao hơn định mức:

Ukt ha = 1.1* Uđm ha = 1.1*22 = 24.2 (kV) Điện áp định mức phía thứ cấp là 22 kV. Độ lệch điện áp cho phép là ±5% so với định mức vậy nên điện áp hạ áp yêu cầu là:

Uha yc = (0,95÷1,05)*22 = 20,9÷23.1 (kV)

Thông số tính toán tại các trạm biến áp:

Trạm biến ápTình trạng

làm việc

Điện áp phía hạ qui về cao áp

(KV)

Điện áp phía hạ

(KV)

Độ lệch điện áp phía thứ

cấp %



1Phụ tải max 109,90 24,18 9,9Phụ tải min 112,10 24,64 12,01

Sự cố 105,18 23,14 5,18


Sự cố 108,97 23,97 8,97



Sự cố 86,88 19,11 -13,12


Sự cố 95,9 21,10 -4,10


7.2.1. Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 1: Phụ tải cực đại:

Điện áp hạ áp quy về cao áp: = 109,9 (kV)

Đầu phân áp tính toán:

Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn +2= 119.089 (kV)Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:

Thỏa Uha yc

Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

Phụ tải cực tiểu:Điện áp hạ áp quy về cao áp:

= 112,1(kV)


Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn +1 =117,044 (kV)



Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:

Thỏa Uha yc


Ta chọn cho máy biến áp 1 đầu phân áp +2 với UPATC = 119,089 kV (là đầu phân áp trung bình của tải max và tải min) và kiểm tra lại. Phụ tải cực đại:

Thỏa Uha yc Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

Phụ tải cực tiểu:

Thỏa Uha yc


Vậy ta chọn máy biến áp cho phụ tải 1 là máy biến áp có bộ điều chỉnh điện áp dưới tải. Khi sự cố (với đầu phân áp +2 =119,089kV)

Độ lệch điện áp khi sự cố:

7.2.2 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 2: Phụ tải cực đại:


Đầu phân áp tính toán :

Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn +4 = 123,178 kV




Thỏa Uha yc



= 113,08 (kV)Đầu phân áp tính toán:

Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn +2 = 119,089 kVKiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:

Thỏa Uha yc


Ta chọn cho máy biến áp 2 đầu phân áp +3 với UPATC = 121.123 kV (là đầu phân áp trung bình của tải max và tải min) và kiểm tra lại.

Phụ tải cực đại:



Thỏa Uha yc


Vậy ta chọn máy biến áp cho phụ tải 2 là máy biến áp có bộ điều chỉnh điện áp dưới tải.



Khi sự cố (với đầu phân áp +3=121,123kV ):



Điện áp hạ áp quy về cao áp: = 113,23(kV)


Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn +4 = 123,178 kV Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:

Thỏa Uha yc




Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn +2 =119.089 (kV)Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:

Uha3 =

Thỏa Uha yc


Ta chọn cho máy biến 3 đầu phân áp +3 với UPATC = 121.123(kV) (là đầu phân áp trung bình của tải max và tải min) và kiểm tra lại.






Thỏa Uha yc

Độ lệch điện áp sau điều chỉnh :

Vậy ta chọn máy biến áp cho phụ tải 3 là máy biến áp có bộ điều chỉnh điện áp dưới tải. 7.2.4 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 4: Phụ tải cực đại:



Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn +4 = 123,178 (kV)Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:

Thỏa Uha yc







Thỏa Uha yc


Ta chọn cho máy biến 3 đầu phân áp +3 với UPATC = 121.123(kV) (là đầu phân áp trung bình của tải max và tải min) và kiểm tra lại. Phụ tải cực đại:


Thỏa Uha yc


Phụ tải cực tiểu:Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:

Thỏa Uha yc



Độ lệch điện áp khi sự cố (với đầu phân áp +3=121,123 kV ):


Vậy khi sự cố ta phải chỉnh lại đầu phân áp của máy biến áp, cụ thể như sau:Đầu phân áp tính toán:



Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn -8 = 98,644 (kV)Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:

Thỏa Uha yc






Thỏa Uha yc





Thỏa Uha yc




Ta chọn cho máy biến 5 đầu phân áp +3 với UPATC = 121.123 (kV) (là đầu phân áp trung bình của tải max và tải min) và kiểm tra lại.


