Thiết kế nguồn cung cấp điện cho nhà máy nhiệt điện

ịnh. 1.1. Nguồn điện Trong đồ án thiết kế, nguồn cung cấp là hai nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) NMNĐ1 gồm 4 tổ máy, công suất định mức của mỗi nhà máy là 50 MW, cosj = 0,8. Như vậy công suất định mức của NM1 là 200MW. Đây là NMNĐ dùng nguyên liệu than, dầu hay khí. - NMNĐII: Giống NMNĐI. 1.2. Phụ tải a, Sơ đồ địa lý b, Bảng số liệu phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax 20 15 35 48 56 25 38 22 Pmin 14 10.5 24.5 33.6 39.2 17.5 26.6 15.4 Cos j 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 Qmax 12.39 9.296 21.69 29.75 34.71 15.49 23.55 13.63 Qmin 8.676 6.507 15.18 20.82 24.29 10.85 16.49 9.544 Loại phụ tải I I I I I III I III Y/c ĐCĐA KT KT KT KT KT T T T Điện áp thứ cấp 10 10 10 10 10 10 10 10 Tổng số có 8 phụ tải, trong đó phụ tải 6, 8 là phụ tải loại III, còn lại là phụ tải loại I. Phụ tải 1, 2, 3, 4, 5, 7. Yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, phụ tải 1, 2, 3, 4, 5, còn Phụ tải 6, 7, 8 yêu cầu điều chỉnh điện áp thường. Tổng công suất yêu cầu ở chế độ phụ tải cực đại là 259 (MW). Chế độ cực tiểu: SPmin = 75%SPmax = 181,3 (MW) Thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax = 4400 giờ. chương 2 Cân bằng công suất - Định phương thức vận hành trong hệ thống điện Trong sản xuất, tiêu thụ điện năng, tổng điện năng phát ra phải đúng bằng lượng điện năng mà phụ tải yêu cầu, tức là điện năng tại mọi thời điểm phải đảm bảo sự cân bằng. Cân bằng công suất trong hệ thống trước hết là xem khả năng cung cấp và tiêu thụ điện năng trong hệ thống có cân bằng hay không. Trong các trạng thái vận hành cực đại, cực tiểu và sự cố, dựa trên sự cân bằng khu vực, đặc điểm và khả năng cung cấp của từng nhà máy điện. 2.I. Cân bằng công suất tác dụng Cân bằng công suất tác dụng rất cần thiết để giữ được tần số bình thường. Nó có nghĩa là tổng công suất tác dụng phát ra phải bằng tổng công suất tác dụng yêu cầu: SPf = SPyc . Sự cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu thức: (1) Trong đó: SPf : Tổng công suất tác dụng phát ra do máy phát điện của các nhà máy điện trong hệ thống. SPf = 4´50 + 4´50 = 400 (MW) S: Tổng phụ tải tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ. S= 259 (MW) SDPmđ : Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp, trong tính toán sơ bộ, lấy: SDPmđ =10%SPpt = 25,9 (MW) SPtd : Tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện. SPtd = a%(SPpt + SDPmđ ) = 10%(259 + 25,9) = 28,49 (MW) m : Hệ số đồng thời (m = 1) SPdt : Tổng công suất dự trữ Từ (1) ị SPdt = SPf - (m.SPpt + SDPmđ + SPtd) = 400 - (1.259 + 25,9 + 28,49) = 86,61 (MW) > Pmax =50 MW (công suất một tổ máy lớn nhất). Vậy hệ thống điện có sự cân bằng công suất tác dụng. 