Thiết kế mạng & hệ thống điện

ạp, nó bao gồm nhiều yếu tố mang tính độc lập cao và đòi hỏi người thiết kế phải nắm bắt một cách tổng quan công việc mình làm và phải vận dụng một cách sáng tạo những kiến thức đã tính cóp được trong học tập và trên thực tế cũng như những ảnh hưởng của các yếu tố bên ngoài đến thiết kế, thi công công trình, vận hành. Thiết kế mạng và hệ thống điện trong khi đang ngồi trên ngế nhà trường sẽ giúp em có thêm được không ít kinh nghiệm để chuẩn bị trước khi ra công tác. Để hoàn thiện được đồ án này, em xin chân thành cảm ơn sự chỉ bảo tận tình của các thầy cô trong bộ môn, đặc biệt là thầy: Lã Minh Khánh Do còn hạn chế về những kinh nghiệm thực tế nên đồ án chắc chắn sẽ không tránh khỏi những thiếu sót, rất mong nhận được sự quan tâm, đóng góp ý kiến của các thầy cô và các bạn để đồ án được hoàn thiện hơn. Mục lục Chương 1: Cân bằng công suất trong hệ thống điện Cân bằng công suất tác dụng. Cân bằng công suất phản kháng. Chương 2: Chọn phương án tối ưu Dự kiến phương án cung cấp điện. Chọn điện áp định mức của mạng. Chọn tiết diện dây dẫn cho các phương án. Tính tổn thất điện áp. So sánh các phương án về mặt kinh tế. Chương 3: Chọn máy biến áp Chọn số lượng máy biến áp, chọn dung lượng máy biến áp. Chọn sơ đồ của các trạm. Vẽ sơ đồ trạm thiết kế. Chương 4: Tính toán chế độ mạng Chế độ cực đại. Chế độ cực tiểu. Chế độ sự cố . Chương 5 : Điều chỉnh điện áp Chọn đầu phân áp cho máy biến áp . Tính toán giá thành điện năng. Bảng tổng kết tính toán của đồ án. Chương 1 CÂN BằNG CÔNG SUấT TRONG Hệ THốNG ĐIệN Việc cân bằng công suất trong hệ thống điện trước hết xem khả năng cung cấp và tiêu thụ điện có cân bằng hay không để có một cách vận hành cho từng loại nhà máy, mạng điện trong trạng thái phụ tải cực đại, cực tiểu, sự cố. Với phụ tải đã cho trong đề bài ta có sự cân bằng công suất như sau: . Cân bằng công suất tác dụng. Cân bằng công suất là cân bằng công suất tác dụng trong chế độ phụ tải cực đại. ồPF = ồPYC ồPYC = mồPPT +ồDPMĐ Trong đó: ồPF là tổng công suất phát ra do các máy phát điện của nhà máy phát điện trong hệ thống điện. ồPPT là tổng công suất tác dụng cực đại của phụ tải. ồDPMĐ là tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện. ồDPMĐ=5 %´ồPPT m: là hệ số đồng thời: m=1 ồPF =ồPPT+ồDPMĐ Với phụ tải đã cho thì: ồPPT=P1+P2+P3+P4+P5+P6=32+24+20+32+32+28=168 MW ồDPMĐ=5%ồPPT=0,05´168=8,4 MW Vậy: Tổng công suất yêu cầu là: ồPYC=168+8,4=176,4 MW Chúng ta coi rằng nguồn phát đủ công suất tác dụng thì ta có: ồPF=ồPYC=176,4 MW 2.2. Cân bằng công suất phản kháng. Chế độ vận hành ổn định của hệ thống điện chỉ có được khi có sự cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng. Như ta đã biết cân bằng công suất tác dụng sẽ giữ cho tần số của mạng ổn định. Bởi vì, nếu PF<PYC thì lượng điện yêu cầu lớn hơn lượng điện phát ra khi đó tốc độ quay của máy phát quay chậm lại do đó tần số giảm và ngược lại. Còn cân bằng công suất phản kháng là để giữ cho điện áp không thay đổi. Thật vậy, khi có sự thiếu hụt công suất phản kháng mà chưa bù thì làm cho điện áp giảm xuống và khi đó tần số tăng lên và ngược lại. Với lí luận trên ta có sự biểu diễn cân bằng công suất phản kháng như sau: ồQF=ồQYC ồQYC =mồQPT+ồDQL- ồDQC +ồDQBA Trong đó: ồQF là tổng công suất phản kháng do các nhà máy phát ra. ồQPT là tổng công suất phản kháng cực đại của mạng điện. ồDQL là tổng tổn thất công suất phản kháng của các đường dây tải điện. ồDQC là tổng công suất phản kháng do dòng điện dung của các đường dây sinh ra: ồDQL = ồDQC ồDQBA là tổng tổn thất công suất phản kháng trong các máy biến áp của hệ thống: ồDQBA =(1015)% ồQPT Ta có: CosjF = 0,85 thì jF = arcos(0,85) = 31,79° Do đó: ồQF = ồPF ´ tgjF = 176,4´ tg(31,79) = 109,32 MVAr Hệ số công suất phụ tải cosj = 0,9 thì j = arcos(0,9) = 25,84° ồQPT = ồPPT ´ tgj = 168´tg(25,84)=81,36 MVAr ồDQBA= 15%´ ồQPT = 15% ´ 81,36 = 12,20 MVAr ồQYC = ồQPT+ ồDQBA = 81,36+ 12,20 = 93,56 MVAr Theo tính toán sơ bộ ta thấy: ồQF >ồQYC Nên nhà máy cấp đủ công suất phản kháng cho phụ tải. Vì vậy, không phải bù công suất phản kháng cho mạng điện. Chương 2 Chọn phương pháp cung cấp điện hợp lí về kinh tế và kỹ thuật 2.1 Dự kiến phương án cung cấp điện. Dựa vào việc phân tích tính chất của phụ tải cũng như dựa vào khoảng cách của các phụ tải với nhau, ta có thể quyết định sơ bộ các phương án nối dây. Với phụ tải loại I thì ta phải đưa ra phương án làm thế nào để đảm bảo độ tin cậy của hệ thống, chất lượng điện năng, kinh tế, khả năng vận hành linh hoạt và có thể phát triển trong tương lai. Trong đồ án thiết kế này ta chọn đường dây 2 mạch hoặc điện áp được cấp từ 2 phía (vòng kín). Từ cơ sở đó ta đưa ra các phương án nối dây. Với mỗi phương án ta xác định các chỉ tiêu để so sánh. 2.2 Chọn điện áp định mức (danh định) của mạng. Trong thiết kế việc lựa chọn định mức là rất quan trọng vì nó ảnh hưởng trực tiếp đến tính kinh tế, kỹ thuật của mạng điện cho nên ta phải xác định chính xác điện áp định mức của mạng. Ta thường sử dụng công thức kinh nghiệm sau để tính điện áp định mức: U=4,34´ (kV) Trong đó: li là khoảng cách truyền tải của đoạn đường dây thứ i (km) Pi là công suất truyền tải trên đoạn đường dây thứ i (MW) Ta tính cho một phương án để tìm Uđm cho mạng điện: Giả sử phương án 1: Lộ Chiều dài l (km) Công suất tải (MW) Điện áp tải (kV) N-1 50 P1 =34 105,77 N-2 64,03 P2 = 24 91,89 N-3 76,16 P3=20 86,38 N-4 60,83 P4=32 104,16 N-5 64,03 P5 =32 104,16 N-6 70,71 P6 = 28 98,84 Theo bảng tính toán trên ta nhận thấy 70 kV< Ui <150 kV do đó ta chọn điện áp định mức của mạng là: Uđm = 110 kV. 2.3 Tìm tiết diện cho các đường dây. Ta sử dụng phương pháp xác định tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng kinh tế.Với điện áp định mức của mạng là Uđm = 110 kV ta đi tính tiết diện dây dẫn cho từng đoạn dây của từng phương án theo công thức sau: Fi= (mm2) Mà Ii = (A) Trong đó: Fi là tiết diện đường dây thứ i (mm2). Ii là dòng điện làm việc của đường dây thứ i (A). Jkt là mật độ dòng điện kinh tế của dây dẫn (A/mm2). n là số mạch đường dây . Si là công suất biểu kiến trên các đoạn đường dây (MVA). Pi là công suất tác dụng trên các đoạn đường dây (MW). Uđm là điện áp định mức (danh định) của mạng điện (kV). . cosj là hệ số công suất của phụ tải . Theo bài ra với thời gian tiêu thụ lớn nhất là T = 5000 h. Tra sổ tay kỹ thuật ta được mật độ dòng điện kinh tế là: Jkt = 1,1 A/mm2 Với điện áp mạng điện là 110 kV thì tiết diện dây dẫn tối thiểu là 70 mm2 để đảm bảo sự phát quang cho đường dây. 2.3.1 Phương án 1: ồL1=385,76 km Đường dây N-1: Dòng điện chạy trên đường dây N-1 là: I1===99,14 kA F1= = 90,13 mm2 Ta chọn dây AC-95 Với đường dây này có ICP=386 A Khi sự cố nặng nhất đứt một dây thì dây còn lại phải chịu dòng điện cực đại là: Isc=2´I1= 2 ´ 99,14=198,28 A Ta thấy Isc< ICP nên dây đảm bảo được sự phát nóng. - Đường dây N-2: I2= = 69,98 A Isc= 2´74,10 =139,96 A F2= = 63,62 mm2 Chọn dây AC-70 có ICP=265 A. - Đường dây N-3: I3= = 58,32 A Isc=2´ 58,32=116,64 A F3==53.02 mm2 . Chọn dây dẫn AC-70 có ICP= 265 