Thiết kế lưới điện khu vực

Khoảng 150Km ). Đặc điểm của nhà máy thuỷ điện là: Tiết kiệm được nhiên liệu nguồn năng lượng chủ yếu là nước. Công tác quản lý vận hành không nhiều, lượng điện tự dùng tương đối thấp nhưng đảm bảo an toàn mở máy cao, khả năng tự động hoá cao, làm việc theo mùa, phụ tải trong năm không thay đổi, tuy nhiên vốn đầu tư xây dựng một nhà máy rất lớn, nhà máy thuỷ điện thường được mang phụ tải nhọn đầu. Đặc điểm của nhà máy nhiệt điện là: Tiêu tốn nhiên liệu và nhân công quản lý vận hành nhiều (Kể cả khai thác vận chuyển than), điện tự dùng nhiều hơn thuỷ điện, mức dảm bảo khi vận hành nhiều hơn, thời gian mở máy chậm và hiệu suất thấp hơn so với thuỷ điện. Từ việc phân tích nguồn cùng với khảo sát các phụ tải cung cấp ở đồ án này có tất cả 10 phụ tải đều loại I Với phụ tải trên các phụ tải 1,2,3,5 và 6 gần nhà máy thuỷ điện nên ta để nhà máy thuỷ điện phát công suất đến các phụ tải này. Còn lại các phụ tải 4,7,8,9 và 10 gần nhà máy nhiệt điện nên để nhà máy nhiệt điện phát công suất đến các phụ tải này, Ngoài ra trong việc thiết kế căn cứ vào loại phụ tải để đưa ra tuyến đường dây sao cho hợp lý, phù hợp đòi hỏi về kỹ thuật cũng như kinh tế cần thiết bởi ở đây đều là phụ tải loại I rất quan trọng, nếu ngừng cung cấp điện thì gây thiệt hại nhiều về nền kinh tế quốc dân, gây hư hỏng thiết bị và sản phẩm. Do đó trong công việc thiết kế căn cứ vào đây để ta đưa ra phương án sao cho đảm bảo các chỉ tiêu ban đầu. Bảng số liệu ban đầu Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Pmax(MW) 44 30 26 35 30 42 25 45 32 34 cos (j) 0,8 0,75 0,85 0,8 0,85 0,9 0,8 0,85 0,9 0,85 Đ/C điện áp T KT T KT KT T T KT T T Loại phụ tải I I I I I I I I I I U thứ cấp(KT) 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 T max = 5.000 h Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại. Hệ số đồng thời K = 1 Tỷ lệ xích : 1Cm = 15 Km Chương II Cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng Việc cân bằng công suất tác dụng, công suất phản kháng trong hệ thống điện là khả năng cung cấp và tiêu thụ điện trong hệ thống đã cân bằng công suất hay chưa. Sau đó định sơ bộ phương thức vận hành trong các trạng thái cực đại, cực tiểu và sự cố. I. Cân bằng công suất tác dụng. Sự cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống điện được thể hiện qua biểu thức sau: SPf = mSPpt +SD Pmđ +SPtd ++SPdt (1) Trong đó : SPPf : Là tổng công suất đặt của nhà máy SPpt : Là tổng công suất của các hộ tiêu thụ SD Pmđ : là tổng tổn thất công suất trên đường dây và máy biến áp. Ptd : Là tổng công suất tự dùng của nhà máy điện. SPdt : Là tổng công suất giữ trữ của hệ thống. m là hệ số đồng thời m = 1 SPPf = 2x120+3x100 = 540MW SPpt = 343MW SD Pmđ = (10á 18)% SPpt = 343MW x 10% = 34,3 MW SPdt = 10% (SPpt + SD Pmđ ) = 10% ( 343 + 34,3 ) = 37,7 MW Thay vào (1) ta có: 540 = 343 +34,3 +37,7 +SPdt ị SPdt = 125 MW Hệ thống không bị thiếu công suất phát khi bị sự cố một tổ máy. II. Cân bằng công suất phản kháng Cân bằng công suất phản kháng trong hệ thống là đảm bảo được điện áp ở mức bình thường. vì thiếu hụt công suất phản kháng sẽ làm ảnh hưởng đến chất lượng điện áp trong hệ thống điện. Việc cân bằng công suất phản kháng được biểu thị bằng biểu thức sau: SQf + SQb = mSQpt +SD QB + SD Ql +SQtd +SQdt (2) Trong đó : SQf : Là tổng công suất phản kháng phát ra bởi các máy phát SQf = SPf x tgjf = 540 x tg(arccos0,85) = 334,66 ( MVAR) mSQpt : Là phụ tải phản kháng cực đại của mạng, có xét đến hệ số đồng thời m ( ở đây m = 1) SQpt = SPpt