Thỏa Uha yc



Thỏa Uha yc



Độ lệch điện áp khi sự cố (với đầu phân áp +3 ):


Vậy khi sự cố ta phải chỉnh lại đầu phân áp của máy biến áp, cụ thể như sau:Đầu phân áp tính toán:

Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn -4 = 106,822 (kV)Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:

Thỏa Uha yc



Điện áp hạ áp quy về cao áp:



= 111,82(kV)Đầu phân áp tính toán :


Thỏa Uha yc




Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn +2 = 119.089 (kV)Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:

Thỏa Uha yc


Ta chọn cho máy biến 6 đầu phân áp +3 với UPATC = 121,123 (kV) (là đầu phân áp trung bình của tải max và tải min) và kiểm tra lại.






Thỏa Uha yc


Vậy ta chọn máy biến áp cho phụ tải 6 là máy biến áp có bộ điều chỉnh điện áp dưới tải. 7.3. ĐÂU PHÂN ÁP CHO MÁY BIẾN ÁP TẠI CÁC TRẠM BIẾN ÁP:

Sau quá trình tính toán trong các tình trạng làm việc của phụ tải, thì tất cả các trạm biến áp đều sử dụng máy biến áp có bộ điều chỉnh điện áp dưới tải ( khi thay đổi đầu phân áp không cần cắt tải).

Bảng kết quả chọn đầu phân áp của máy biến áp

Trạm biến áp

Tình trạng làm việc của

phụ tải

Uha trước khi chọn đầu phân

áp(kV)

Đầu phân áp Uha sau khi chọn đầu phân áp

(kV)

Độ lệch điện áp

%

1Phụ tải max 109,90

+222,33 1,5

Phụ tải min 112,10 22,78 3,5Sự cố 105,18 21,37 -2,86

2

Phụ tải max 113,50+3

22,68 3,08Phụ tải min 113,08 22,59 2,7

Sự cố 108,97 21,77 -1,05


+322,62 2,83

Phụ tải min 112,16 22,41 1,86


+322,24 1,09

Phụ tải min 114,13 22,8 3,64Sự cố 86,88 - 8 21,31 -3,14

5

Phụ tải max 111,69+3

22,32 1,43Phụ tải min 113,72 22,72 3,28

Sự cố 95,9 - 4 21,73 -1,23


+322,34 1,55

Phụ tải min 112,76 22,53 2,4



CHƯƠNG 8TỔNG KẾT CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ

THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN

8.1. MỞ ĐÂU:Phần cuối của bản thiết kế là dự toán kinh phí công trình và các chỉ tiêu kinh

tế kỹ thuật.Việc lập dự toán công trình chỉ có thể tiến hành sau khi đã có bản thiết kế chi

tiết cụ thể từ đó lập ra các bản dự toán về các chi phí xây dựng trạm, đường dây. Dự toán công trình gồm các phần chủ yếu như xây dựng, lắp đặt máy, các hạng mục về xây dựng cơ bản.

Trong phần tổng kết này chủ yếu tính giá thành tải điện thông qua việc tính toán tổn thất điện năng và thống kê các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật.8.2 TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG:

8.2.1 Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện:Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện chia làm 2 phần:Tổn thất công suất trên đường dây PL = 4,3067 (MW) Tổn thất công suất trong máy biến áp Tổn thất trong đồng: Pcu = 0,431 (MW) Tổn thất trong sắt: PFe = 0,144 (MW) Tổn thất trong thiết bị bù:

Pbù = P*. Qbù = 0,005*25,69= 0,1285 (MW) Tổn thất công suất tổng:

P∑ = PFe + Pcu + Pbù + PL = 5,0102 (MW)

Tổng thất công suất tính theo % của toàn bộ phụ tải trong mạng:

8.2.2 Tổn thất điện áp hàng năm trong mạng điện:Tổn thất điện năng trong thép của máy biến áp (làm việc suốt năm):

AFe = PFe*T = 0,144*8760 = 1,261.44 (MWh)Tổn thất điện năng trên đường dây và trong cuộn dây của máy biến áp:

AR = (Pcu + PL )*t = (0,431 +4,3067)* 3410.9= 16,159.82 (MWh) Tổn thất điện năng trong thiết bị bù (tính gần đúng):

Abù = Tmax* Pbù = 6000*0,1285 = 771 (MWh) Tổng tổng thất điện năng hàng năm trong mạng điện:

A∑ = AFe + AR + Abù = 18,192.26 ( MWh)

Tổng điện năng cung cấp cho phụ tải:

A∑ = P∑ *Tmax = 135*6000 = 810,000 (MWh)

Tổng tổn thất điện năng tính theo %:



8.3 TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN:Tính phí tổn vận hành hằng năm của mạng điện:

Y = avh (L) *KL + avh(T)*KT + c* A Trong đó:

avh(L) : Hệ số vận hành của đường dây cột bê tông cốt thép, với avh(L) = 0.04avh(T) : Hệ số vận hành của trạm biến áp, với avh(T) = 0.14 c : Giá tiền 1MWh điện năng tổn thất, với c = 50 ($/MWh)KL : Tổng số vốn đầu tư xây dựng đường dây, với KL = 8,022,086$ KT : Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp, với giá tiền MBA là 8 $/kVA

Bảng tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp

VùngTrạm

biến ápĐiện áp

(kV)Công suất

(kVA)Số lượng Giá tiền

(103$)

11 110/22 25000 1 2002 110/22 25000 2 4003 110/22 25000 1 200

24 110/22 40000 1 3205 110/22 25000 2 4006 110/22 25000 1 200

Ʃ=1,720

Vậy: Y = 0.04*8,022,086 + 0.14*1,720*103 + 50*18,192.26 = 1,653,219.04 ($)

Giá thành tải điện của mạng điện cho 1 MWh điện năng đến phụ tải:

($/MWh)

Giá xây dựng mạng điện cho 1 MW công suất phụ tải cực đại: K∑ = KL + KT = (8,022.09+ 1,720)*103 = 9,742.09*103($)

($/MW)



8.4 LẬP BẢNG CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT:

stt Các chỉ tiêu Đơn vị Trị số Ghi chú

1Độ lệch điện áp lớn nhấtvà nhỏ nhất

%

Max = 3.08Tại thanh cái

phụ tải 2 cực đại

min = 1.86tại thanh cái

phụ tải 3 cực tiểu

2Độ lệch điện áp lớn nhấtvà nhỏ nhất lúc sự cố

%

max = 3.14

tại thanh cáiphụ tải 4

(sự cố đứt đường dây N-4)

min = -1.05

tại thanh cáiphụ tải 2

(sự cố đứt 1 mạch N-2)

3 Tổng chiều dài đường dây km 411.37

4 Tổng công suất trạm biến áp MVA 219

5 Tổng dung lượng bù MVAr 25.69

6 Vốn đầu tư đường dây $ 8,022,086

7 Vốn đầu tư trạm biến áp $ 1,720,000

8 Tổng phụ tải max, MW 135

9 Điện năng tải hàng năm, MWh 810,000

10 Tổng tổn thất công suất, MW 5.0102

11 Tổng tổn thất công suất, % % 3.71

12 Tổng tổn thất điện năng, MWh 18,192.26

13 Tổng tổn thất điện năng % % 2.246

14Giá thàng xây dựng mạng điện cho 1MW phụ tải, k

$/MW 72.16*103

15 Phí tổn kim loại màu Tấn 829.353

16 Giá thành tải điện, b $/MWh 2.04

17 Phí tổn vận hành hàng năm, Y $ 1,653,219.04



CHƯƠNG 9THIẾT KẾ ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI

9.1 MỞ ĐÂU- Đường dây phân phối là đường dây cấp trung áp điện áp từ 15kV hay 22kV.- Đường dây phân phối gồm phát tuyến chính được cung cấp từ phía hạ áp

của trạm biến áp phân phối 110/22 kV(lộ ra) và một số đường dây nhánh lấy điện từ phát tuyến chính.

- Phát tuyến chính hay đường dây nhánh cung cấp cho phụ tải tập trung hay phân bố đều ( hoặc tăng dần, giảm dần).

- Phụ tải được cung cấp qua máy biến áp phân phối hạ áp đặt trong trạm treo, trạm giàn, trạm nền hay phòng biến điện, điện áp máy biến áp 22/0,4kV.

- Yêu cầu của thiết kế đường dây phân phối là chọn dây thỏa mãn độ sụt áp cho phép.

