Thiêt kế mạng lưới điện

inh tế nhất vận hành hiệu quả nhất, không những giải quyết tốt nhu cầu dùng điện hiện tại mà còn dự trù cho phát triển tương lai. Đồ án môn học lưới điện là một bước tập dượt quan trọng cho các sinh viên ngành điện bước đầu làm quen với các ứng dụng thực tế. Đây là một tiền đề quan trọng cho một kĩ sư điện tương lai có thể vận dụng nhằm đưa ra một phương án tối ưu nhất. Trong đồ án sinh viên không những ôn tập vận dụng các kiến thức đã được học mà còn có dịp khảo nghiệm thực tế, phần nào đó đã giúp sinh viên tiếp cận với công việc mà sau này mình phải làm. Tuy là một mạng điện thiết kế đơn giản, nhưng để làm được nó, sinh viên phải vận dụng toàn bộ kiến thức của môn học lưới điện một và tham khảo một số tài liệu khác. Nội dung của bản đồ án gồm các phần như sau: Chương I: Cân bằng công suất trong hệ thống điện. Chương II: Dự kiến các phương án nối dây. Chương III: Tính toán chỉ tiêu KT-KT của các phương án. Chọn phương án cung cấp điện hơp lý. Chương IV: Lựa chọn MBA và sơ đồ nối dây. Chương V: Tính toán các chế độ của mạng điện. Chương VI: Xác định điện áp tại các nút. Chọn phương thức điều chỉnh điện áp. Chương VII: Tính toán chỉ tiêu KT-KT của mạng điện. Do nhận thức còn hạn chế chắc chắn đồ án này không tránh khỏi sai sót do đó rất mong được sự hướng dẫn, chỉ bảo của các thầy cô để đồ án được hoàn thiện hơn. Trong quá trình làm đồ án này em xin chân thành cảm ơn các thầy trong bộ môn và thầy giáo hướng dẫn trên lớp. Em xin chân thành cám ơn thầy giáo Nguyễn Hoàng Việt đã giúp em hoàn thành đồ án này. Chương I Cân bằng công suất trong hệ thống điện Điều kiện để chế độ xác lập bình thường tồn tại là có sự cân bằng công suất tác dụng và phản kháng trong mọi thời điểm. I. Cân bằng công suất tác dụng. Giả thiết rằng nguồn điện cung cấp đủ công suất tác dụng cho các phụ tải, do đó ta có công thức cân bằng công suất tác dụng là: trong đó: : Công suất tác dụng phát ra của nguồn. : Công suất tác dụng yêu cầu của phụ tải. mà: . với: m : Hệ số đồng thời, ở đây m=1. : Tổng công suất tác dụng trong chế độ cực đại. = P1+ P2 +P3 +P4 +P5 +P6 = 208(MW). : Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và trong trạm biến áp, được lấy bằng 7%. (MW). : Tổng công suất tự dùng của nhà máy điện, ở đây =0. : Tổng công suất dự trữ của mạng điện ở đây ta coi hệ thống có công suất vô cùng lớn nên =0. Vậy: =208+14,56=222,56(MW). Do giả thiết nguồn cung cấp đủ công suất tác dụng nên ta không cân bằng chúng. II. Cân bằng công suất phản kháng. Để mạng điện vận hành ổn định thì ngoài cân bằng công suất tác dụng ta phải cân bằng công suất phản kháng, ta có phương trình cân bằng sau: trong đó: : Tổng công suất phản kháng do nguồn phát ra. (Với ). =0,6197.222,56=137,92(MVAr). : Tổng công suất phản kháng yêu cầu của phụ tải. mà: . với: m: là hệ số đồng thời m=1. :tổng công suất phản kháng của phụ tải ở chế độ cực đại. = Q1+ Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6 mà: Qi=Pi.tgi ( cosi=0.8 tgi=0.75) do đó ta có bảng sau: Phụ tải 1 Phụ tải 2 Phụ tải 3 Phụ tải 4 Phụ tải 5 Phụ tải 6 Pi(MW) 36 34 38 34 36 30 Qi(MW) 27 25,5 28,5 25,5 27 22,5 Bảng 1.1 do đó: =156(MVAr). : Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các trạm hạ áp được tính bằng 15%,ta có: (MVAr). :Tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây và dung dẫn do đường dây sinh ra và chúng cân bằng nhau:. : Tổng công suất tự dùng và dự trữ của nhà máy, trong trường hợp này chúng bằng 0. =156 +23,4=179,4(MVAr) Ta thấy>nên chúng ta phải tiến hành bù sơ bộ, công suất phản kháng cần bù là: Qb=-=179,4 -137,92=41,48(MVAr). Từ sơ đồ mặt bằng nhà máy ta có khoảng cách từ nhà máy đến phụ tải là: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 l(km) 64,03 53,85 64,03 70,71 50,00 63,25 Bảng 1.2 Ta tiến hành bù các phụ tải sau: 1. Phụ tải 4: Ta bù cho đến khi đạt cos =0,9 Ta có: tg Q4- Qb4= 16,47(MVAr) Qb4=9,03(MVAr). 2. Phụ tải 3: Bù đạt cos3=0,9. Ta có: tgQ3- Qb3= 18,40(MVAr) Qb3=10,10(MVAr). 3. Phụ tải 1: Bù đạt cos1=0,9. Ta có: tg Q1- Qb1=17,43(MVAr) Qb1=9,57(MVAr). 4. Phụ tải 6: Bù đạt cos1=0,9. Ta có: tg Q6- Qb6=14,53(MVAr) Qb6 =7,97(MVAr). 5. Phụ tải 2: Ta có: Qb2=Qb-( Qb4 +Qb1 +Qb3 +Qb6) = 41,48- (9,03+10,10+9,57+7,97)= 4,81(MVAr). Qb2=4,81(MVAr). tgcos2= 0,86; Như vậy ta có bảng các thông số của các phụ tải thiết kế sau khi đã bù sơ bộ như sau: Phụ tải Li(km) Pi(MW) Qitb(MVAR) cosjitb Qitb(MVAR) cosjitb 1 64,03 36 27,0 0,8 17,43 0,90 2 53,85 34 25,5 0,8 20,69 0,86 3 64,03 38 28,5 0,8 18,40 0,90 4 70,71 34 25,5 0,8 16,47 0,90 5 50,00 36 27,0 0,8 27,00 0,80 6 63,25 30 22,5 0,8 14,53 0,90 Bảng 1.3. Chương II lựa chọn phương án hợp lý về kinh tế kĩ thuật I. Lựa chọn sơ đồ cấp điện. Ta có theo yêu cầu cung cấp điện cho hộ loại một, ma hộ loại một là những hộ là những hộ tiêu thụ điện quan trọng, nếu như ngừng cung cấp điện có thể gây nguy hiểm đến tính mạng và sức khoẻ con người, gây thiệt hại nhiều về kinh tế, hư hỏng thiết bị, làm hỏng hàng loạt sản phẩm, rối loạn quá trình công nghệ phức tạp. Do đó các phương án cung cấp cho các hộ phải được cấp từ hai nguồn. Đối với hộ loại III không phải là hộ tiêu thụ điện quan trọng nên các phương án cung cấp điện cho hộ loại này chỉ cần cấp từ một nguồn. Các phương án nối dây: Phương án 1 Phương án 2 Phương án 3 Phương án 4 Phương án 5 II. Chọn cấp điện áp định mức cho hệ thống. Việc lựa chọn Uđm cần phải tuân thủ hai vấn đề sau: + Đảm bảo về vốn đầu tư hợp lý.( Cách điện của thiết bị). + Đảm bảo được vận hành tốt.(Tổn thất nhỏ). Để chọn điện áp định mức của hệ thống ta dựa vào công thức kinh nghiệm sau: Ui= 4,34 trong đó: li : là khoảng cách từ NĐ đến phụ tải i Pi: là công suất truyền tải trên đường dây đến phụ tải i. Sau đây ta tính chọn điện áp định mức cho mạng hình tia. Ta có bảng số liệu như sau: Đoạn l(km) P(MW) U(KV) N-1 64,03 36 109,80 N-2 53,85 34 106,12 N-3 64,03 38 112,51 N-4 70,71 34 107,60 N-5 50,00 36 108,59 N-6 63,25 30 101,16 Bảng 2.1 Vì điện áp nằm trong khoảng từ 70-160(KV) nên ta chọn điện áp chung cho toàn mạng là Uđm= 110(KV). Mặt khác các phương án thiết kế ở trên đều có công suất phụ tải nằm trong khoảng 15 65KW và có khoảng cách nhỏ hơn 100km đó các phương án sau sử dụng kết quả tương tự như phương án này. Chương III tính toán chỉ tiêu kt-kt của các phương án chọn phương án cung cấp điện hơp lý nhất I. So sánh các phương án về mặt kĩ thuật. 1. Phương án 1. Ta có sơ đồ: 1.1. Xét đoạn NĐ-5: a. Chọn tiết diện dây dẫn. Mạng điện mà ta đang xét là mạng điện khu vực, do đó người ta thường lựa chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ kinh tế của dòng điện.Ta dự kiến sử dụng loại dây dẫn (AC-ACO) đặt trên đỉnh của tam giác đêù có cạnh là 5 m. Tiết diện kinh tế được tính theo công thức sau: Fkt=Imax/Jkt với: Imax: là dòmg điện lớn nhất chạy qua dây dẫn ở chế độ phụ tải cực đại. Jkt: là mật độ dòng điện kinh tế. Căn cứ vào tiết diện kinh tế ta chọn tiết diện gần nhất. Sau khi chọn xong tiết diện tiêu chuẩn của dây dẫn ta tiến hành kiểm tra 2 điều kiện sau: + Điều kiện vầng quang: theo điều kiện này tiết điện dây dẫn được chọn phải lớn hơn hoặc bằng tiết diện cho phép của cấp điện áp, ở đây cấp điện áp 110KV là 70mm2 + Điều