x tgjpt = (44+35+25)0,75 + (26+30+45+34)0,62+30x 0,88+(42 32)0,48 = 223,62( MVAR) SD QB : là tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp của hệ thống. SD QB = (8á 12)% SSpt = (15á 20)SQpt Từ đó ta có SD Qb = 15% SQpt = 17% - 223,62 = 38,015 (MVAR) SD Ql : Là tổng tổn thất công suất phản kháng trên các đoạn đường dây với mạch điện 110KV ta có SD Qc = SD Ql SQtd : Là tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện trong hệ thống trị số SQtd được tính bởi công thức SQtd = SPtdx tgjtd với cosj = 0,7á 0,8 Lấy cosj = 0,7 ta có SQtd = 37,7 x1,02 = 38,485 (MVAR) SQdt : Là công suất phản kháng dữ trữ của hệ thống ( Lấy theo công suất lớn nhất của một tổ máy) SQdt = 120 x 0,62 = 74,4 (MVAR) Vậy theo (2) ta có: SQbu = mSQpt +SD QB + SQtd +SQtd - SQf = 223,62 + 38,015 + 38,485 + 74,4 - 334,66 = 39,86 (MVAR) Từ đó ta nhận thấy rằng SQb > 0. Nên ta phải tính toán sơ bộ theo nguyên tắc bù cho những hộ ở xa và có cosj thấp cụ thể cho các hộ sau: Hệ số 2, cosj = 0,75 đ bù cosj = 0,9 Hệ số 1,4,7 có cosj = 0,8 đ bù đến cosj = 0,9 Bảng 2-1 Phụ tải P(MW) Q(MVAR) cosj Qb Q'sb cosj' S'(MVA) 1 44 33 0,8 5,72 27,28 0,85 51,77 2 30 26,4 0,75 7,8 18,6 0,85 35,29 3 26 16,12 0,85 2,34 13,78 0,88 29,42 4 35 26,25 0,8 9,29 16,95 0,89 38,89 5 30 18,6 0,85 0 18,6 0,85 35,29 6 42 20,16 0,9 0 20,16 0,85 46,58 7 25 18,75 0,8 3,26 15,49 0,85 29,41 8 45 27,9 0,85 6,3 21,6 0,9 49,92 9 32 15,36 0,9 0 15,36 0,9 35,49 10 34 21,08 0,85 4,76 16,32 0,9 37,71 SQb = 39,4 (MVAR) III. Định sơ bộ chế độ vận hành cho các nhà máy điện. Căn cứ vào số liệu tính toán cân bằng sơ bộ, ta thấy rằng Pdt = 125 (MW) > Ptd = 120 (MW) Do đặc điểm của các nguồn cung cấp nên ở đây ta định phương thức vận hành cho các nhà máy điện như sau: A) Chế độ phụ tải cực đại: Để vận hành kinh tế cho hai nhà máy trong hệ thống điện giả thiết rằng ở đây nhà máy thuỷ điện có hồ chứa nước lớn đảm bảo cung cấp cho hai tổ máy hoạt động. + Lúc phụ tải cực đại công suất yêu cầu là: SPyc = SPpt +SD Ptd + + SPtd Ta có SPpt = 343 (MW) SD Ptd = 34,3 (MW) SPtd ằ 20 ( MW) ị SPyc = 343 + 34,3 + 20 = 397,3 ( MW) Vậy ta chọn phương thức vận hành 2 tổ thuỷ điện + 2 tổ nhiệt điện. Nhiệt điện cho phát 90% công suất 1 tổ máy PFNĐ = 2 x90% x 100 = 180( MW) Phần còn lại giao cho thuỷ điện phát PFTĐ = 397,3 - 180 = 217,3( MW) Vậy thuỷ điện phát 90,5% công suất mỗi tổ máy. Như vậy còn một tổ máy của nhà máy nhiệt điện để dự pgòng lạnh. B) Chế độ phụ tải min SPpt min = 50% Pptmax Vậy SPpt min = 50% x 397,3 = 198,7 (MW) Do đó vận hành của nhà máy như sau: + Nhà máy nhiệt điện cần phát một tổ máy PNĐmin = 90% x 100 = 90 ( MW) + Phần còn lại giao cho thuỷ điện phát 198,7 - 90 = 108,7 ( MW) và bằng 90,5% công suất của một tổ ( 120 MW) Tóm lại ở chế độ phụ tải min - Nhiệt điện chỉ cần vận hành một tổ máy và bằng 90% công suất - Thuỷ điện chỉ cần vận hành 1 tổ máy và bằng 90,5 công suất Chế độ sự cố Xét ở chế độ cực đại công suất yêu cầu Pyc = 397,3 (MW) + Hỏng một tổ máy thuỷ điện theo cực đại thì SPyc = 397,3 ( MW) - Tăng công suất của nhà máy thuỷ điện và nhiệt điện lên đến 100% 100 x 2 + 120 = 320 ( MW) . Vậy còn thiếu 77,3 (MW) - Khởi động tổ máy nhiệt điện dự phòng còn lại + Hỏng một tổ máy nhiệt điện - Tăng cường công suất nhà máy thuỷ điện và nhiệt điện lên đến 100% 2 x120 + 100 = 340 ( MW). vậy còn thiếu 57,3 ( MW) - Khởi động tổ máy nhiệt điện dự phòng còn lại. Ta có bảng tổng kết vận hành của 2 nhà máy ở hai chế độ MAX và MIN. Phụ tải nhà máy MAX MIN Pf(MW) Số tổ máy làm việc Pf ( MW) Số tổ máy làm việc Thuỷ điện 90,5%(2 x120) = 217,3(MW) 2 x 120 90,5%(1 x120) = 108,6(MW) 1 x 120 Nhiệt điện 90 %(2 x100) = 180(MW) 2 x 100 90%(1x100) = 90(MW) 1 x 100 Chương III Dự kiến các phương án nối dây và so sánh các phương án về mặt kĩ thuật I.Dự kiến các phương án. Dựa vào các phương tiến vận hành sơ bộ trong các chế độ phụ tải để lựa chọn các kết cấu sơ đồ mạng điện cho các phụ tải và đường dây liên lạc giữa các nhà máy với nhau,trên cơ sở đó ta đưa ra các phương án sao cho phù hợp,đảm bảo được yêu cầu cung cấp điện. Kết cấu đơn giản Tính linh hoạt cao Tính kinh tế và độ an toàn tin cậy Căn cứ vào các phụ tải hầu hết đều là phụ tải loại I Căn cứ vào đó ta đưa ra 5 phương án sau : Phương án I Phương án II Phương án III Phương án IV Phương án V II.So sánh các phương án đã đề ra về mặt kĩ thuật. Trong phần này ta tiến hành chọn cấp điện áp định mức cho mạng điện,chọn dây dẫnvà tính tổn thất điện áp ở chế độ vận hành bình thườngvà ở chế độ sự cố,sau đo so sánh các phương án với nhau để chọn phương án tối ưu . Việc lựa chọn cấp điện áp cho mạng điện phải phù hợp với lưới điện hiện tại và phù hợp với lưới điện quốc gia,đảm bảo tổn thất điện áp từ nguồn đến phụ tải và đáp ứng được nhu cầu phát triển phụ tải trong tương lai. -Chọn cấp điện áp theo công thức kinh nghiệm sau: Uđm = 4,34 Trong đó Li là chiều dài của đường dây thứ i. Pi là công suất truyền tải trên đường dây thứ i. Nếu kết quả U = 70á160 kV thì chọn Uđm = 110 kV Chọn dây dẫn Để đảm bảo độ bền cơ học và tránh tổn thất vầng quang ta chọn dây dẫn AC có tiết diện tối thiểu là 70 mm2 chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng điện kinh tế.(JKT)Sau khi chọn được dây dẫn,kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi có sự cố nặng nề xảy ra là khi đứt một mạch của đường dây kép làm cho lượng công suất truyền tải qua đường dây còn lại là lớn nhất . với TMAX = 5000h thì JKT = 1,1.A/mm2 F = (mm2) Trong đó Imax là dòng điện chạy trên dây dẫn phụ tải cực đại đối với đường dây kép Imax = Với Smax là công suất lớn nhất chạy trên đường dây Uđm là điện áp định mức của mạng Tính tổn thất điện áp phải thoả mãn DUmaxbt (%) Ê 10% DUmaxsc (%) Ê 20% Biểu thức tính tổn thất điện áp DU(%) = ở chế độ vận hành cực đại được coi là DUbt khi sự cố nguy hiểm nhất là khi lộ kép đứt dây (không xét đến sự cố xếp chồng )Với đường dây lộ kép khi bình thường: Rbt = ; Xbt = Khi sự cố đứt dây thì : Rsc = roL = 2Rbt ; Xsc = xoL = 2Xbt tức là DUsc (%) = 2DUbt(%) Đồ án này hầu hết là phụ tải loại I cho nên phải đi mạch kép và được bố trí theo hình tam giác vuông với Dtb=5m. Sau đây là tính cụ thể các phương án : I.Tính chỉ tiêu kĩ thuật về phương án 1 1-1 Đoạn đường dây TĐ-1. Chọn điện áp định mức theo công thức kinh nghiệm: U = 4,34=118,78(kV) Vậy chọn cấp điện mức là 110(kV) Chọn dây dẫn : Imax ===135,86(A) Ftd = == 135,5(mm2) Chọn dây dẫn AC - 120 có các thông số sau : Icp = 380(A) Ro = 0,27 (W/km) Xo = 0,423(W/km) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một dây Isc = 2.Imax = 2.135,86 = 271,72(A) < Icp Vậy đây dẫn AC - 120 đã chọn theo điều kiện phát nóng cho phép Vì đường dây lộ kép nên R = 1/2 Ro.L1 = 1/2 .0,27.45 = 6,075(W) X = 1/2 Xo.L1 = 1/2 .0,423.45 = 9,52(W) Tính tổn thất điện áp DUbt(%) = =.100 = 4,36% DUsc(%) = = 8,72 (%) 1-2 Đoạn đường dây TĐ-2. P2= PTĐ2+P2-5= 60 Q2= QTĐ2+Q2-5= 37,2 Smax= 70,5 Chọn điện áp định mức theo công thức kinh nghiệm: U = 4,34 = 137,48 (kV) Vậy chọn cấp điện mức là 110(kV) Chọn dây dẫn : Imax == = 185,25 (A) Ftd = = = 168 (mm2) Chọn