- Đường dây phân phối được bảo vệ bằng máy cắt đầu nguồn, tự đóng lại, cầu chì tự rơi (FCO) và được phân đoạn bằng cầu dao phân đoạn để tiện cho sửa chữa, bảo trì.

- Mạng phân phối thường có cấu trúc hình tia hay mạch vòng kín bình thường vận hành hở nhằm đảm bảo liên tục cung cấp điện cho khách hang.

- Dây dẫn có thể là dây trên không hay cáp ngầm.9.2 TÍNH TOÁN THIẾT KẾ: Ta thiết kế mạng phân phối 22kV cho phương án 1, và chọn xuất tuyến 3 của vùng 1 để thiết kế. sơ đồ của phương án 1 như sau:

Sơ đồ mạng 22 kV của vùng 1 như hình sau:





9.3 CHỌN DÂY CHO MẠNG PHÂN PHỐI 22kV:9.3.1 Tính sụt áp và chọn dây cho phát tuyến chính:

Sụt áp trên phát tuyến là sụt áp cho phép phía 22kV: ΔUcp ≤ 5%

Công suất ở đầu phát tuyến là: SƩ = 22350 (kW)

Dòng điện tổng là:



Quy đổi tất cả về cuối đường dây ta có sơ đồ như sau:

Ta có : X0 = 0,35 (Ω/km) và ΔUcp ≤ 5% ta tính được như sau:

Như vậy ta chọn dây AC-240 có d=21,6mm, r=10,8mm, Icp =610A.Kiểm tra ta có: Icp=610(A) > IƩ = 586,54(A)

thỏa mản.Đối với đường dây trung thế 22kV, Dm = 1,37m

Cảm kháng đường dây phát tuyến chính là:

Hằng số sụt áp

Sụt áp thực tế

(thỏa điều kiện sụt áp)

Vậy ta chọn dây AC–240 làm dây pha cho phát tuyến chính và chọn dây AC-185 làm dây trung tính cho phát tuyến chính.

Sụt áp trên từng đoạn của phát tuyến:



Sụt áp trên đoạn 3-4:



Tổng sụt áp trên phát tuyến chính là:

9.3.2 Tính sụt áp và chọn dây cho các nhánh rẻ:

A. Dây dẫn nhánh rẽ 2-5 có phụ tải phân bố đều:



Dòng điện tổng:

Phụ tải tương đương về sụt áp tập trung về phía hạ áp :

Ta có: X0 = 0.35(Ω/km) và ΔUcp ≤ 3,88%.

Chọn dây AC-95 có =0,33 , d=13,5mm, r = 6,75mm, Icp=335A.

Kiểm tra ta có: Icp=335(A) > IƩ = 293,27(A). thỏa mản.

Đối với đường dây trung thế 22kV, Dm = 1,37m Cảm kháng của đường dây nhánh.

Hằng số sụt áp:

Sụt áp thực tế:

< ΔUcp = 3,88% thỏa mản



B. Dây dẫn nhánh rẽ 3-8 có phụ tải phân bố tập trung:


Phụ tải tương đương về sụt áp tập trung về phía hạ áp:

Ta có: X0 = 0.35(Ω/km) và ΔUcp ≤ 3,23%.

Chọn dây AC-50 có =0,65 , d = 9,6mm, r = 4,8mm, Icp = 178,2A.

Kiểm tra ta có: Icp=178,2(A) > IƩ = 146,63(A) thỏa mản. thỏa mản.

Đối với đường dây trung thế 22kV, Dm = 1,37m. Cảm kháng của đường dây nhánh.



< ΔUcp = 3,23% thỏa mản.



C. Dây dẫn nhánh rẽ 4-10 có phụ tải phân bố đều:


Phụ tải tương đương về sụt áp tập trung về phía hạ áp:

Ta có: X0 = 0.35(Ω/km) và ΔUcp ≤ 2,58%.

Chọn dây AC-50 có =0,65 , d = 9,6mm, r = 4,8mm, Icp = 178,2A.

Kiểm tra ta có: Icp=178,2(A) > IƩ = 146,63(A) thỏa mản.Đối với đường dây trung thế 22kV, Dm = 1,37m. Cảm kháng của đường dây nhánh.