A. - Đường dây N-4: I4= = 93,31 A Isc= 2´98,80 = 186,62 A F4== 84,83 mm2 . Chọn dây dẫn AC-95 có ICP=386 A - Đường dây N-5: I5= = 93,31 A Isc=2´93,31=186,62 A F5= = 84.83 mm2 Chọn dây dẫn AC-95 có ICP= 386 A. - Đường dây N-6: I6==81,65 A Isc=2´81,65 =163,3 A F6== 74,23 mm2 Chọn dây dẫn AC-70 có ICP=265 A Tóm lại ta tính được bảng sau: Bảng1: Lộ l (km) P (MW) Fi (mm2) F (mm2) ISCmax (A) ICP (A) r0 (W/km) x0 (W/km) b0´106 (S/km) R (W) X (W) B´10-4 (S) N-1 50 34 90,13 95 199 386 0,33 0,43 2,65 16,5 21,5 1,32 N-2 64,03 24 63,62 70 140 265 0,46 0,44 2,58 29,45 28,17 1,65 N-3 76,16 20 53,02 70 117 265 0,46 0,44 2,58 35,03 33,51 1,96 N-4 60,83 32 84,83 95 187 386 0,33 0,43 2,65 20,07 26,15 1,61 N-5 64,03 32 84,83 95 187 386 0, 33 0,43 2,65 21,12 27,53 1,70 N-6 70,71 28 74,23 70 164 265 0,46 0,44 2,58 32,53 31,11 1,82 Các dây dẫn được chọn trên đều đảm bảo được điều kiện phát nóng và phóng điện vầng quang, độ bền cơ trong chế độ sự cố nguy hiểm nhất. 2.3.2. Phương án 2 : ồL2=355,64 km Tính tương tự phương án 1 ta được kết quả: Bảng 2: Lộ l (km) P (MW) Fi (mm2) F (mm2) ISCmax (A) ICP (A) r0 (W/km) x0 (W/km) b0´106 (S/km) R (W) X (W) B´10-4 (S) N-1 50 34 90,13 95 199 386 0,33 0,43 2,65 16,5 21,5 1,32 1-2 40 24 63,62 70 140 265 0,46 0,44 2,58 18,4 17,6 1,03 N-3 76,16 20 53,02 70 117 265 0,46 0,44 2,58 35,03 33,51 1,96 N-4 60,83 32 84,83 95 187 386 0,33 0,43 2,65 20,07 26,15 1,61 N-5 64,03 32 84,83 95 187 386 0, 33 0,43 2,65 21,12 27,53 1,70 N-6 70,71 28 74,23 70 164 265 0,46 0,44 2,58 32,53 31,11 1,82 2.3.3.Phương án 3: ồL3= 325,26 Tính toán tương tự như phương án 1, ta có kết quả sau: Bảng 3 Lộ l (km) P (MW) Fi (mm2) F (mm2) ISCmax (A) ICP (A) r0 (W/km) x0 (W/km) b0´106 (S/km) R (W) X (W) B´10-4 (S) N-1 50 34 90,13 95 199 386 0,33 0,43 2,65 16,5 21,5 1,32 N-2 64,03 24 63,62 70 140 265 0,46 0,44 2,58 29,45 28,17 1,65 4-3 41,23 20 53,02 70 117 265 0,46 0,44 2,58 18,97 18,14 1,06 N-4 60,83 32 84,83 95 187 386 0,33 0,43 2,65 20,07 26,15 1,61 N-5 64,03 32 84,83 95 187 386 0, 33 0,43 2,65 21,12 27,53 1,70 N-6 70,71 28 74,23 70 164 265 0,46 0,44 2,58 32,53 31,11 1,82 2.3.4 Phương án 4: ồL4=326,8 km Tính toán tương tự như phương án 1, ta có kết quả sau: Bảng 4: Lộ l (km) P (MW) Fi (mm2) F (mm2) ISCmax (A) ICP (A) r0 (W/km) x0 (W/km) b0´106 (S/km) R (W) X (W) B´10-4 (S) N-1 50 34 95,43 95 210 386 0,33 0,43 2,65 16,5 21,5 1,32 1-2 40 24 63,62 70 140 265 0,46 0,44 2,58 18,4 17,6 1,03 4-3 41,23 20 53,02 70 117 265 0,46 0,44 2,58 18,97 18,14 1,06 N-4 60,83 32 89,82 95 198 386 0,33 0,43 2,65 20,07 26,15 1,61 N-5 64,03 32 89,82 95 198 386 0, 33 0,43 2,65 21,12 27,53 1,70 N-6 70,71 28 78,59 70 173 265 0,46 0,44 2,58 32,53 31,11 1,82 2.3.5 Phương án 5: ồL5=390,38 km Mạch N- 1,N-2,2-3,N-6 tính giống các phương án trên Mạch vòng N-5-4 tính như sau: Giả sử các đoạn dây cùng tiết diện, công suất trên đoạn N-5 là PN-5 Ta có : PN-4 = P5+ P4- PN-5= 32+ 32- 31,40 = 32,06 MW P5-4= PN-4-P4= 32,06- 32= 0,6 MW Khi đứt một đầu đường dây thì ta phải xác định dòng điện chạy trên dây còn lại. Nếu đứt dây 4 hoặc 5 thì: Isc= A Dòng sự cố lớn nhất chạy trên đoạn đường dây 4-5 là khi đứt đoạn N-4 hoặc N-5 do P1=P2: Isc=A Ta có bảng sau: Bảng 5 Lộ l (km) P (MW) Fi (mm2) F (mm2) ISCmax (A) ICP (A) r0 (W/km) x0 (W/km) b0´106 (S/km) R (W) X (W) B´10-4 (S) N-1 50 34 90,13 95 199 386 0,33 0,43 2,65 16,5 21,5 1,32 N-2 64,03 24 63,62 70 140 265 0,46 0,44 2,58 29,45 28,17 1,65 2-3 36,06 20 53,02 70 117 265 0,46 0,44 2,58 16,59 15,87 0,93 N-4 60,83 32,06 84,99 120 395,19 492 0,27 