2.2. Cân bằng công suất phản kháng Để giữ được điện áp bình thường cần phải có sự cân bằng công suất phản kháng ở hệ thống nói chung và từng khu vực nói riêng. Sự thiếu hụt công suất phản kháng sẽ làm cho điện áp giảm. Ngược lại, sự thay đổi điện áp có ảnh hưởng tới sự thay đổi tần số. Sự cân bằng công suất phản kháng trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu thức: (2) Trong đó : SQF : Tổng công suất phản kháng phát ra bởi các nhà máy điện. SQF = SPF.tgj SPF = 400 MW cosj = 0,8 ị tgj = 0,75 ị SQF = 400.0,75 = 300 (MVAr) SQB : Tổng công suất bù m : Hệ số đồng thời (m = 1) : Tổng phụ tải phản kháng cực đại của mạng. =SPpt.tgj = 259.0,75 = 194,25 (MVAr) SDQba : Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các máy biến áp. SDQba = 15%.SQpt = 29,13 (MVAr) SDQL : Tổng tổn thất công suất phản kháng trên đoạn đường dây của mạng điện. SDQC : Tổng công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây cao áp sinh ra. Trong tính toán sơ bộ, coi SDQL = SQC ị SDQL - SDQC = 0. SQtd : Tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy trong hệ thống. Qdt : Công suất phản kháng dự trữ của hệ thống Qdt = Pdt.tgj = 86,61.0,75 = 64,95 (MVAr) Từ (2)ị SQB = m. SDQpt+SDQba +(SDQL - SDQC) +SQdt + Qdt - SQpt = 1. 160.58 + 24,08 + 21,36 + 64,95 - 300 = -29.03 (MVAr) < 0 Vậy hệ thống điện có sự cân bằng công suất phản kháng. ị Không phải bù sơ bộ. 2.3.Định phương thức vận hành 2.3.1. Khi phụ tải cực đại Tổng công suất yêu cầu của hệ thống (chưa kể đến dự trữ) là: SPyc = SPpt + SDPmđ + SPtd = 259 + 25,9 + 28,49 = 313.39 (MW) Biết nhà máy vận hành kinh tế trong khoảng (85á95)% công suất định mức. Cho nhà máy I phát 85%PFđmI Công suất Nhà máy 1 phát lên lưới là: Như vậy, Nhà máy II sẽ phải đảm nhận khoảng: ị chiếm 85,9% của . 2.3.2. Khi phụ tải cực tiểu ở chế độ min, tổng công suất yêu cầu của phụ tải là: Để vận hành kinh tế, tăng độ ổn định cho toàn hệ thống, ta cho hai nhà máy cùng vận hành song song. Nhà máy 1 cho 4 tổ máy vận hành đồng thời với 75% công suất định mức: Như vậy, Nhà máy 2 sẽ phải đảm nhận khoảng: ị PfII chiếm 49,6% của PđmII. 2.3.3. Khi sự cố Khi sự cố một tổ máy NMI hoặc NMII thì các tổ máy còn lại được huy động phát hết công suất để đáp ứng nhu cầu phụ tải của hệ thống. Bảng tổng kết phương thức vận hành của hệ thống Phụ tải Nhà Máy Max Min Pf (MW) Số tổ máy làm việc Pf (MW) Số tổ máy làm việc 1. 85%.200 4´50 75%.200 4´50 2. 