kiện phát nóng: Tiết diện dây dẫn sau khi được chọn cũng phải thoả mãn Iscmax< ICP. Mà đối với mạng hình tia hoặc mạng liên thông thì Iscmax là dòng điện lớn nhất chạy qua dây dẫn khi xẩy ra sự cố đứt một trong hai mạch của đường dây (khi đó Iscmax=2Imax), còn đối với mạng kín đó là dòng điện đứt một trong hai đoạn đầu đường dây. Ta có: INĐ-i = Trong đó: n=2 là số mặch đường dây. Thay số vào ta được: INĐ-5=118,09A. +Với Tmax= 5000h ta tra được Jkt =1,1A/mm2 F1kt=118,09/1,1=107,36(mm2) ta chọn loại dây dẫn là nhôm lõi thép ( AC). Tra bảng( bảng B33- Mạng lưới điện –Nguyễn Văn Đạm NXBKHKT) ta chọn được tiết diện tiêu chuẩn gần nhất là: Ftc=95mm2 có ICP=330A. Mà Iscmax=2.118,09=236,18(A) < ICP Mặt khác tiết diện hồ quang là 70mm2 do đó tiết diện này hoàn toàn thoả mãn về mặt kĩ thuật. b. Tính Ubt, Usc: Với khoảng cách hai dây là 5m thì đường dây AC-95 có thông số kĩ thuật như sau: x0=0,43/km, r0=0,33/km, b0=2,65.10-6S /km. Vì đường dây hai mạch nên: R=r0.lNĐ-1/2=0,33.50/2= 8,25(); X=x0lNĐ-1/2=0,43.50/2=10,75(); Ta có CT sau : Thay số vào ta được : Ubt =4,85% Sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt một mạch trong hai mạch của đường dây ta có: Usc=2Ubt= 2.4,85=9,7% Đối với hộ tiêu thụ loại III ta có: INĐ-4 = Trong đó: n=1 là số mặch đường dây. Thay số vào ta được: INĐ-4=198,28A. Với Tmax= 5000h ta tra được Jkt =1,1A/mm2 F1kt=198,28/1,1=180,26(mm2) ta chọn loại dây dẫn là nhôm lõi thép ( AC). Ta chọn được tiết diện tiêu chuẩn gần nhất là: Ftc=185mm2 có ICP=510A. Mà Iscmax=2.198,28=396,56(A) < ICP Mặt khác tiết diện hồ quang là 70mm2 do đó tiết diện này hoàn toàn thoả mãn về mặt kĩ thuật. Đường dây AC-185 có thông số kĩ thuật như sau: x0=0,414/km, r0=0,17/km, b0=2,84.10-6S /km. Vì đường dây 1 mạch nên: R=r0.lNĐ-4=0,17.70,71= 12,02(); X=x0lNĐ-4=0,414.70,71=29,27(); Ubt =7,36% Sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt mạch của đường dây ta có: Usc=Ubt= 7,36%. 1.2. Tính tương tự cho các đoạn NĐ-1, NĐ-2, NĐ-3, NĐ-6 ta được bảng sau: Đoạn NĐ-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 l(km) 64,03 53,85 64,03 70,71 50,00 63,25 Imax(A) 104,97 111,53 110,80 198,28 118,09 91,55 Isc(A) 209,94 223,06 221,60 396,56 236,18 183,10 Fkt(mm2) 95,43 101,39 100,73 180,26 107,36 83,23 Mã dây AC-95 AC-95 AC-95 AC-185 AC-95 AC-95 R() 10,56 8,89 10,56 12,02 8,25 10,44 X() 13,77 11,58 13,77 29,27 10,75 13,09 số mạch 2 2 2 1 2 2 ICP(A) 330 330 330 510 330 330 P(MW) 36 34 38 34 36 30 Q(MW) 17,43 20,69 18,40 16,47 27 14,53 Ubt% 5,13 4,48 5,41 7,36 4,85 4,16 Usc% 10,26 8,96 10,82 7,36 9,70 8,32 bảng 2.2 Từ bảng ta có: Utbmax%=7,36%; Uscmax%=10,82%. 2. Phương án 2: Ta có sơ đồ: Tính tương tự phương án 1 cho các đoạn NĐ-2; NĐ-3; NĐ-4; NĐ-6. 2.1. Xét đoạn 5-1: ta có: l5-1=40(km); Tính tương tự phương án 1 ta được các thông số sau. I51= 104,97(A). Fkt= 104,97/1,1=95,43(mm2) Isc=2 I51=209,94(A) Chọn Ftc=95(mm2); Ta thấy ICP>Iscvà tiết diện này lớn hơn tiết diện vầng quang do đó tiết diện ta chọn phù hợp về mặt kĩ thuật. suy ra: R51=r0.l51/2=0,33.40/2=6,6(); X51=x0.l51/2=0,43.40/2=8,6(); Ta có: Utb%=3,20% Usc%=2Utb%= 6,40%. 2.2. Xét đoạn NĐ-5. INĐ-5 = Ta được: INĐ-5= 236,19(A); Fkt=INĐ-5/Jkt=236,19/1,1=214,72(mm2). Isc=2.INĐ-5=429,44(A) Vậy ta chọn tiết diện tiêu chuẩn gần nhất là: Ftc=185(mm2).Dây AC-185 có ICP =510(A).Ta thấy ICP>Isc nên tiết diện ta chọn là phù hợp. Khi đó ta có: RNĐ5=r0.lNĐ5/2=0,17.50/2= 4,25(); XNĐ5=x0.lNĐ5/2=0,414.50/2=10,35(); Suy ra: Utb%=6,33% Usc%= 2Utb%=12,66%. Đối với đoạn NĐ-1-2 thì tổn thất ở chế độ bình thường là: Ubt%=3,20+6,33=9,53%. Tổn thất sự cố lớn nhất khi đứt một dây ở đoạn đầu gần nguồn là: Usc%=12,66+3,20=15,86%. 