0,43 2,67 16,42 26,16 1,62 5-4 44,72 0,6 3,18 70 198 265 0, 46 0,44 2,58 20,57 19,68 1,15 N-5 64,03 31,40 83,23 120 395,19 492 0, 27 0,43 2,67 17,29 27,53 1,71 N-6 70,71 28 74,23 70 164 265 0,46 0,44 2,58 32,53 31,11 1,82 2.4. Tính tổn thất điện áp đối với từng phương án. Đối với từng phương án ta đi tìm tổn thất điện áp. Đây là đại lượng cho phép ta xác định được tổn thất điện áp trong chế độ phụ tải cực đại và từ đó có thể xác định được điện áp từng nút của phụ tải chọn được phương án nối dây phù hợp. Ta có công thức tính tổn thất điện áp như sau: DUmaxbt=. Trong đó: Pi là công suất tác dụng trên các đoạn đường dây (MW). Qi là công suất phản kháng trên các đoạn đường dây thứ i(MVA) Qi=Pitg Ri là điện trở trên đoạn đường dây thứ i(W). Xi là điện kháng trên các đường dây thứ i(W). n là số mạch đường dây . Uđm là điện áp định mức (danh định) của mạng điện (kV). . Trong công thức trên ta đã bỏ đi thành phần ngang trục của tổn thất điện áp do thành phần này nhỏ hơn nhiều so với thành phần dọc trục. 2.4.1. Phương án 1 R01= 16,5 W. X01= 21,5 W. P01 = 34 MW. DUmaxbt 01==3,8%. Do mạch hai dây khi sự cố đứt một dây thì tổn thất điện áp gấp hai lần, nên: DUmaxsc= 3,8%´2 = 7,6 %. Các mạch khác tính tương tự ta được bảng kết quả sau: Bảng 7 Lộ P (MW) Q (MVAr) R (W) X (W) DUmaxbt (%) DUmaxsc (%) N-1 34 16,47 16,5 21,5 3,8 7,6 N-2 24 11,62 29,45 28,17 4,3 8,6 N-3 20 9,69 35,03 33,51 4,2 8,4 N-4 32 15,50 20,07 26,15 4,3 8,6 N-5 32 15,50 21,12 27,53 4,56 9,12 N-6 28 13,56 32,53 31,11 5,5 11 Trong chế độ bình thường: DUmaxbt%= DUbt%(N-6)= 5,5 % Trong chế độ sự cố nguy hiểm: DUmaxsc%= DUbt%(N-6) = 11 % 2.4.2. Phương án 2 Tính toán tương tự ta có kết quả: Bảng 8 Lộ P (MW) Q (MVAr) R (W) X (W) DUmaxbt ( %) DUmaxsc ( %) N-1 34 16,47 23,46 22,54 3,8 7,6 1-2 24 11,62 18,4 17,6 2,8 5,6 N-3 20 9,69 35,03 33,51 4,2 8,4 N-4 32 15,50 20,07 26,15 4,3 8,6 N-5 32 15,50 21,12 27,53 4,56 9,12 N-6 28 13,56 32,53 31,11 5,5 11 Trong chế độ bình thường: DUmaxbt%= DUbt%(N-1-2)= DUbt%(N-1)+ DUbt%(1-2)= 6,6 % Trong chế độ sự cố nguy hiểm: DUmaxsc%= DUbt%(N-6)= 11 % 2.4.3 Phương án 3: Bảng 9 Lộ P (MW) Q (MVAr) R (W) X (W) DUmaxbt (%) DUmaxsc ( %) N-1 34 16,47 23,46 22,54 3,8 7,6 N-2 24 11,62 29,45 28,17 4,3 5,6 4-3 20 9,69 18,97 18,14 2,3 4,6 N-4 32 15,50 20,07 26,15 4,3 8,6 N-5 32 15,50 21,12 27,53 4,56 9,12 N-6 28 13,56 32,53 31,11 5,5 11 Trong chế độ bình thường: DUmaxbt%(N-4-3)= DUbt%(N-4)+ DUbt%(4-3)=4,3%+2,3%=6,6% Trong chế độ sự cố nguy hiểm : DUmaxsc%= DUbt%(N-6)= 11% 2.4.4 Phương án 4: Bảng 10 Lộ P (MW) Q (MVAr) R (W) X (W) DUmaxbt (%) DUmaxsc ( %) N-1 34 16,47 23,46 22,54 3,8 7,6 1-2 24 11,62 18,4 17,6 2,8 5,6 4-3 20 9,69 18,97 18,14 2,3 4,6 N-4 32 15,50 20,07 26,15 4,3 8,6 N-5 32 15,50 21,12 27,53 4,56 9,12 N-6 28 13,56 32,53 31,11 5,5 11 Trong chế độ bình thường: DUmaxbt%(N-4-3)= DUbt%(N-4)+ DUbt%(4-3)=4,3%+2,3%=6,6% = DUbt%(N-1-2)= DUbt%(N-1)+ DUbt%(1-2)= 6,6 % Trong chế độ sự cố nguy hiểm : DUmaxsc%= DUbt%(N-6)= 11% 2.4.5 Phương án 5 Bảng 11 Lộ P (MW) Q (MVAr) R (W) X (W) DUmaxbt (%) DUmaxsc ( %) N-1 34 16,47 23,46 22,54 3,8 7,6 N-2 24 11,62 29,45 28,17 4,3 5,6 2-3 20 9,69 16,59 15,87 2 4 N-4 32 15,50 16,42 26,16 3,85 5-4 0.6 0,29 20,57 19,68 0,07 N-5 32 15,50 17,29 27,53 4 N-6 28 13,56 32,53 31,11 5,5 11 Trong chế độ bình thường: DUmaxbt%(N-4-5)= DUbt%(N-4)+ DUbt%(5-4)+ DUmaxbt%(N-5)= 3,85%+0,07%+4%=7,92% Trong mạng kín: Khi đứt dây N-4 thì công suất truyền từ N-5 sang 4 nên tổn thất điện áp trên đoạn N-5-4 là: DUmaxsc%= (DUbt%(N-5)+ DUbt%(5-4)) Trong