160,39 4´50 85,96 4´50 Chương IIi Các phương án nối dây cho mạng điện - so sánh các phương án đề ra về mặt kỹ thuật 3.1. Thành lập các phương án nối dây của mạng điện. Công việc lựa chọn và thành lập các phương án nối là công việc khởi đầu của công tác thiết kế đường dây tải điện, nó có ảnh hưởng quyết định tới việc thi công, quản lý vận hành cũng như về mặt kinh tế kỹ thuật. Việc tìm ra phương án nối dây hợp lí về kinh tế, kỹ thuật do nhiều yếu tố quyết định như : - Phụ tải lớn hay nhỏ. - Số lượng phụ tải nhiều hay ít. - Vị trí phân bố của phụ tải. - Mức độ đảm bảo yêu cầu cung cấp điện của phụ tải. - Đặc điểm và khả năng cung cấp điện của các nhà máy điện… Theo số liệu phụ tải của mạng điện, ta thấy các phụ tải có phụ tải loại một và phụ tải loại ba. Phụ tải loại một yêu cầu cung cấp điện liên tục, các đường dây được thiết kế sao cho nếu một thiết bị nào đó bị hỏng hoặc sửa chữa, phải ngừng công tác thì phụ tải vẫn phải được cung cấp điện bình thường. Bởi vậy các phụ tải sẽ được cấp điện từ hai nguồn hoặc trên hai đường dây. Phụ tải loại ba yêu cầu cung cấp điện không cần liên tục, các phụ tải loại này có thể được cung cấp từ 1 nguồn cấp hoặc thanh góp điện áp của phụ tải loại một, đường dây đơn. Sau đây là các phương án đề xuất. Phương án i Phương án ii Phương án iii Phương án iV Phương án V Phương án VI Phương án VII Phương án VIII Phương án IX Phương án X 3.2. Tính mômen phụ tải cho từng phương án nối dây Tính mômen phụ tải cho từng phương án ở chế độ phụ tải và cả hai nhà máy đều vận hành hết tổ máy. Nhà máy 1 cho vận hành các tổ máy ở chỉ tiêu kinh tế là 85%Pfđm PvhI = 153 MW Tổng mômen phụ tải của các phương án được tính: M = SPi.li Trong đó : Pi - Công suất truyền trên đường dây thứ i. li - Chiều dài đoạn đường dây thứ i. 3.2.1. Phương án 1. Phân bố công suất: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax (MW) 20 15 35 48 56 25 38 22 PI5 = PfI - (P1 + P2 + P3 + P4) = 153 - (20 + 15 + 35 + 48) = 35 MW PII5 = P5 - PI5 = 56 - 35 = 21 MW - Tổng mômen phụ tải: 3.2.2. Phương án 2. Phân bố công suất: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax 20 15 35 48 56 25 38 22 PI5 = PfI - (P1 + P2 + P3 + P4) = 153 - (20 + 15 + 35 + 48) = 35 MW PII5 = P5 - PI5 = 56 - 35 = 21 MW - Tổng mômen phụ tải: 3.2.3. Phương án 3 Phân bố công suất: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax 20 15 35 48 56 25 38 22 PI5 = PfI - (P1 + P2 + P3 + P4) = 153 - (20 + 15 + 35 + 48) = 35 MW PII5 = P5 - PI5 = 56 - 35 = 21 MW - Tổng mômen phụ tải: 3.2.4. Phương án 4 Phân bố công suất: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax 20 15 35 48 56 25 38 22 PI5 = PfI - (P1 + P2 + P3 + P4) = 153 - (20 + 15 + 35 + 48) = 35 MW PII5 = P5 - PI5 = 56 - 35 = 21 MW Mạch vòng NĐI - 1 - 2 - NĐI Đây là mạch vòng khép kín nên giả thiết tất cả các lộ có tiết diện dều bằng nhau nên công suất truyền trên đoạn NĐ - 1 được tính theo biểu thúc sau: Có thể thấy rằng PNĐI - 1= 19,48 MW < P1 = 20 MW. Do đó nút 1 là điểm phân công suất của mạch vòng. - Tổng mômen phụ tải: 3.2.5. Phương án 5 Phân bố công suất: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax 20 15 35 48 56 25 38 22 PI5 = PfI - (P1 + P2 + P3 + P4) = 153 - (20 + 15 + 35 + 48) = 35 MW PII5 = P5 - PI5 = 56 - 35 = 21 MW - Tổng mômen phụ tải: 3.2.6. Phương án 6 Phân bố công suất: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax 20 15 35 48 56 25 38 22 PI5 = PfI - (P1 + P2 + P3 + P4) = 153 - (20 + 15 + 35 + 48) = 35 MW PII5 = P5 - PI5 = 56 - 35 = 21 MW - Tổng mômen phụ tải: 3.2.7. Phương án 7 Phân bố công suất: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax 20 15 35 48 56 25 38 22 PI5 = PfI - (P1 + P2 + P3 + P4) = 153 - (20 + 15 + 35 + 48) = 35 MW PII5 = P5 - PI5 = 56 - 35 = 21 MW Mạch vòng NĐI - 1 - 2 - NĐI Đây là mạch vòng khép kín nên giả thiết tất cả các lộ có tiết diện dều bằng nhau nên công suất truyền trên đoạn NĐ - 1 được tính theo biểu thúc sau: Có thể thấy rằng PNĐI - 1= 19,48 MW < P1 = 20 MW. Do đó nút 1 là điểm phân công suất của mạch vòng. - Tổng mômen phụ tải: - Tổng mômen phụ tải: 3.2.8. Phương án 8 Phân bố công suất: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax 20 15 35 48 56 25 38 22 PI5 = PfI - (P1 + P2 + P3 + P4) = 153 - (20 + 15 + 35 + 48) = 35 MW PII5 = P5 - PI5 = 56 - 35 = 21 MW Mạch vòng NĐI - 1 - 2 - NĐI Đây là mạch vòng khép kín nên giả thiết tất cả các lộ có tiết diện dều bằng nhau nên công suất truyền trên đoạn NĐ - 1 được tính theo biểu thúc sau: Có thể thấy rằng PNĐI - 1= 19,48 MW < P1 = 20 MW. Do đó nút 1 là điểm phân công suất của mạch vòng. - Tổng mômen phụ tải: - Tổng mômen phụ tải: 3.2.9. Phương án 9 Phân bố công suất: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax 20 15 35 48 56 25 38 22 PI5 = PfI - (P1 + P2 + P3 + P4) = 153 - (20 + 15 + 35 + 48) = 35 MW PII5 = P5 - PI5 = 56 - 35 = 21 MW - Tổng mômen phụ tải: 3.2.10. Phương án 10 Phân bố công suất: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax 20 15 35 48 56 25 38 22 PI5 = PfI - (P1 + P2 + P3 + P4) = 153 - (20 + 15 + 35 + 48) = 35 MW PII5 = P5 - PI5 = 56 - 35 = 21 MW Mạch vòng NĐI - 1 - 2 - NĐI Đây là mạch vòng khép kín nên giả thiết tất cả các lộ có tiết diện dều bằng nhau nên công suất truyền trên đoạn NĐ - 1 được tính theo biểu thúc sau: Có thể thấy rằng PNĐI - 1= 19,48 MW < P1 = 20 MW. Do đó nút 1 là điểm phân công suất của mạch vòng. - Tổng mômen phụ tải: - Tổng mômen phụ tải: Bản tổng kết Moment Phụ tải các phương án Các phương án Tổng Moment Phụ tải 1 10358.02 2 10122.52 3 10260.52 4 11161.43 5 10433.02 6 10347.52 7 11138.68 8 10456.68 9 10335.52 10 10531.68 ị Chọn phương án 1, 2, 3, 9 để so sánh về kinh tế và kỹ thuật. 