2.3. Ta có bảng tổng kết như sau: Đoạn NĐ-5 5-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 NĐ-6 l(km) 50,00 40,00 53,85 64,03 70,71 63,25 Imax(A) 236,19 104,97 111,53 110,80 198,28 91,55 Isc(A) 429,44 209,94 223,06 221,60 396,56 183,10 Fkt(mm2) 214,72 95,43 101,39 100,73 180,26 83,23 Mã dây AC-185 AC-95 AC-95 AC-95 AC-185 AC-95 R() 4,25 6,6 8,89 10,56 12,02 10,44 X() 10,35 8,6 11,58 13,77 29,27 13,09 số mạch 2 2 2 2 1 2 ICP(A) 510 330 330 330 510 330 P(MW) 72 36 34 38 34 30 Q(MW) 34,43 17,43 20,69 18,40 16,47 14,53 Ubt% 6,33 3,20 4,48 5,41 7,36 4,16 Usc% 12,66 6,40 8,96 10,82 7,36 8,32 Bảng 3.1 Vậy Ubtmax%=9,53% và Uscmax%=15,86%. 3. Phương án 3: Tính tương tự phương án 1 cho các đoạn NĐ-1; NĐ-3; NĐ-5; NĐ-6. Đoạn NĐ-1 NĐ-2 2-4 NĐ-3 NĐ-5 NĐ-6 l(km) 64,03 53,85 36,06 64,03 50,00 63,25 Imax(A) 104,97 223,07 198,28 110,80 118,09 91,55 Isc(A) 209,94 446,14 396,56 221,60 236,18 183,10 Fkt(mm2) 95,43 202,79 180,26 100,73 107,36 83,23 Mã dây AC-95 AC-185 AC-185 AC-95 AC-95 AC-95 R() 10,56 4,58 6,13 10,56 8,25 10,44 X() 13,77 11,15 14,93 13,77 10,75 13,09 số mạch 2 2 1 2 2 2 ICP(A) 330 510 510 330 330 330 P(MW) 36 68 34 38 36 30 Q(MW) 17,43 37,16 16,47 18,40 27 14,53 Ubt% 5,13 6,00 3,75 5,41 4,85 4,16 Usc% 10,26 12,00 3,75 10,82 9,70 8,32 Bảng 3.2 Vậy ta có: Ubtmax%=6,00+3,75=9,75% và Uscmax%=12,00+3,75=15,75%. 4. Phương án 4. Tính tương tự phương án 1 cho các đoạn NĐ-1; NĐ-2; NĐ-4; NĐ-5. Đoạn NĐ-1 NĐ-2 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-3 3-6 l(km) 64,03 53,85 70,71 50,00 64,03 36,06 Imax(A) 104,97 111,53 198,28 118,09 198,28 91,55 Isc(A) 209,94 223,06 396,56 236,18 396,56 183,10 Fkt(mm2) 95,43 101,39 180,26 107,36 180,26 83,23 Mã dây AC-95 AC-95 AC-185 AC-95 AC-185 AC-95 R() 10,56 8,89 12,02 8,25 5,44 5,95 X() 13,77 11,58 29,27 10,75 13,25 7,75 số mạch 2 2 1 2 2 2 ICP(A) 330 330 510 330 510 330 P(MW) 36 34 34 36 68 30 Q(MW) 17,43 20,69 16,47 27 32,93 14,53 Ubt% 5,13 4,48 7,36 4,85 6,66 2,41 Usc% 10,26 8,96 7,36 9,70 13,32 4,82 Bảng 3.3 Vậy ta có: Ubtmax%=6,66+2,41=9,07% và Uscmax%=13,32+2,41 =15,73%. 5. Phương án 5. Các đoạn NĐ-1, NĐ-2, NĐ-4, NĐ-5 tính tương tự, ta cần tính cho mạch kín NĐ36. Ta cần tính công suất truyền tải trên các đoạn đường dây. 5.1. Tính công suất truyền trên các đoạn đường dây. Công suất truyền trên đoạn NĐ-3 là: trong đó: S3=P3+j Q3=38+j18,40(MVA). S6=P6+j Q6=30+j14,53(MVA). lNĐ6=63,25(km); lNĐ3=64,03(km); l36=36,06(km). Do đó: SNĐ3=34,72+j16,81(MVA). Tương tự ta có công suất truyền trên đoạn NĐ-6 là: SNĐ6=33,28+j16,12(MVA). Công suất chạy trên đoạn đường dây 3-6 là: S36=S3-SNĐ3=38+j18,40-34,72-j16,81= 3,28+j.1,59(MVA). Điểm PT3 là điểm phân chia công suất. 5.2. Tính các dòng điện và chọn tiết diện dây dẫn. =202,47(A) Tương tự ta có: INĐ6=194,09(A); I23=19,13(A). Với mật độ dòng điện kinh tế 1,1(A/mm2) ta có các tiết diện kinh tế là: FNĐ3kt=202,47/1,1=184,06(mm2); FNĐ6kt=194,09/1,1=176,45(mm2); F23kt=19,13/1,1=17,39(mm2); Vậy ta chọn các tiết diện tiêu chuẩn gần nhất như sau: FNĐ6=FNĐ3=185mm2 có ICP=510A và F23=70 mm2 có ICP=265A Sự cố nguy hiểm nhất là đứt một trong các đoạn đầu đường dây trong mạch kín khi đó dòng điện chạy trên đoạn còn lại bằng: =396,55(A) Và dòng điện sự cố lớn nhất chạy trên đoạn 36 là: =221,60(A) Như vậy tiết diện ta chọn là phù hợp, thoả mãn điều kiện vầng quang và phát nóng. 5.3. Tính Ubt, Usc: Các thông số đường dây: Với dây AC-185 có: r0=0,17(/km); x0=0,414(/km); b0=2,84.10-6(S/km); và dòng điện cho phép là: 510(A); Đối với đoạn NĐ-3 ta có: RNĐ3=r0.lNĐ3=0,17.64,03=10,89(); XNĐ3=x0lNĐ3=0,414.64,03=26,51(); Ubt=6,81%; Khi sự cố đứt đoạn NĐ-2 là sự cố nguy hiểm nhất đối với đoạn NĐ-3 ta có: UNĐ3sc%=13,33%; Đoạn NĐ-6: RNĐ6=r0.lNĐ6=0,17.63,25=10,75(); XNĐ6=x0.lNĐ6=0,414.63,25=26,19(); Tương tự như đoạn NĐ-3 ta có: Ubt=6,45%; Khi sự cố đứt đoạn NĐ-3 là sự cố nguy hiểm nhất đối với đoạn NĐ-6 ta có: 13,17(A) Đoạn 2-3: Với dây AC-70 ta có: r0=0,46(/km); x0=0,44(/km); b0=2,58(S/km); Vậy: R23=r0.l23=0,46.36,06=16,59(/km); X23=x0,l23=0,44.36,06=15,87(/km); U36bt%=0,66%; Sự cố nguy hiểm nhất, tổn thất lớn nhất là khi đứt dây một trong hai đoạn đầu gần nguồn. Khi đứt đoạn NĐ-3: U23sc%= 7,62%; Khi đứt đoạn NĐ-2: U23sc%= 6,02%; Vậy: U23sc%= 7,62%; Đối với đoạn NĐ23: Tổn thất điện áp ở chế độ vận hành bình thường lớn nhất trên nó là: Ubt%=6,81%. Tổn thất điện áp ở chế độ sự cố lớn nhất khi đứt đoạn NĐ-3 ta có: Uscmax=13,33+7,62=20,95%. Ta có bảng tổng kết như sau: Đoạn NĐ-1 1-2 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-3 3-6 NĐ-6 l(km) 64,03 31,62 70,71 50,00 64,03 36,06 63,25 Imax(A) 204,11 111,53 198,28 118,09 202,47 19,13 194,09 Isc(A) 408,22 223,06 396,56 236,18 396,55 221,60 396,55 Fkt(mm2) 185,56 101,39 180,26 107,36 184,06 17,39 176,45 Mã dây AC-185 AC-95 AC-185 AC-95 AC-185 AC-70 AC-185 R() 5,44 5,22 12,02 8,25 10,89 16,59 10,75 X() 13,25 6,80 29,27 10,75 26,51 15,87 26,19 số mạch 2 2 1 2 1 1 1 ICP(A) 510 330 510 330 510 265 510 P(MW) 70 34 34 36 34,72 3,28 33,28 Q(MW) 38,12 20,69 16,47 27 16,81 1,59 16,12 Ubt% 7,32 2,63 7,36 4,85 6,81 0,66 6,45 Usc% 14,64 5,26 7,36 9,70 13,33 7,62 13,17 Bảng 3.4 Vậy ta có: Ubtmax%=7,32+2,63=9,95% và Uscmax%=20,95%. 6. Tổng kết kết quả: +Ubtmax%≤ 15-20%. +Uscmax%≤ 20-25%. Từ bảng các số liệu tính toán ta có bảng tổng kết như sau: U% PA1 PA2 PA3 PA4 PA5 Ubtmax% 7,63 9,53 9,75 9,07 9,95 Uscmax% 10,82 15,86 15,75 15,73 20,95 Bảng 3.5 Từ bảng tổng kết ta thấy cả năm phương án đều thoả mãn điều kiện kĩ thuật vì vậy ta giữ lại cả 5 phương án xét và so sánh về mặt kinh tế để tìm ra phương án tối ưu. IV. So sánh các phương án về mặt kinh tế. Để so sánh về mặt kinh tế các phương án ta dựa vào hàm chi phí tính toán hàng năm sau: Z=(avh+atc).k+A.C; trong đó: avh: Hệ số khấu hao về hao mòn, sửa chữa thường kìvà phục vụ đường dây trong năm, được tính theo vốn đầu tư K, ở đây ta lấy avh=0,04. K: Vốn đầu tư để xây dựng đường dây. atc: hệ số định mức hiệu quả vốn đầu tư, atc=0,125 = ;Ttc : thời gian thu hồi vốn sau 8 năm. C: Giá của 1kwh, C=500đ/kwh. A: Tổn thất trong mạng điện, được tính: Với: : thờ gian tổn thất công suất lớn nhất tính theo công thức sau: Ki: Vốn đầu tư cho một km đường dây. li: Chiều dài đường dây. Pimax: Tổn thất công suất tác dụng trong chế độ phụ tải cực đại. Tmax: Thờ gian sử dụng công suất lớn nhất ở đây Tmax=5000h. Tính cụ thể cho từng phương án: 4.1. Phương án 1: Dự kiến các phương án đều dùng cột thép, vốn đầu tư cho 1km đường dây là: AC-70: k=380.106đ/km. AC-95: k=385.106đ/km. AC-120: k=392.106đ/km. AC-150: k= 403.106đ/km. AC-185: k= 416.106đ/km. AC-240: k=436.106đ/km. Đối với đường dây hai mạch vốn đầu tư tăng 1,6 lần so với vốn đầu tư đường dây một mạch, ta có: KNĐ1=1,6.385.106.64,03=39,442.109đ. KNĐ2=1,6.385.106.53,85=33,172.109đ. KNĐ3=1,6.385.106.64,03=39,442.109đ. KNĐ4=416.106.70,71=29,415.109đ. KNĐ5=1,6.385.106.50=30,800.109đ. KNĐ6=1,6.385.106.63,25=38,962.109đ. Suy ra: K= KNĐ1+ KNĐ2 +KNĐ3 +KNĐ4 +KNĐ5 +KNĐ6 =(39,442+33,172+39,442+29,415+30,800+38,962).109 =211,233.109(Đ). Tổn thất trên mỗi đoạn đường dây là: (MW). (MW). (MW). (MW). (MW). (MW). PNĐ1+PNĐ2+PNĐ3+PNĐ4+PNĐ5+PNĐ6=7,874(MW) Vậy: A=.