đó: DUbt%(N-5)= DUbt%(5-4)= DUmaxsc%= (DUbt%(N-5)+ DUbt%(5-4))=16,2 %+7,96 %=24,16 % Khi đứt dây N-5 thì công suất truyền từ N-4 sang 5 nên tổn thất điện áp trên đoạn N-4-5 là: DUmaxsc%= (DUbt%(N-4)+ DUbt%(5-4)) Trong đó: DUbt%(N-4)= DUbt%(5-4)= DUmaxsc%= (DUbt%(N-2)+ DUbt%(2-1))=15,39 %+7,96 %=23,35% Tóm lại tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là 24,16%. Ta có bảng tổng kết về tổn thất điện áp trong các phương án sau: Bảng 12 Phương án I II III IV V DUmaxbt% 5,5 6,6 6,6 6,6 7,92 DUmaxsc% 11 11 11 11 24,16 Nhận xét: Cả 5 phương án đều thoả mãn yêu cầu điều chỉnh điện áp ở phụ tải khác thường theo điều kiện: DUmaxbt% 15 DUmaxsc% 20 So sánh các phương án về phương diện kinh tế để tìm phương án tối ưu. Tiêu chuẩn để so sánh về mặt kinh tế đó là hàm chi phí tính toán hằng năm Z. Đây là tiêu chuẩn đánh giá chi phí vận hành hàng năm của mạng điện. Khi so sánh các phương án với nhau ta phải nhất quán một quan điểm là coi các phương án cùng độ tin cậy cung cấp điện. Hàm chi phí Z: Z=(avh+atc)´Kđ+ DA´c Trong đó : avh là hệ số khấu hao , tu sửa định kì, phục vụ đường dây: avh =0,04 atc là hệ số định mức hiệu quả thu hồi vốn đầu tư : atc=0,125 a= avh+atc=0,04+0,125=0,165 Kđ =1,6 ´ đối với đường dây lộ kép hai lộ nằm trên một cột. Kđ = đối với đường dây một lộ nằm trên một cột. K0 là suất vốn đầu tư cho đường dây trên không (đ/km). li là chiều dài đường dây thứ i. DA là tổn thất điện năng trong mạng điện. DA=DP´ ( là thời gian tổn thất công suất cực đại của mạng điện). =(0,124+Tln´10-4)´8760= (0,124+5000´10-4)2´8760=3411 h c là giá thành 1kW điện năng tổn thất trên đường dây c=500 đ/kWh Phương án 1: Bảng 13 Lộ l (km) F (mm2) K0 (106đ/km) K0´ l (106đ) P (MW) Q (MVAr) S (MVA) R (W) N-1 50 95 283 14150 34 16,47 37,78 16,5 N-2 64,03 70 208 13318,24 24 11,62 26,67 29,45 N-3 76,16 70 208 15841,28 20 9,69 22,22 35,03 N-4 60,83 95 283 17214,89 32 15,50 35,56 20,07 N-5 64,03 95 283 18120,49 32 15,50 35,56 21,12 N-6 70,71 70 208 14707,68 28 13,56 31,11 32,53 Kđ=1,6´ Kđ=1,6´(14150 + 13318,24 + 15841,28 + 17214,89 + 18120,49 + 14707,68 )´106 Kđ=93,353´109(đồng) Tổn thất trong mạng tên các dường dây là: DPi= Đoạn N-1 : DP1== MW Đoạn N-2: DP2= MW Đoạn N-3: DP3= MW Đoạn 3-4: DP4= MW ĐoạnN-5: DP5= MW Đoạn 5-6: DP6= MW Vậy ta có tổng chi phí vận hành hàng năm cho mạng điện này là: ZI=0,165´ 93,353´109+(0,97+0,87+0,71+1,05+1,10+1,30)´3411´500´103 ZI=25,64´109 đồng. Phương án 2: Bảng 14 Lộ L (km) F (mm2) K0´106 (đ/km) K0´li (106đ) P (MW) Q (MVAr) S (MVA) R(1lộ) (W) DPi (MW) N-1 50 95 283 14150 34 16,47 37,78 16,5 0,97 1-2 40 70 208 8320 24 11,62 26,67 18,4 0,54 N-3 76,16 70 208 15841,28 20 9,69 22,22 35,03 0,71 N-4 60,83 95 283 17214,89 32 15,50 35,56 20,07 1,05 N-5 64,03 95 283 18120,49 32 15,50 35,56 21,12 1,10 N-6 70,71 70 208 14707,68 28 13,56 31,11 32,53 1,30 Vậy : Kđ=1,6´ Kđ=1,6´(14150+8320+15841,28+17214,89+18120,49+14707,68) Kđ =141,37´109 đồng ồDP = 0,97+0,54+0,71+1,05+1,10+1,30 = 5,67 MW ZII= 0,165 ´ 141,37´109 +5,67´ 3411´500 ´ 103 = 33´109 đồng Phương án 3: Bảng 15 Lộ L (Km) F (mm2) K0´106 (đ/km) K0xli (106đ) P (MW) Q (MVAr) S (MVA) R(1lộ) (W) DPi (MW) N-1 50 95 283 14150 34 16,47 37,78 16,5 0,97 N-2 64,03 70 208 13318,24 24 11,62 26,67 29,45 0,87 4-3 41,23 70 208 8575,84 20 9,69 22,22 18,97 0,39 N-4 60,83 95 283 17214,89 32 15,50 35,56 20,07 1,05 N-5 64,03 95 283 18120,49 32 15,50 35,56 21,12 1,10 N-6 70,71 70 208 14707,68 28 13,56 31,11 32,53 1,30 Kđ=1,6´ Kđ=1,6´ (14150+13318,24+8575,84+17214,89+18120,49+14707,68) ´106 