3.3. So sánh các phương án đề ra về mặt kỹ thuật. Để so sánh các phương án về mặt kỹ thuật ta sẽ tính toán các nội dung sau. - Tính toán lựa chọn điện áp tải điện. - Tính toán lựa chọn tiết diện dây dẫn. - Tính toán tổn thất điện áp lúc bình thường và lúc sự cố nặng nề nhất. - Kiểm tra phát nóng của dây dẫn lúc sự cố. 3.3.1. Tính toán lựa chọn điện áp tải điện. Đây là bước rất quan trọng trong công việc thiết kế mạng điện vì nó ảnh hưởng trực tiếp tới kinh tế của mạng điện. Theo kinh nghiện ta có biểu thức kinh nghiệm để chọn điện áp vận hành cho mạng điện. KV, (3,2) Trong đó: Ui- điện áp định mức chọn cho mạch thứ i (KV), li- khoảng cách từ nguồn điện đến phụ tải i (Km), Pi- công suất lớn nhất của phụ tải thứ i (MW), Để đơn giản trong tính toán, chọn điện áp định mức chung cho các phương án và dùng sơ đồ hình tia. Khoảng cách và điện áp vận hành cho các mạch như bảng sau: Phụ tải Lộ-1 Lộ-2 Lộ-3 Lộ-4 Lộ-5 Lộ-6 Lộ-7 Lộ-8 l(Km) 51 67,1 67,1 41,23 51 67,1 36,1 67,1 Pmax(MW) 20 15 35 48 56 25 38 22 Uvh(KV) 83,59 76,05 108,7 123,5 133,6 93,8 110,15 88,9 Qua bảng trên thấy rằng điện áp tính toán của các lộ gần với điện áp gần với cấp điện áp 110KV. Nên chọn điện áp định mức cho mạng điện khu vực thiết kế là 110 KV. 3.3.2. Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật của các phương án Sau khi đưa ra các phương án nối dây thì tiến hành tính toán cụ thể các chỉ tiêu kỹ thuật của phương án. Dự kiến dùng loại dây nhôm lõi thép (AC) đặt trên không với khoảng cách trung bình hình học Dtb=5 m. Thời gian sử dụng công suất lớn (Tmax=4400h), điện áp cao và công suất truyền tải lớn, nên tiết diện dây được chọn theo điều kiện mật độ dòng điện kinh tế(Jkt) sau đó kiểm tra lại điều kiện phát nóng, tổn thất điện áp lúc bình thường cũng như khi sự cố, điều kiện độ bền cơ, tổn thất vầng quang. Để chọn tiết diện thì dựa vào biểu thức sau Trong đó: Ftt- tiết diện tính toán của dây dẫn (mm2), Imax- dòng điện chạy qua dây dẫn trong chế độ phụ tải max (A), Jkt- mật độ dòng điện kinh tế (A/mm2)(tra bảng), Dựa vào thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tln= 4400h và loại dây đã dự kiến (AC) tra bảng trong sách hướng dẫn thiết kế tốt nghiệp có Jkt=1,1(A/mm2). Dòng điện làm việc lớn nhất được tính theo biểu thức: Trong đó: Smax- công suất chạy trên đường dây ở chế độ phụ tải max(MVA). n- số mạch trên một đường dây. Uđm-điện áp định mức của mạng(110KV). Tổn thất điện áp trên các lộ được xác định theo biểu thức: Với: P,Q- công suất tác dụng và phản kháng chạy trên các lộ, R = l.r0- điện trở của đường dây. X = l.x0- điện kháng của đường dây. n- Số mạch trên một đường dây. Điều kiện để phương án được chấp nhận là tổn thất điện áp khi bình thường và khi bị sự cố là: Với điện áp U ³ 110kV, tiết diện dây dẫn cần chọn có F ³ 70 mm2. Để tránh tổn thất vầng quang trong điều kiện làm việc bình thường. 