dây dẫn AC - 150 có các thông số sau : Icp = 445 (A) Ro = 0,21 (W/km) Xo = 0,416(W/km) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một dây Isc = 2.Imax = 2.185,25 = 370,5 (A) < Icp Vậy đây dẫn AC - 150 đã chọn theo điều kiện phát nóng cho phép Vì đường dây lộ kép nên R = 1/2 Ro.L2 = 1/2 .0,21.43,5 = 4,57(W) X = 1/2 Xo.L2 = 1/2 .0,416.43,5 = 9,05(W) Tính tổn thất điện áp DUbt(%) = DUsc(%) =2. DUbt = 2.5,04 = 10,09 % 1-3 Đoạn đường dây TĐ2-5. Chọn điện áp định mức theo công thức kinh nghiệm: U = 4,43 Vậy chọn cấp điện mức là 110(kV) +Chọn dây dẫn : Imax = Ftd = = Chọn dây dẫn AC - 95 có các thông số sau : Icp = 330(A) Ro = 0,33 (W/km) Xo = 0,429(W/km) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một dây Isc = 2.Imax = 2.92,61 = 185(A) < Icp Vậy đây dẫn AC - 95 đã chọn theo điều kiện phát nóng cho phép Vì đường dây lộ kép nên R = 1/2 Ro.L56 = 1/2 .0,33.36 = 5,94(W) X = 1/2 Xo.L56 = 1/2 .0,429.36 = 7,72W) Tính tổn thất điện áp DUbt(%) = DUsc(%) =2.DUbt = 2.2,66 =5,34% 1-4 Đoạn đường dây TĐ3 PTĐ3 = PTĐLVMAX - (P1 + P2 + P5 ) - SDPmđ - Ptdùng PTĐ3 = 217,3 - (44 + 30 +30 ).110% - 10 = 92,9(MW) QTĐ3 = 217,3.0,62 - (27,28 + 18,6 + 18,6 ).117% - 10.1,02 = 49,084(MVAR) Chọn điện áp định mức theo công thức kinh nghiệm: U = 4,34 Vậy chọn cấp điện mức là 110(kV) Chọn dây dẫn : Imax = Ftd = Vậy chọn dây dẫn AC O - 240 có các thông số sau : Icp = 605(A) Ro = 0,132 (W/km) Xo = 0,39(W/km) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một dây Isc = 2.Imax = 2.275,71 = 551,42(A) < Icp Vậy đây dẫn AC O - 240 đã chọn theo điều kiện phát nóng cho phép Vì đường dây lộ kép nên R = 1/2 Ro.LTĐ3 = 1/2 .0,132.82,5 = 5,45 (W) X = 1/2 Xo.LTĐ3 = 1/2 .0,39.82,5 = 16,09 W) Tính tổn thất điện áp DUbt(%)= DUsc(%) = 2.DUbt = 2.9,69 = 19,69 1-5 Đoạn đường dây 3-4. Chọn điện áp định mức theo công thức kinh nghiệm: U = 4,43 Vậy chọn cấp điện mức là 110(kV) +Chọn dây dẫn : Imax = Ftd = = Chọn dây dẫn AC - 95 có các thông số sau : Icp = 330(A) Ro = 0,33 (W/km) Xo = 0,429(W/km) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một dây Isc = 2.Imax = 2.102 = 204(A) < Icp Vậy đây dẫn AC - 95 đã chọn theo điều kiện phát nóng cho phép Vì đường dây lộ kép nên R = 1/2 Ro.L56 = 1/2 .0,33.45 = 7,43(W) X = 1/2 Xo.L56 = 1/2 .0,429.45 = 9,65W) Tính tổn thất điện áp DUbt(%) = DUsc(%) =2.DUbt = 2.3,5 =7% 1-6 Đoạn đường dây NĐ3 PNĐ3 = PTĐ3-(P3+P3-4) = 46,7-(26+35) = 31,5(MW) QNĐ3 = QTĐ3-(Q3+Q3-4) = 25,49 -(13,78+16,95) = 18,334(MVAR) Chọn điện áp định mức theo công thức kinh nghiệm: U = 4,34 Vậy chọn cấp điện mức là 110(kV) Chọn dây dẫn : Imax = Ftd = Vì đường dây liên lạc giữa hai nhà máy nên ta chọn lớn hơn một cấp điện áp. Vậy chọn dây dẫn AC - 120 có các thông số sau : Icp = 380(A) Ro = 0,27 (W/km) Xo = 0,423(W/km Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một dây Isc = 2.Imax = 2.95,65 = 185(A) < Icp Vậy đây dẫn AC - 120 đã chọn theo điều kiện phát nóng cho phép Vì đường dây lộ kép nên R = 1/2 Ro.LNĐ3 = 1/2 .0,27.66 = 8,91 (W) X = 1/2 Xo.LNĐ3 = 1/2 .0,423.66 = 13,96 W) Tính tổn thất điện áp DUbt(%) = DUSC(%) =2. DUbt = 2.4,43 = 8,86% 1-7 Đoạn đường dây NĐ7 Chọn điện áp định mức theo công thức kinh nghiệm: PNĐ7= p7+P6 = 25+ 42 = 67 MVA QNĐ7= Q7+ Q6 = 15,49 + 20,16 = 35,65 MVAR U = 4,34 Vậy chọn cấp điện mức là 110(kV) Chọn dây dẫn : Imax = Ftd = Chọn dây dẫn AC - 185 có các thông số sau : Icp = 510(A) Ro = 0,17 (W/km) Xo = 0,402(W/km) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một dây Isc = 2.Imax = 2.199,15 = 398,7(A) < Icp Vậy