Kđ =108,75´đồng ồDP =(0,97+0,87+0,39+1,05+1,10+1,30) =5,68 MW ZIII=0,165´ 108,75´109+5,68´3411´500´103 =27,63´109 đ Phương án 4: Lộ L (Km) F (mm2) K0´106 (đ/km) K0´li (106đ) P (MW) Q (MVAr) S (MVA) R(1lộ) (W) DPi (MW) N-1 50 95 283 14150 34 16,47 37,78 16,5 0,97 1-2 40 70 208 8320 24 11,62 26,67 18,4 0,54 4-3 41,23 70 208 8575,84 20 9,69 22,22 18,97 0,39 N-4 60,83 95 283 17214,89 32 15,50 35,56 20,07 1,05 N-5 64,03 95 283 18120,49 32 15,50 35,56 21,12 1,10 N-6 70,71 70 208 14707,68 28 13,56 31,11 32,53 1,30 Kđ=1,6´ Kđ=1,6´(14150+8320+8575,84+17214,89+18120,49+14707,68) ´106 Kđ=129,74´109 đồng ồDP =0,97+0,54+0,39+1,05+1,10+1,30=5,35 MW ZIV=0,165´ 129,74´109 +5,35´3411´500´103 =30,53´109 đồng. Phương án 5: Lộ L (Km) F (mm2) K0´106 (đ/km) K0xli (106đ) P (MW) Q (MVAr) S (MVA) R(1lộ) (W) DPi (MW) N-1 50 95 283 14150 34 16,47 37,78 16,5 0,97 N-2 64,03 70 208 13318,24 24 11,62 26,67 29,45 0,87 2-3 36,06 70 283 10204,98 20 9,69 22,22 16,59 0,34 N-4 60,83 120 354 21533,82 32,06 15,53 35,62 16,42 0,86 5-4 44,72 70 208 9301,76 0,6 0,29 0,67 20,57 0,0004 N-5 64,03 120 354 22762,2 31,40 15,2 34,89 17,29 0,87 N-6 70,71 70 208 14707,68 28 13,56 31,11 32,53 1,30 Kđ=21533,82+9301,76+22762,2+1,6´(14150+13318,24+10204,98+14707,68) ´106 Kđ=137,41´109 đồng ồDP = 0,97+0,87+0,34+0,86+0,0004+0,87+1,30= 5,21 MW ZV=0,165´ 137,41´109 +5,21´3411´500´103 =31,56´109 đồng. Bảng tổng kết về tổn thất điện áp và chi phí vận hành hàng năm cho các phương án là: Bảng 16 Phương án I II III IV V DUmaxbt% 5,5 6,6 6,6 6,6 7,92 DUmaxsc% 11 11 11 11 24,16 Z (đồng) 25,64´109 33´109 27,63´109 30,53´109 31,56´109 Theo tính toán trên ta thấy phương án I,II, III,IV,V có độ chênh về chi phí nhỏ hơn 5% . Phương án I có tổn thất nhỏ hơn các phương án khác vì thế ta chọn phương án I là phương án tối ưu. Chương 3 Chọn số lượng máy biến áp và công suất cho trạm hạ áp, chọn sơ đồ nối dây và vẽ sơ đồ cung cấp điện 3.1 Chọn số lượng máy biến áp và dung lượng máy biến áp. Vì các hộ tiêu thụ là loại 1 nên để đảm bảo cung cấp điện cho phụ tải thì sơ đồ nối dây phải 2 mạch (lộ kép) hoặc mạch vòng.ở đây ta sử dụng 2 máy biến áp giống nhau làm việc song song trong trạm hạ áp. Các máy chọn công suất sao cho khi sự cố một máy biến áp thì máy biến áp còn lại phải có khả năng đảm bảo cung cấp điện cho phụ tải, khi đó ta phải có điều kiện như sau: (n-1)´SđmB ´kt ´kqt > Stt Trong biểu thức này: kt là hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ coi kt=1 kqt là hệ số quá tải kqt=1,4 nghĩa là cho phép quá tải 40% với điều kiện là: Thời gian quá tải không quá 5 ngày đêm, mỗi ngày đêm không quá 6h. SđmB là công suất định mức của máy biến áp. n là số lượng máy biến áp. Stt là công suất tính toán của phụ tải. Với phụ tải 1: + S1=MVA + SđmB1³ Chọn loại máy biến áp loại TPDH-32000/110. Với phụ tải 2: + S2=MVA + SđmB2³ Chọn loại máy biến áp loại TPDH-25000/110. Với phụ tải 3: + S3= MVA + SđmB3³ Chọn loại máy biến áp loại TPDH-16000/110. Với phụ tải 4: + S4= MVA + SđmB³ MVA Chọn loại máy biến áp loại TPDH-32000/110. Với phụ tải 5: + S5=S4 =35,56 MVA + SđmB³ 25,4 MVA Chọn loại máy biến áp loại TPDH-32000/110. Với phụ tải 6: + S6=MVA + SđmB³ Chọn loại máy biến áp loại TPDH-25000/110. Bảng 17 Phụ tải 1 2 3 4 5 6 Pi (MW) 34 24 20 32 32 28 Stt(MVA) 37,78 26,67 22,22 35,56 35,56 31,11 Stt/kqt 26,98 19,05 15,87 25,4 25,4 22,22 SddmB(MVA) 32 25 16 32 32 25 Thông số máy biến áp đã sử dụng: Bảng 18 Kiểu Sđm (MVA) Ucđm (KV) Uhđm (KV) DP0 (KW) DPn (KW) Un (%) I0 (%) R (W) X (W) DQ0 (kVAr) TPDH 