=7,874.103.3411=26,858.106(KW); suy ra: Z=(0,04+0,125).211,233.109+26,858.106.500=48,282.109(Đ) 4.2. Phương án 2: Tính tương tự ta có bảng sau: Đoạn l(km) Mã dây số mạch k0i(106đ/km) Ki(tỉ đ) P(MW) NĐ-2 53,85 AC-95 2 385 33,172 1,164 NĐ-3 64,03 AC-95 2 385 39,442 1,556 NĐ-4 70,71 AC-185 1 416 29,415 1,418 NĐ-5 50,00 AC-185 2 416 33,280 2,237 5-1 40,00 AC-95 2 385 24,640 0,873 NĐ-6 63,25 AC-95 2 385 38,962 0,959 Bảng 3.6. Vậy ta có: K= KNĐ5+ K51 +KNĐ2 +KNĐ3 +KNĐ4 +KNĐ6 K=198,911(Tỷ đồng). PNĐ1+PNĐ2+PNĐ3+PNĐ4+PNĐ5+PNĐ6 8,207(MW). A=.=8,207.103.3411=27,994.106(KW) Z=(0,04+0,125).198,911.109+27,994.106.500=46,817.109(Đ). 4.3. Phương án 3: Ta có bảng: Đoạn l(km) Mã dây số mạch k0i(106đ/km) Ki(tỉ đ) P(MW) NĐ-1 64,03 AC-95 2 385 39,442 1,396 NĐ-2 53,85 AC-185 2 416 35,843 2,273 2-4 36,06 AC-185 1 416 15,001 0,723 NĐ-3 64,03 AC-95 2 385 39,442 1,556 NĐ-5 50,00 AC-95 2 385 30,800 1,381 NĐ-6 63,25 AC-95 2 385 38,962 0,959 Bảng 3.7 Vậy ta có: K= KNĐ1+ KNĐ2 +K24 +KNĐ3 +KNĐ5 +KNĐ6 K=199,490(Tỷ đồng). PNĐ1+PNĐ2+P24+PNĐ3+PNĐ5+PNĐ6=8,288(MW). A=.=8,288.103.3411=28,270.106(KW). Z=(0,04+0,125).199,490.109+28,270.106.500=47,051.109(Đ). 4.4. Phương án 4: Tương tự ta có: Đoạn l(km) mã dây số mạch k(106đ/km) K(tỉ đ) P(MW) NĐ-1 64,03 AC-95 2 385 39,442 1,396 NĐ-2 53,85 AC-95 2 385 33,172 1,164 NĐ-3 64,03 AC-185 2 416 42,618 2,566 3-6 36,06 AC-95 2 385 22,213 0,546 NĐ-4 70,71 AC-185 1 416 29,415 1,418 NĐ-5 50,00 AC-95 2 385 30,800 1,381 Bảng 3.8 Vậy ta có: K= KNĐ1+ KNĐ2 +KNĐ3 +KNĐ4 +K36 +KNĐ6 K=197,660(Tỷ đồng). PNĐ1+PNĐ2+PNĐ3+PNĐ4+P36+PNĐ6=8,471(MW). A=.=8,471.103.3411=28,895.106(KW) Z=(0,04+0,125).197,660.109+28,895.106.500=47,061.109(Đ) 4.5. Phương án 5: Ta có bảng sau: Đoạn l(km) mã dây số mạch k(106đ/km) K(tỉ đ) P(MW) NĐ-1 64,03 AC-185 2 416 42,618 2,856 1-2 31,62 AC-95 2 385 19,478 0,683 NĐ-3 64,03 AC-185 1 416 26,636 1,339 3-6 36,06 AC-70 1 380 13,703 0,018 NĐ-4 70,71 AC-185 1 416 29,415 1,418 NĐ-5 50,00 AC-95 2 385 30,800 1,381 NĐ-6 63,25 AC-185 1 416 26,312 1,215 Bảng 3.9 Vậy ta có: K= KNĐ1+ K12 +KNĐ3 +KNĐ4 +K36 +KNĐ5+ KNĐ6 K=188,962(Tỷ đồng). PNĐ1+PNĐ2+PNĐ3+PNĐ4+PNĐ5+PNĐ6=8,910(MW). A=.=8,910.103.3411=30,392.106(KW) Z=(0,04+0,125).188,962.109+30,392.106.500=46,375.109(Đ) Dựa vào kết quả tính toán ta có bảng tổng kết như sau: Phương án 1 2 3 4 5 Utbmax% 7,63 9,53 9,75 9,07 9,95 Uscmax% 10,82 15,86 15,75 15,73 20,95 Z(109đ) 48,282 46,817 47,051 47,061 46,375 Bảng 3.10 Căn cứ vào bảng tổng kết ta thấy phương án 2 và 5 là những phương án có chi phí kinh tế là thấp nhất. Tuy nhiên ta có: Zmin% == 0,953(%) < 5%; Nghĩa là hai phương án này là tương đương nhau về kinh tế. Từ bảng tổng kết ta thấy Utbmax% của phương án 2 là nhỏ hơn so với phương án 5 vậy nên ta chọn phương án 2 là phương án tối ưu nhất. Chương IV Lựa chọn mba và sơ đồ nối dây I. Lựa chọn MBA. 1. Lựa chọn số lượng MBA. Đối với các hộ tiêu thụ là hộ loại I như các phụ tải:1;2;3;5;6, thì để đảm bảo độ tin cậy cho cung cấp điện một cách liên tục, thì mỗi trạm BA cần phải chọn hai MBA vận hành song song mỗi máy được nối vào một phân đoạn thanh góp riêng và giữa các phân đoạn này có một máy cắt tự động đóng cắt khi cần thiết. Đối với các hộ tiêu thụ là hộ loại III, như phụ tải 4 thì mỗi trạm BA chỉ cần chọn một MBA vận hành là đủ. Bởi vì hộ tiêu thụ loại III là hộ tiêu thụ điên không cần đảm bảo độ tin cậy hay có thể nói nó có thể mất điện khi xẩy ra sự cố. 2. Lựa chọn công suất MBA. Công suất MBA được chọn phải đảm bảo cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường lúc phụ tải làm việc cực đại khi có sự cố một MBA phải ngừng