đây dẫn AC - 185 đã chọn theo điều kiện phát nóng cho phép Vì đường dây lộ kép nên R = 1/2 Ro.L4 = 1/2 .0,17.36 = 3,06(W) X = 1/2 Xo.L4 = 1/2 .0,402.36 = 7,24W) Tính tổn thất điện áp DUbt(%) = DUsc(%) =2. DUbt =7,66% 1-8 Đoạn đường dây 7-6 Chọn điện áp định mức theo công thức kinh nghiệm: U = 4,34 Vậy chọn cấp điện mức là 110(kV) Chọn dây d = Ftd = Chọn dây dẫn AC - 120 có các thông số sau : Icp = 380(A) Ro = 0,27 (W/km) Xo = 0,423(W/km) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một dây Isc = 2.Imax = 2.122m24 = 244,48(A) < Icp Vậy đây dẫn AC - 120 đã chọn theo điều kiện phát nóng cho phép Vì đường dây lộ kép nên R = 1/2 Ro.L8 = 1/2 .0,27.42 = 5,67(W) X = 1/2 Xo.L8 = 1/2 .0,423.42 = 8,88W) Tính tổn thất điện áp DUbt(%) = DUsc(%) = 2. DUbt = 2.3,45 = 6,89% 1-9 Đoạn đường dây NĐ8 Chọn điện áp định mức theo công thức kinh nghiệm: U = 4,34 Vậy chọn cấp điện mức là 110(kV) Chọn dây d = Ftd = Chọn dây dẫn AC - 120 có các thông số sau : Icp = 380(A) Ro = 0,27 (W/km) Xo = 0,423(W/km) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một dây Isc = 2.Imax = 2.131 = 262(A) < Icp Vậy đây dẫn AC - 120 đã chọn theo điều kiện phát nóng cho phép Vì đường dây lộ kép nên R = 1/2 Ro.L8 = 1/2 .0,27.52,5 = 7,07(W) X = 1/2 Xo.L8 = 1/2 .0,423.52,5 = 11,1W) Tính tổn thất điện áp DUbt(%) = DUsc(%) = 2. DUbt = 2.4,62 = 9,24% 1-10 Đoạn đường dây NĐ9 Chọn điện áp định mức theo công thức kinh nghiệm: U = 4,34 Vậy chọn cấp điện mức là 110(kV) Chọn dây dẫn : Imax = Ftd = Chọn dây dẫn AC - 95 có các thông số sau : Icp =330(A) Ro = 0,33 (W/km) Xo = 0,429(W/km) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một dây Isc = 2.Imax = 2.93,13= 186,26(A) < Ic Vậy đây dẫn AC - 95 đã chọn theo điều kiện phát nóng cho phép Vì đường dây lộ kép nên R = 1/2 Ro.L10 = 1/2 .0,33.67,5 = 11,14(W) X = 1/2 Xo.L10 = 1/2 .0,429.67,5 = 14,48W) Tính tổn thất điện áp DUbt(%) = DUsc (%) = 2. DUbt = 9,56 % 1-11 Đoạn đường dây NĐ10 Chọn điện áp định mức theo công thức kinh nghiệm: U = 4,34=105,86(kV) Vậy chọn cấp điện mức là 110(kV) Chọn dây dẫn : Imax = Ftd = (A) Chọn dây dẫn AC - 95 có các thông số sau : Icp =330(A) Ro = 0,46 (W/km) Xo = 0,429(W/km) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một dây Isc = 2.Imax = 2.98,87= 197,9(A) < Ic Vậy đây dẫn AC - 95 đã chọn theo điều kiện phát nóng cho phép Vì đường dây lộ kép nên R = 1/2 Ro.L10 = 1/2 .0,33.51 = 8,42(W) X = 1/2 Xo.L10 = 1/2 .0,429.52,5 = 10,94W) Tính tổn thất điện áp DUbt(%) = DUsc (%) = 2. DUbt = 7,68% Bảng 3-1. Kết quả tính của phương án 1 PT Pmax Qmax Smax L Uđm ĐD Ro Xo R X Isc Icp DUbt DUsc TĐ-1 44 27,28 51,77 45 110 AC-120 0,27 0,423 6,075 9,52 271 380 4,36 8,72 TĐ-2 60 37,2 70,59 43,5 110 AC-150 0,21 0,416 4,57 9,05 370 445 5,04 10,09 2-5 30 18,6 35,29 36 110 AC-95 0,33 0,429 5,94 7,72 185 330 2,66 5,34 TĐ-3 92,9 49,084 105,06 82,5 110 AC O-240 0,132 0,39 5,45 16,1 551 605 9,69 19,38 3-4 35 16,95 38,89 45 110 AC-95 0,33 0,429 7,43 9,65 204 330 3,5 7 NĐ-3 31,5 18,339 36,45 66 110 AC-120 0,27 0,423 8,91 13,96 191 380 4,43 8,86 NĐ-7 67 35,65 75,89 36 110 AC-185 0,17 0,402 3,06 7,24 398 510 3,83 7,66 7-6 42 20,16 46,58 42 110 AC-120 0,27 0,423 5,67 8,88 244 380 3,45 6,89 NĐ-8 45 21,6 49,92 52,5 110 AC-95 0,33 0,429 8,66 11,26 242 330 5,23 10,46 NĐ-9 32 15,36 35,49 67,5 110 AC-95 0,33 0,429 11,14 14,48 186 330 4,78 9,56 NĐ-10 34 16,32 37,71 51 110 AC-95 0,33 0,429 8,42 10,94 197 330 3,84 7,68 Bảng 3-2.Kết quả tính của phương án 2 PT Pmax Qmax Smax L Uđm ĐD Ro Xo R X Isc Icp DUbt DUsc TĐ-1 95,1 