25000/110 25 115 22 29 120 10,5 0,8 2,54 55,9 200 TPDH 32000/110 32 115 22 35 145 10,5 0,75 1,85 43,5 240 TPDH 16000/110 16 115 22 21 85 10,5 0,85 4,38 86,7 136 3.2 Chọn sơ đồ trong trạm biến áp. 3.2.1 Trạm nguồn: Ta chọn sơ đồ hệ thống hai thanh cái. Mỗi nguồn cung cấp và mỗi đường dây nối tới thanh cái qua một máy cắt và hai dao cách li.Một hệ thống thanh cái làm việc và một thanh cái dự trữ để đảm bảo sự liên lạc giữa hai thanh cái nhờ máy cắt liên lạc. Hệ thống hai thanh cái này có ưu điểm là có thể sửa chữa các thiết bị nối với từng thanh cái mà vẫn đảm bảo độ tin cậy trong cung cấp điện cho phụ tải.Sơ đồ này là khi đóng cắt phụ tải cần phải tuân theo nguyên tắc: +Khi cắt thì máy cắt cắt trước dao cách li cắt sau. +Khi đóng thì dao cách li đóng trước máy cắt đóng sau. Nếu không thực hiện đúng nguyên tắc trên thì sẽ dẫn đến hậu quả nghiêm trọng xảy ra. Để vận hành hiệu quả thì ta thường cho vận hành song song hệ thống hai thanh cái khi đó máy cắt liên lạc trở thành máy cắt phân đoạn. Sơ đồ trạm nguồn như sau: 3.3. Trạm cuối Đây là trạm cung cấp trực tiếp cho phụ tải. Ta dùng hệ thống có hai phân đoạn thanh góp. Khi chiều dài đường dây l >70 km thì máy cắt cao áp đặt phía đường dây (Do khi l lớn sự cố nhiều cần thao tác đóng cắt nhiều), còn khi chiều dài đường dây l < 70 km thì máy cắt cao áp đặt phía máy biến áp để thao tác đóng cắt máy biến áp cho đơn giản trong chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu, sự cố. Phía hạ áp ta sử dụng máy cắt hợp bộ. MCPĐ SƠ Đồ trạm thiết kế như sau SƠ Đồ MạNG ĐIệN KHU VựC 110KV Chương IV Tính chế độ mạng điện 4.1 Chế độ phụ tải cực đại: Điện áp trên thanh cái cao áp của nhà máy điện là: UN=110%´Uđm=110%´110=121 kV Ta có sơ đồ thay thế trạm 6 là: 4.1.1 Đường dây 2´AC-95 (N-1): Giai đoạn 1: U2= U3= Uđm=110 kV Zd1= +Máy biến áp TPDH-32000/110 .Do các máy biến áp giống nhau nên: Zb1= Tổn hao không tải: DS0=2(DP0+j DQ0 )=2(0,035+j 0,24)=0,07+j 0,48 MVA +Các phụ tải : S1=34+j 16,47 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở máy biến áp B1 là: DSb1= +Công suất trước tổng trở máy biến áp B1 là: Sb1= S1+DSb1=34+j 16,47 +0,11+j 2,566=34,11+j 19,036 MVA Công suất trước máy biến áp B1 là: = Sb1+DS0=34,11+j 19,036+0,07+j 0,48=34,18+j19,516 MVA Công suất phản kháng do điện dung cuối đường dây N-1sinh ra là: Qcc1==1,32´10-4´1102=1,6 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây N-1 là: =-j Qcc1=34,18+ j 19,516 -j1,6=34,18+j 17,916 MVA Tổn thất trên đường dây N-1 là: DS1= Công suất trước tổng trở đường dây N-1 là: S’1=S”1+DS1=34,18+j 17,916+1,02+j 1,32=35,2+j 19,236 MVA Công suất phản kháng do điện dung đầu đường dây N-1 sinh ra là: Qcđ1==1,32´10-4´1212=1,93 MVAr Công suất cấp cho phụ tải 1 tính cả công suất phản kháng do đường dây sinh ra là: S1= S’1-j Qcđ1=35,2+j 19,236-j1,93=35,039+j 17,306 MVA Giai đoạn 2: + Đường dây N-1: DU1= Do đó điện áp nút 2 là: U2=UN-DU1=121-4,12=116,88 kV Tổn thất điện áp trên máy biến áp B1là: DUb1= Điện áp ở thanh cái hạ áp của trạm 1 đã qui đổi về phía cao áp là: U3=U2-DUb1=116,88-3,82=113,06 kV Điện áp thực:U’3= 4.1.2.Các đường dây N-2, N-3, N-4, N-5, N-6 Tính chế độ của các đường dây N-2, N-3, N-4, N-5, N-6 được tiến hành tương tự. Kết quả tính toán cho trong bảng sau: Đường dây Zd , .10-4 S S0 , MVA Zb , S = P + jQ ,MVA N-1 8,25+j10,75 1,32 0,07 +j0,48 0,935+j21,75 34+ j16,47 N-2 14,725+j14,085 1,65 0,058 + j0,4 1,27 + j27,95 24+ j11,62 N-3 17,515+j16,755 1,96 0,042 + j0,272 2,19 + j43,35 20+ j9,69 N-4 10,035+j13,075 1,61 