9.3.3 Tính tổn thất công suất trên đường dây:



Nhánh rẽ 4-10:

Đoạn 9-10 phụ tải phân bố đều:

Đoạn 4-9 phụ tải phân bố tập trung:

Vậy tổn thất công suất trên nhánh rẽ 4-10:

Nhánh rẽ 3-8:




Vậy tổn thất công suất trên nhánh rẽ 3-8:

Nhánh rẽ 2-5 phụ tải phân bố đều:



Phát tuyến chính phụ tải phân bố tập trung:

Đoạn 3-4:

Đoạn 2-3:

Đoạn 1-2:

Vậy tổn thất công suất trên toàn xuất tuyến chính là:

9.3.4 Tính tổn thất điện áp trên đường dây: phát tuyến chính:

Ta có điện áp ở đầu phát tuyến chính là điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 3 khi phụ tải cực đại và máy biến áp tại trạm biến áp 3 đang vận hành ở nấc phân áp +3. Vậy nên ta có điện áp tại nút 1 là:

U1=22,62 (kV)




Điện áp tại nút 2 là:





Các nhánh rẽ:Nhánh rẽ 2-5:

Tổn thất điện áp trên nhánh rẽ 2-5 là:

Vậy điện áp ở cuối đường dây 2-5 là:

Nhánh rẽ 3-8:





Nhánh rẽ 4-10:



9.3.5 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm cuối đường dây:Ta chọn máy biến áp cho mạng hạ áp là loại máy biến áp 22/0,4 kV, là máy

biến áp có đầu phân áp điều chỉnh thường (phải cắt tải khi điều chỉnh đầu phân áp). Loại máy này có 4 đầu phân áp : 4x±2,5%.

Đầu phân áp %

Đầu phân ápUpa cao

( kV )+5 +2 24,15

+2,5 +1 23,5750 0 23

- 2,5 - 1 22,425- 5 - 2 21,85

Tỷ số biến áp:

U pa cao : điện áp ứng với đầu phân áp.U1 : điện áp phía cao áp máy biến áp khi đang mang tải.U’1 : điện áp hạ áp quy về cao áp.ΔUB : sụt áp qua máy biến áp.Ukt ha : điện áp không tải phía thứ cấp thường cao hơn định mức:

Ukt ha = 1.1* Uđm ha = 1.1*0,4 = 0,44 (kV) Điện áp định mức phía thứ cấp là 0,4 kV. Độ lệch điện áp cho phép là ±5% so với định mức vậy nên điện áp hạ áp yêu cầu là:

Uha yc = (0,95÷1,05)*0,4 = 0,38÷0,42 (kV)Nhánh rẽ 2-5:

Điện áp cuối nhánh rẽ 2-5 là: = 21,91 (kV)




Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn +1= 23,575 (kV)Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:


Nhánh rẽ 3-8: Điện áp cuối nhánh rẽ 3-8 là:




Nhánh rẽ 4-10:Điện áp cuối nhánh rẽ 4-10 là:




PHỤ LỤC



Chương 1: Phân tích phụ tải và cân băng công suất trong hệ thống điện.Chương 2: Dự kiến các phương án về mặt kỹ thuật.Chương 3: Tính toán kinh tế kỹ thuật.Chương 4: Sơ đồ nối dây chi tiết cho mạng điện và trạm biến áp.Chương 5: Bù kinh tế trong mạng điện.Chương 6: Tính toán phân bố công suất trong mạng điện và tính toán phân bố thiết bị bù cưỡng bức.Chương 7: Điều chỉnh điện áp trong mạng điện.Chương 8: Tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện.Chương 9: Thiết kế đường dây phân phối.

TÀI LIỆU THAM KHẢO



1. Hồ Văn Hiến, Lưới điện truyền tải, Nxb Đại học Quốc gia, Tp Hồ Chí Minh, năm 2005.

2. Hồ Văn Hiến, Hướng dẫn đồ án thiết kế mạng điện, Nxb Đại học Quốc gia, Tp Hồ Chí Minh, năm 2005.

3. Huỳnh Nhơn, Thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp, Nxb Đại học Quốc gia, Tp Hồ Chí Minh, năm 2005.

4. Trần Bách, Lưới điện và hệ thống điện, Nxb Khoa học và kỹ thuật, Tp Hà Nội, năm 2004.

5. Trần Quang Khánh, Vận hành hệ thống điện, Nxb Khoa học và kỹ thuật, Tp Hà Nội, năm 2006.


Documents

Do an Mau Thay Thang