67,62 116,68 45 110 AC-300 0,108 0,410 2,43 9,23 612,4 690 7,06 14,12 1-3 51,1 40,34 065,1 57 110 AC-185 0,17 0,402 4,85 11,46 341 510 5,87 11,74 NĐ-3 25,1 26,56 36,54 66 110 AC-95 0,33 0,429 10,89 14,16 191 330 5,37 10,74 TĐ-2 30 18,6 35,79 43,5 110 AC-95 0,33 0,429 7,18 9,33 185 330 3,21 6,42 TĐ-5 72 38,76 81,87 70,5 110 A-185 0,17 0,402 5,99 14,17 429 510 8,1 16,2 5-6 42 20,6 46,58 39 110 AC-120 0,27 0,423 5,265 8,25 244 380 3,2 6,4 NĐ-7 25 15,49 29,41 36 110 AC-70 0,46 0,44 8,28 7,92 154 265 2,72 5,44 NĐ-8 45 21,6 49,92 52,5 110 AC-120 0,27 0,423 7,09 11,1 262 380 4,62 9,24 NĐ-9 32 15,36 35,49 67,5 110 AC-95 0,33 0,429 11,1 14,48 186 330 4,77 9,54 NĐ-10 34 16,32 37,71 51 110 AC-95 0,33 0,429 8,415 10,94 161 330 3,84 7,68 NĐ-4 35 16,95 38,89 72 110 AC-95 0,33 0,429 11,88 15,44 194 330 5,55 11,1 Bảng 3-3.Kết quả tính của phương án 3 PT Pmax Qmax Smax L Uđm ĐD Ro Xo R X Isc Icp DUbt DUsc% TĐ-1 44 27,28 51,77 45 110 AC-120 0,27 0,423 6,075 9,52 271 380 4,36 8,72 TĐ-2 30 18,6 35,29 43,5 110 AC-95 0,33 0,429 7,18 9,33 185 330 3,21 6,42 TĐ-3 46,7 25,49 53,2 82,5 110 AC-150 0,21 0,416 8,66 17,16 279 445 6,95 13,9 3-4 35 16,95 38,89 45 110 AC-120 0,27 0,423 6,07 9,52 204 380 3,08 6,16 NĐ-3 14,3 5,24 15,23 66 110 AC-120 0,27 0,423 8,91 13,96 80 380 1,65 6,16 TĐ-5 72 38,76 81,87 70,5 110 AC-240 0,132 0,39 4,65 13,74 429 605 7,1 14,2 5-6 42 20,6 46,58 39 110 AC-120 0,27 0,402 5,265 8,25 244 380 3,2 6,4 NĐ-7 25 15,49 29,41 36 110 AC-70 0,46 0,44 8,28 7,92 154 265 2,72 5,44 NĐ-8 45 21,6 49,92 52,5 110 AC-120 0,27 0,423 7,09 11,1 262 380 4,62 9,24 NĐ-9 32 15,36 35,49 67,5 110 AC-95 0,33 0,429 11,1 14,48 186 330 4,77 9,54 NĐ-10 34 16,32 37,71 51 110 AC-95 0,33 0,429 8,42 10,94 197 330 3,84 7,68 Bảng 3-4.Kết quả tính của phương án 4 PT Pmax Qmax Smax L Uđm ĐD Ro Xo R X Isc Icp DUbt DUsc TĐ-1 44 27,28 51,77 45 110 AC-120 0,27 0,423 6,075 9,52 271 380 4,36 8,72 TĐ-2 30 18,6 35,29 43,5 110 AC-95 0,33 0,429 7,18 9,33 185 330 3,21 6,42 TĐ-5 72 38,76 81,87 70,5 110 AC-185 0,17 0,402 5,99 14,17 429 510 9,1 16,12 5-6 42 20,6 46,58 39 110 AC-120 0,27 0,423 5,265 8,25 244 380 3,2 6,4 TĐ-3 46,7 25,49 53,2 82,5 110 AC-120 0,27 0,423 11,14 17,45 279 380 9,97 15,94 3-7 20,7 11,71 23,78 60 110 AC-95 0,33 0,429 9,9 12,87 124 330 3,94 7,88 NĐ-7 4,3 3,78 5,72 36 110 AC-95 0,33 0,429 5,94 7,72 30 330 0,45 0,9 NĐ-4 35 16,95 38,89 72 110 AC-95 0,33 0,429 11,88 15,12 204 330 5,55 11,1 NĐ-8 45 21,6 49,92 52,5 110 AC-120 0,27 0,429 7,09 11,1 262 380 4,62 9,24 NĐ-9 32 15,36 35,49 67,5 110 AC-95 0,33 0,429 11,1 14,48 186 330 4,77 9,54 NĐ-10 34 16,32 37,71 51 110 AC-95 0,33 0,429 8,42 10,94 197 330 3,84 7,68 Bảng 3-5.Kết quả tính của phương án 5 PT Pmax Qmax Smax L Uđm ĐD Ro Xo R X Isc Icp DUbt DUsc TĐ-1 79 44,23 90,53 45 110 AC-240 0,132 0,382 2,97 8,595 475 605 5,08 10,16 1-4 35 16,95 38,89 57 110 AC-95 0,33 0,429 9,405 12,23 204 330 4,43 8,87 TĐ-2 60 37,2 70,59 43,5 110 AC-150 0,21 0,416 4,567 9,048 370 445 5,04 10,08 2-5 30 18,6 35,29 36 110 AC-95 0,33 0,429 5,94 7,722 185 330 2,66 5,34 TĐ-3 54,4 29,253 61,786 82,5 110 AC-150 0,21 0,416 8,66 17,16 324 445 8,04 16,08 3-6 42 20,16 40,58 54 110 AC-120 0,27 0,423 7,29 11,42 244 380 4,43 8,86 NĐ-3 13,6 4,687 14,38 66 110 AC-120 0,27 0,423 10,89 14,16 124 330 1,17 2,34 NĐ-7 25 15,49 29,41 36 110 AC-70 0,46 0,44 8,28 7,92 154 265 2,72 5,44 NĐ-8 45 21,6 49,92 52,5 110 AC-120 0,27 0,423 7,09 11,1 26 2 380 4,62 9,24 NĐ-9 32 15,36 35,49 67,5 110 AC-95 0,33 0,429 11,1 14,48 186 330 4,77 9,54 NĐ-10 34 16,32 37,71 51 110 