làm việc thì MBA còn lại phải đảm bảo cung cấp công suất cho các phụ tải. + Đối với trạm có hai MBA làm việc song song, thì công suất lựa chọn MBA phải thoả mãn: Trong đó: n: số MBA trong trạm k: là hệ số hiệu quả của MBA trong trạm, k=1,4; Smax: Công suất cực đại của phụ tải. + Đối với trạm có 1 MBA làm việc thì công suất lựa chọn MBA chỉ cần thoả mãn: S ≥ Smax Vậy: ; Phụ tải Li(km) Pi(MW) Qitb(MVAR) cosjitb Qitb(MVAR) cosjitb 1 64,03 36 27 0,8 17,43 0,9 2 53,85 34 25,5 0,8 20,69 0,86 3 64,03 38 28,5 0,8 18,40 0,9 4 70,71 34 25,5 0,8 16,47 0,9 5 50 36 27 0,8 27,00 0,8 6 63,25 30 22,5 0,8 14,53 0,9 Bảng 4.1 Phụ tải 1: P1max=36(MW); Q1max=17,43(MVAr) Sb1=28,57(MWA). Vậy MBA chọn là: TPDH-32000/110*. Phụ tải 2: P2max=34(MW); Q2max=20,69(MVAr); Sb228,43(MVA); - MBA được chọn là: TPDH-32000/110*. Phụ tải 3: P3max=38(MW); Q3max=18,40(MVAr) Sb330,16(MVA); MBA được chọn là: TPDH-32000/110*. Phụ tải 4: P4max=34(MW); Q4max=16,47(MVAr) Sb4Smax=37,78(MVA); - MBA được chọn là: TPDH-40000/110*. Phụ tải 5: P5max=36(MW); Q5max=27(MVAr) Sb532,14(MVA); - MBA được chọn là: TPDH-40000/110*. Phụ tải 6: P6max=30(MW); Q6max=14,53(MVAr) Sb623,81(MVA); - MBA được chọn là: TPDH-25000/110*. Vậy các trạm BA được chọn có các loại MBA như sau: +TPDH-25000/110*, nó có các thông số như sau: Uc=115(KV); Un%=10,5%; Pn=120(KW); P0=29(KW); I0%=0,8; R=2,54(); X=55,9();Q0=200(KW); +TPDH-32000/110*, nó có các thông số như sau: Uc=115(KV); Un%=10,5%; Pn=145(KW); P0=35(KW); I0%=0,75; R=1,87(); X=43,5();Q0=240(KW); +TPDH-40000/110*, nó có các thông số như sau: Uc=115(KV); Un%=10,5%; Pn=175(KW); P0=42(KW); I0%=0,7; R=1,44(); X=34,8();Q0=280(KW); Vậy tổng vốn đầu tư để xây dựng TBA là: KTBA=1,8.(29.3+22.1+36.1)+36=297.109(Đ). II. Sơ đồ trạm biến áp. 1. Trạm nguồn. Dùng sơ đồ hai hệ thống thanh góp (liên hệ với nhau bởi máy cắt liên lạc-MCLL). 2. Trạm trung gian. Dùng sơ đồ hệ thống hai phân đoạn thanh góp. 3. Trạm cuối. Dùng hệ thống có hai phân doạn thanh góp: + Nếu l >70(km) thì đặt máy cắt cao áp ở phía đường dây bởi vì với chiều dài lớn thì sự cố xảy ra do thao tác đóng cắt nhiều vì vậy phải đặt máy cắt cuối đường dây. + Với l <70(km) thì đặt máy cắt điện áp ở phía MBA ta có sơ đồ trạm biến áp của mạng điện thiết kế. Chương V tính toán các chế độ của mạng điện Trong chương này ta đi xác định các chế độ vận hành của mạng điện cụ thể là tính chính xác các chế độ vận hành của mạng điện. Có ba chế độ cơ bản: phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và chế độ sau sự cố. I. Trạng thái phụ tải cực đại. Vì chỉ biết điên áp trên thanh góp của nhà máy điện do đó ta tính chế độ qua hai giai đoạn. Mà điện áp trên thanh góp nhà máy điện trong chế độ phụ tải cực đại được xác định theo công thức sau: UNĐ=110%Uđm=110.110/100=121(KV). Bảng thông số các đường dây như sau: Đoạn l(km) Mã dây R() X() B(10-6S) B/2(10-6S) NĐ-2 53,85 AC-95 8,89 11,58 285,40 142,70 NĐ-3 64,03 AC-95 10,56 13,77 339,36 169,68 NĐ-4 70,71 AC-185 12,02 29,27 200,82 100,41 NĐ-5 50,00 AC-185 4,25 10,35 284,00 142,00 5-1 40,00 AC-95 6,60 8,60 212,00 106,00 NĐ-6 63,25 AC-95 10,44 13,09 335,23 167,61 Bảng 5.1 Đoạn NĐ-2: Sơ đồ, sơ đồ thay thế như sau: Giai đoạn 1: Đoạn NĐ-5 5-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 NĐ-6 l(km) 50,00 40,00 53,85 64,03 70,71 63,25 Imax(A) 236,19 104,97 111,53 110,80 198,28 91,55 Isc(A) 429,44 209,94 223,06 221,60 396,56 183,10 Fkt(mm2) 214,72 95,43 101,39 100,73 180,26 83,23 Mã dây AC-185 AC-95 AC-95 AC-95 AC-185 AC-95 R() 4,25 6,6 8,89 10,56 12,02 10,44 X() 10,35 8,6 11,58 13,77 29,27 13,09 số mạch 2 2 2 2 1 2 ICP(A) 510 