0,07 + j0,48 0,935+ j21,75 32+ j 15,5 N-5 10,56 +j13,765 1,70 0,07 + j 0,48 0,935+ j21,75 32 + j 15,5 N-6 16,265+j15,555 1,82 0,058 + j 0,4 1,27 + j27,95 28+j16,56 Nút 1 2 3 4 5 6 Ui(kV) 116,86 116,69 116,6 116,33 116,05 115,07 Ui’(kV) 113,06 113,63 111,96 112,75 112,46 110,92 Đường dây SNi MVA S’ MVA Sd MVA S’’ MVA Qc MVAr Sb MVA Sb MVA N-1 34,18+ j17,306 34,18+ j19,236 1,02+j1,32 34,11+ j17,916 1,6 34,11+ j19,036 0,11+j2,566 N-2 24,963+ j8,478 24,963+ j10,898 0,83+j0,80 24,133+ j10,098 1,997 24,075+ j11,695 0,075+j1,642 N-3 20,844+ j7,137 20,844+ j10,042 0,713+j0,682 20,131+ j9,36 2,372 20,089+ j11,46 0,089+j1,77 N-4 33,248+ j15,355 33,248+ j17,712 1,08+j1,41 32,168+ j16,302 1,948 32,098+ j17,77 0,098+j2,27 N-5 33,298+ j15,483 33,298+ j17,973 1,13+j1,78 32,168+ j16,193 2,057 32,098+ j17,77 0,098+j2,27 N-6 29,49+ j12,599 29,49+ j15,264 1,33+j1,27 28,16+ j13,994 2,202 28,102+ j15,796 0,102+j2,263 Cân bằng công suất phản chính xác sau khi bù kinh tế Nếu QF<Qyc thì phải bù cưỡng bức để đảm bảo chất lượng điện áp tại các nút phụ tải. Nếu QF>Qyc thì không phải bù cưỡng bức nhưng lại phải kiểm tra lại Cosj của nhà máy tại thanh cái cao áp. Ta có: ồS=S1+S2+S3+S4+S5+S6 ồS=35,039+j17,306+24,963+j8,478+20,861+j7,621+33,248+j15,355+33,298+j15,483+29,49 +j12,59 = 176,899+j76,842 MVA Điều kiện cân bằng công suất trong hệ thống: ồPf=ồPyc=176,9MW Hệ số công suất Cosj=0,85 thì tgj=0,62 Vậy ồQf=ồPyc´tgj=176,9´0,62=109,678 MVAr Mà ồQyc=76,842 MVAr Ta thấy : ồQf>ồQyc nên không cần bù cưỡng bức 4.2 Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp thanh cái cao áp của nhà máy U0=105%Uđm=105%´110=115,5 kV Chế độ phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại do đó ta có: Phụ tải Pmax (MW) Pmin (MW) Qmax (MVAr) Qmin (MVAr) Smin (MVA) Cosj 1 34 17 16,47 8,235 18,89 0,90 2 24 12 11,62 5,81 13,333 0,90 3 20 10 9,69 4,845 11,112 0,90 4 32 16 15,50 7,75 17,778 0,90 5 32 16 15,50 7,75 17,778 0,90 6 28 14 13,56 6,78 15,555 0,90 Ta thấy khi phụ tải cực tiểu thì Q giảm và cosj tăng. Trong chế độ này ta phải tính toán vận hành kinh tế trạm biến áp để giảm tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong mạng điện, điều kiện để ta cắt một máy biến áp trong trạm có hai máy biến áp làm việc song song là: S <Sđm . Với máy biến áp TPDH 16000/110. Ta có: DP0= 21 kW DPN=85 kW. Do đó : S < 16=11,25 MVA S3<11,25 nên phải cắt bớt 1 MBA Với máy biến áp TPDH 25000/110. Ta có: DP0= 29 kW DPN=120 kW. Do đó : S <25=17,38 MVA S6 và S2<17,38 nên phải cắt bớt 1 MBA Với máy biến áp TPDH 32000/110. Ta có: DP0= 35 kW DPN=145 kW. Do đó : S <32=22,23 MVA S1, S4, S5 đều < 22,23 nên phải cắt bớt 1 MBA 4.2.1 Đường dây 2´AC-95 (N-1): Giai đoạn 1: U2= U3= Uđm=110 kV Zd1= +Máy biến áp TPDH-32000/110 Zb1= Tổn hao không tải: DS0=DP0+j DQ0=0,035+j 0,24 MVA +Các phụ tải : S1=17+j 8,235 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở máy biến áp B1 là: DSb1= +Công suất trước tổng trở máy biến áp B1 là: Sb1= S1+DSb1=17+j 8,235 +0,056+j 1,282=17,056+j 9,517 MVA Công suất trước máy biến áp B1 là: = Sb1+DS0=17,056+j 9,517+0,035+j 0,24=17,091+j 9,757 MVA Công suất phản kháng do điện dung cuối đường dây N-1sinh ra là: Qcc1==1,32´10-4´1102=1,6 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây N-1 là: =-j Qcc1=17,091+ j 9,757 -j1,6=17,091+j 8,157 MVA Tổn thất trên đường dây N-1 là: DS1= Công suất trước tổng trở đường dây N-1 là: S’1=S”1+DS1=17,091+j 8,157+0,244+j 0,319=17,335+j 8,476 MVA Công suất phản kháng do điện dung đầu đường dây N-1 sinh ra là: ._.