AC-95 0,33 0,429 8,42 10,94 197 330 3,84 7,68 III.So sánh các phương án về mặt kĩ thuật Để so sánh các phương án với nhau ta tính DUmax chi từng phương án.Các nhánh chỉ có một phụ tải tính ở trên ta tiếp tục tính DU cho các nhánh có hai phụ tải hoặc nối giữa hai nhà máy tất cả 5 phương án đều có nhánh TĐ5-6 Vậy ta không phải xét đến chỉ xét đến nhánh còn lại. 1,Phương án 1 Lúc bình thường DU(TĐ-3-4) = 9,69 +3,5 = 13,19% Lúc sự cố DUSCTĐ-3-4) = 2. DUTĐ3 + DU3-4 = 22,88% 2, Phương án 2 Lúc bình thường DUTĐ56 = 11,3% DU(TĐ-NĐ) = 7,06 + 5,87 + 5,37 = 18,3%. Lúc sự cố DUmaxSCTĐ5-6 = 19,4% DUmax8C(TĐ-NĐ) = 2.7,06 + 5,87 + 5 +5,37 = 25,36 % 3,Phương án 3 Lúc bình thường DUTĐ-5-6 = 10,3% DUTĐ-3-4 = 6,95 +3,08 = 11,68% Lúc sự cố DUTĐ-5--6 = 17,4% DUTĐ-3-4 =2. 6,95 + 3,08 = 16,98 % 4,Phương án 4 Lúc bình thường DUTĐ-5-6 = 11,3% DU (TĐ--3-7-NĐ) =7,97 + 3,94+0,45 = 12, 36% Lúc sự cố DUTĐ-5-6 = 19,4% DUTĐ-3-7-NĐ =2. 7,97 + 3,94+0,45 = 20,34 % 5,Phương án 5 Lúc bình thường DU (TĐ-3-4) = 8,04 + 4,43 = 13,19% Lúc sự cố DUTĐ-3-4 =2.8,08+ 4,43 = 20,51% Qua 5 phương án trên ta thấy phương án II có tổn thất điện áp lúc sự cố là DU (TĐ-NĐ)=18,3% DUma x sc (TĐ -NĐ) = 25,36% Vậy ta loại phương án II.Còn các phương án I ,III,IV,V ta giữ lại để so sánh về mặt chỉ tiêu và kinh tế. Chương IV So sánh các phương án về mặt kinh tế Để quyết định chọn sơ đồ nối dây của hệ thống ta tiến hành tính toán kinh tế cho các phương án. Khi so sánh sơ đồ nối dây không đề cập đến trạm biến áp xem như các trạm biến áp ở các phương án là giống nhau, tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán (Z) hàng năm bé nhất Z = (avh + atc ) K +DA.C Trong đó avh:là hệ số phí tổn vận hànhvới cột bê tông thép avh = 0,04 a= Lấy Ttc = 8 năm) K:là vốn đầu tư của mạng điện (Chỉ tính thành phần chính là đường dây) DA: là tổn thất hàng năm trong mạch điện. C: Là giá tiền 1 kW tổn thất C = 0,1 đồng \KWh. DA = DP.t = S t = ( 0,124 + Tmax . 10-4 )2. 8760h ở đây Tmax = 5000h Vậy t = 3410 k: Là vốn đầu tư của mạng điện k = kol ko : Là giá thành của đường dây tải điện tính cho 1 km đường dây ( đồng /km) l: Là chiều dài đường dây ( km) Với ko: Tra bảng hướng dẫn đề án tốt nghiệp trang 158 từ đó lập bảng tính toán vốn đầu tư của mạng điện cho các phương án. Bảng 4-1. Kết quả tính toán vốn đầu tư của mạng điện phương án I Tên đường dây L(km) Loại dây Ko (103dồng /km) Số lộ k=kol (103đồng) Tđ-1 45 AC-120 100 2 4500 Tđ-2 43,5 AC-150 115 2 5002,5 2-5 36 AC-95 90 2 3240 TĐ-3 82,5 ACO-240 135 2 11137,5 3-4 45 AC-120 100 2 4500 Nđ-3 66 AC-120 100 2 6600 NĐ-7 36 AC-185 120 2 4320 7-6 42 AC-120 100 2 4200 Nđ-8 52,5 AC-120 100 2 5250 Nđ-9 67,5 AC-95 90 2 6075 Nđ-10 51 AC-95 90 2 4590 Sk =59965. 103 đồng. Bảng 4-2. Tổn thất hàng năm - phương án I Tên đường dây P (MW) Q(MVAR) R(W) DA(kmh) Tđ-1 44 27,28 6,075 4588621,48 Tđ-2 60 37,2 4,57 6418732,84 2-5 30 18,6 5,94 2085737,04 TĐ-3 92,9 49,084 5,45 16955897,35 3-4 35 16,95 6,07 3166623,95 NĐ-3 31,5 18,339 8,91 3336036,56 Tđ-7 67 35,65 3,06 4967147,71 7-6 42 20,16 5,67 3468142,79 Nđ-8 45 21,6 8,66 6080765,43 Nđ-9 32 15,36 11,14 3955491,71 Nđ-10 34 16,32 8,42 3375089,21 SDA = 58398286,07(KWh) Bảng 4-3. Kết quả tính toán vốn đầu tư phương án III Tên đường dây L(km) Loại dây Ko (103dồng /km) Số lộ k=kol (103đồng) Tđ-1 45 AC-120 90 2 4050 Tđ-2 43,5 AC-95 90 2 3915 Tđ-3 82,5 AC-150 115 2 9487,5 3-4 45 AC-120 100 2 4500 Nđ-3 66 AC-120 100 2 6600 Tđ-5 70,5 AC-240 135 2 9517,5 5-6 39 AC-120 100 2 8460 Nđ-7 36 AC-70 85 2 3060 Nđ-8 52,5 AC-120 100 2 5250 