330 330 330 510 330 P(MW) 72 36 34 38 34 30 Q(MW) 34,43 17,43 20,69 18,40 16,47 14,53 Ubt% 6,33 3,20 4,48 5,41 7,36 4,16 Usc% 12,66 6,40 8,96 10,82 7,36 8,32 Bảng 5.2 =8,89+j11,58(); Bỏ qua G ta có: Y2/2=B2/2=1,43.10-4(S); =1,87/2+j.43,5/2=0,935+j.21,750(); =34+j.20,69(MVA); b2 =0,122+j2,847(MVA); b2= 2+b2=34+j.20,69+0,122+j.2,847=34,122+j.23,537(MVA); 02=2( P02+Q02)=2(0,035+j.0,24)=0,07+j.0,48(MVA); c2=b2+ 02=34,122+j23,537+0,07+j.0,48 c2=34,192+j24,017(MVA); Qc2c=Qc2d=B2.U2đm/2=1102.1,43.10-4=1,730(MVAr); 2 ==34,192+j.24,017-j.1,730=34,192+j.22,287(MVA); d2=1,223+j1,593(MVA); =34,192+j22,267+1,223+j1,593 =35,415+j23,860(MVA); =35,415+j23,860-j.1,730 =35,415+j22,130(MVA); Giai đoạn 2: Tính điện áp tại các nút. Ud2=4,84(KV); Điện áp trên thanh cái cao áp là: Uc2=UN- Ud2=121- 4,84=116,16(KV); Tổn thất điện áp trên MBA là: Ub2=4,68(KV); Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp đã quy về điện áp cao là: Uh2=Uc2- Ub2=116,16- 4,68=111,48(KV); Đoạn NĐ-5-1: Sơ đồ và sơ đồ thay thế như sau: Giai đoạn 1: Chọn điện áp tại các của mạng điện bằng điện áp định mức của mạng điện ta có: =4,25+j.10,35(); =6,60+j.8,60(); Bỏ qua G ta có: Y5/2=B5/2=1,42.10-4(S); Y51/2=B51/2=1,06.10-4(S); =1,44/2+j.34,80/2= 0,72+j17,40(); =1,87/2+j.43,50/2= 0,935+j.21,750(); =2( P05+Q05)=2(0,042+j.0,280)=0,084+j.0,560(MVA); =2( P01+Q01)=2(0,035+j.0,240)=0,07+j.0,48(MVA); =36+j.17,43(MVA); b1=0,124+j.2,876(MVA); b1= +b1=36+j.17,43+0,124+j2,876=36,124+j.20,306(MVA); c51=b1+ 051=36,124+j.20,306+0,07+j.0,48 c51 = 36,194+j.20,786(MVA); Qc51c=Qc51d=B1.U2đm/2=1102.1,06.10-4=1,283(MVAr); = 36,194+j.20,786-j.1,283= 36,194+j.19,503(MVA); d51=0,922+j.1,201(MVA); =36,194+19,503 +0,922+j.1,201 =37,116+j.20,704(MVA); =36+j.27(MVA); b5=0,120+j.2,912(MVA); b5= +b5=36+j.27+0,120+j.2,912=36,120+j.29,912(MVA); c5=b5+ 05= 36,120+j.29,912+0,084+j.0,560 c5=36,204+j.30,472(MVA); Qc5c=Qc5d=B5.U2đm/2=1102.1,421.10-4= 1,718(MVAr); =36,204+j30,472+37,116+j.20,704-j.1,718-j1,283 =73,32+j.48,18(MVA); d5=2,70+j.6,58(MVA); = 73,32+j.48,18+2,70+j.6,58 =76,02 +j54,76(MVA); = 76,02+j.54,76-j1,718 =76,02+j.53,042(MVA); Giai đoạn 2: Tính điện áp tại các nút. Tổn thất điện áp trên đoạn NĐ-5 là: Ud5=7,35(KV); Điện áp trên thanh cái cao áp là: Uc5=UN- Ud5=121- 7,35=113,65(KV); Tổn thất điện áp trên MBA là: Ub5=4,80(KV); Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp đã quy về điện áp cao là: Uh5=Uc5- Ub5=113,65- 4,80=108,85(KV); Tổn thất điện áp trên đoạn 5-1 là: Ud51=3,72(KV); Điện áp trên thanh cái cao áp là: Uc51=Uc5-Ud51=113,65- 3,72 =109,93(KV); Tổn thất điện áp trên MBA là: Ub51=4,32(KV); Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp đã quy về điện áp cao là: Uh51=Uc51- Ub51=109,93- 4,32=105,61(KV); Tính tương tự cho các đoạn còn lại (như đoạn NĐ2) ta có bảng tổng kết như sau: Đoạn (KV) Uci(KV) (KV) Uhi(KV) NĐ-2 4,84 116,16 4,68 111,48 NĐ-3 5,99 115,01 4,40 110,61 NĐ-4 9,22 111,79 6,85 104,94 NĐ-5 7,35 113,65 4,80 108,85 5-1 3,72 109,93 4,32 105,61 NĐ-6 4,55 116,45 4,43 112,02 Bảng 5.3: Bảng các điện áp nút. Gi chú: Các điện áp gi trên bảng ở thanh hạ áp là điện áp qui đổi về phía cao áp. Đoạn 5-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 (MVA) 36+j17,43 34+j20,69 38+j18,40 34+j.16,47 36+j27 30+j14,53 MVA) 0,07+j0,48 0,07+j.0,48 0,07+j.0,48 0,042+j.0,28 0,084+j0,56 0,058+j.0,40 (MVA) 0,124+j2,876 0,12+j.2,847 0,138+j.3,204 0,17+j.4,105 0,12+j2,912 0,117+j.2,57 (MVA) 36,12+j20,30 34,12+j23,53 38,14+j.21,80 34,17+j20,57 36,12+j29,91 30,11+j.17,09 (MVA) 36,19+j20,78 34,19+j.24,01 38,21+j.22,28 34,21+j20,85 36,20+j30,47 ._.