Nđ-9 67,5 AC-95 90 2 6075 Nđ-10 51 AC-95 90 2 4590 S =60395.103 đồng. Bảng 4-4. Tổn thất hàng năm - phương án III Tên đường dây P (MW) Q(MVAR) R(W) DA(kmh) Tđ-1 44 27,28 6,075 4588621,49 Tđ-2 30 18,6 7,18 2521143,43 Tđ-3 46,7 25,49 8,66 6908281,42 3-4 35 16,95 6,07 2586999,64 Nđ-3 14,3 5,24 8,91 582420,42 Tđ-5 72 38,76 4,65 8762141,5 5-6 42 20,16 5,265 3220418,31 Nđ-7 25 15,49 8,28 2018298,41 Nđ-8 45 21,6 7,09 4978363,38 Nđ-9 32 15,36 11,1 3941288,86 Nđ-10 34 16,32 8,42 3375089,21 SDA = 45483066,07 (KWh) Bảng 4-5. Kết quả tính toán vốn đầu tư phương án IV Tên đường dây L(km) Loại dây Ko (103dồng /km) Số lộ k=kol (103đồng) Tđ-1 45 AC-120 100 2 4500 Tđ-2 43,5 AC-95 90 2 3915 Tđ-5 70,5 ACO-240 135 2 9717,5 5-6 39 AC-120 120 2 3900 Nđ-3 82,5 AC-120 100 2 8250 Tđ3-7 60 AC-95 90 2 5400 Nđ-7 36 AC-95 90 2 3240 Nđ-4 72 AC-95 90 2 6480 Nđ-8 52,5 AC-120 100 2 5250 Nđ-9 67,5 AC-95 90 2 6075 Nđ-10 51 AC-95 90 2 4590 S =60060.103 đồng. Bảng 4-6. Tổn thất điện áp hàng năm - phương án IV Tên đường dây P (MW) Q(MVAR) R(W) DA(kmh) Tđ-1 44 27,28 6,075 4588621,49 Tđ2 30 18,6 7,18 2521143,43 Tđ-5 72 38,76 4,65 8762141,5 5-6 42 20,16 5,265 3220418,31 TĐ-3 46,7 25,49 11,14 8886634,53 3-7 20,7 11,71 9,9 1578063,34 Nđ-7 4,3 3,78 5,94 54871,04 Nđ-4 35 16,95 11,88 5063188,77 Nđ-8 45 21,6 7,09 4978363,38 Nđ-9 32 15,36 11,1 3941288,86 Nđ-10 34 16,32 8,42 3375089,21 SDA = 49494828,08 (KWh) Bảng 4-7. Kết quả tính toán vốn đầu tư phương án V Tên đường dây L(km) Loại dây Ko (103dồng /km) Số lộ k=kol (103đồng) Tđ-1 45 AC-240 135 2 6075 1-4 57 AC-95 90 2 5130 Tđ-2 43,5 AC-150 115 2 5002,5 2-5 36 AC-95 90 2 3240 Tđ-3 82,5 AC-150 115 2 9487,5 3-6 54 AC-120 100 2 5400 Nđ-3 66 AC-120 100 2 6600 Nđ-7 36 AC-70 85 2 3060 Nđ-8 52,5 AC-120 100 2 5250 Nđ-9 67,5 AC-95 90 2 6075 Nđ-10 51 AC-95 90 2 4590 S =59910.103 đồng. Bảng 4-8. Tổn thất điện áp hàng năm - phương án V Tên đường dây P (MW) Q(MVAR) R(W) DA(kmh) Tđ-1 79 44,23 2,97 6861134,16 1-4 35 16,95 9,405 4008357,78 Tđ-2 60 37,2 4,567 6414519,23 2-5 30 18,6 5,94 2085737,04 Tđ-3 54,4 29,253 8,66 9310920,10 3-6 42 20,16 7,29 4459040,74 Nđ-3 13,6 4,687 10,89 635061,93 Nđ-7 25 15,49 8,28 2018298,41 Nđ-8 45 21,6 7,09 4978363,38 Nđ-9 32 15,36 11,1 3941288,86 Nđ-10 34 16,32 8,42 3375089,21 SDA = 48087810,8(KWh) Qua tính toán trên ta có bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của các phương án sau. Bảng 4-9 Đơn vị Phương án I Phương án III Phương án IV Phương án V DUbt % 13,19 11,68 12,3 12,47 DUscmax % 22,88 17,4 20,34 20,51 phí tổn tính toán z 109đồng 29,20903423 22,75149518 24,7573199 24,05379015 Vốn đầu tư k 103 đồng 59965 60395 60060 59910 Tổn thất điện hàng năm DA MWh 58398,28 45483,06 49494,82 48087,81 Kết luận: Căn cứ vào số liệu tính toán về kỹ thuật với bảng 4-9 lập được ở trên ta thấy phương án 3 là phương án tối ưu có tổn thất và phí tổn tính toán hàng năm bé nhất nên ta giữ lại để làm phương án thiết kế mạng điện. chương v Chọn máy biến áp - sơ đồ nối dây các trạm biến áp và sơ đồ nối dây toàn mạng điện i.chọn máy biến áp Chọn máy biến áp là công việc rất quan trọng nó ảnh hưởng trực tiếp đến việc cung cấp điện và đảm bảo các yêu cầu của phụ tải muốn chọn được máy biến áp cần phải căn cứ vào nhiệm vụ thiết kế phân tích các số liệu và tính toán sao cho đảm bảo các điều kiện kinh tế, kỹ thuật của phương án. Do yêu cầu của phụ tải đều là phụ tải loại I nên chọn hai máy biến áp làm việc song song. Để chọn máy biến áp có công suất phù hợp với công suất phụ tải ta sử dụng công thức sau: Smba ³ Tron._.