3.3.3. Phần tính toán 3.3.1. Phương án 1 - Dòng công suất chạy trên các lộ Dòng công suất tác dụng truyền từ nhà máy điện 1 và 2 đến phụ tải 5 phụ thuộc vào khoảng cách từ nhà máy đến phụ tải. Các nhà máy có công suất như nhau nên ta có thể tính gần đúng như sau: Phân bố công suất : SI-1 = Spt1 = 20 + j12,39 MVA SI-2 = Spt2 = 15 + j9,3 MVA SI-3 = Spt3 = 35 + j21,69 MVA SI-4 = Spt4 = 48 + j 29,75 MVA SI-6 = Spt6 = 25 + j 15,49 MVA SII-7 = Spt7 = 38 + j23,55 MVA SII-8 = Spt8 = 22 + j13,63 MVA SI-5 = SfI - ( Spt1 + Spt2 + Spt3+ Spt4) = (153+j114,75) - [(20+j12,39)+(15+j9,3)+(35+j21,69)+(48+j 29,75)] SI-5 = 35 + j 21.69 MVA SNĐII-5 = Spt3-SI-3 = (56 + j34,72) - (35 + j 21,69) = 21 + j13,03 MVA -Chọn tiết diện dây dẫn. + Đoạn I-1: (n = 2) SI-1 = Spt1 = 20 + j12,39 MVA. - Dòng qua đoạn I-1: ị ị Chọn tiết diện tiêu chuẩn: ; Icp = 265 A. + Đoạn I-2: (n = 2) - Dòng qua đoạn I-2: ị ị Chọn tiết diện tiêu chuẩn: ; Icp = 265 A. + Đoạn I-3: (n = 2) - Dòng qua đoạn I-3: ị ị Chọn tiết diện tiêu chuẩn: ; Icp = 380 A. + Đoạn I-4: (n = 2) - Dòng qua đoạn I-4: ị ị Chọn tiết diện tiêu chuẩn: ; Icp = 445 A. + Đoạn I-5: (n = 2) - Dòng qua đoạn I-5: ị ị Chọn tiết diện tiêu chuẩn: ; Icp = 380 A. + Đoạn II-5: (n = 2) - Dòng qua đoạn II-5: ị ị Chọn tiết diện tiêu chuẩn: ; Icp = 265 A. + Đoạn II-6: (n = 1) - Dòng qua đoạn II-6: ị ị Chọn tiết diện tiêu chuẩn: ; Icp = 445 A. + Đoạn II-7: (n = 2) - Dòng qua đoạn II-7: ị ị Chọn tiết diện tiêu chuẩn: ; Icp = 380 A. + Đoạn II-8: (n = 1) - Dòng qua đoạn II-8: ị ị Chọn tiết diện tiêu chuẩn: ; Icp = 445 A. Bảng chọn tiết diện dây dẫn Đoạn ĐD Số lộ P (MW) Q (MVAr) Ii (A) Fij (mm2) Ftc (mm2) Icp (A) I-1 2 20 12,40 61,83 56,21 AC-70 256 I-2 2 15 9,30 46,37 42,16 AC-70 256 I-3 2 35 21,70 108,20 98,36 AC-120 380 I-4 2 48 29,76 148,39 134,90 AC-150 445 II-6 1 25 15,50 154,57 140,52 AC-150 445 II-7 2 38 23,56 117,48 106,80 AC-120 380 II-8 1 22 13,64 136,02 123,66 AC-150 445 I-5 2 35 21,69 108,19 98,35 AC-120 380 II-5 2 21 13,03 64,93 59,03 AC-70 256 - Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn lúc sự cố: - Với dường dây đơn: Ibt Ê Icp. - Với đường dây kép: Khi sự cố Ics = 2.Ibt Ê Icp Bảng kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn Đoạn ĐD Số lộ Loại dây Icp (A) Ibt (A) Isc (A) Kết luận I-1 2 AC-70 256 61,83 123,66 Thoả mãn I-2 2 AC-70 256 46,37 92,74 ” I-3 2 AC-120 380 108,20 216,40 ” I-4 2 AC-150 445 148,39 296,78 ” II-6 1 AC-150 445 154,57 ” II-7 2 AC-120 380 117,48 234,95 ” II-8 1 AC-150 445 136,02 ” I-5 2 AC-120 380 108,19 216,37 ” II-5 2 AC-70 256 64,93 129,87 ” - Tính tổn thất điện áp. Bảng thông số các đoạn đường dây Đoạn ĐD Số lộ P (MW) Q (MVAr) Ftc (mm2) l (km) ro (W/km) R (W) xo (W/km) X (W) I-1 2 20 12,40 70 51,00 0,46 23,46 0,44 22,44 I-2 2 15 9,30 70 63,00 0,46 28,98 0,44 27,72 I-3 2 35 21,70 120 72,00 0,27 19,44 0,42 30,24 I-4 2 48 29,76 150 41,23 0,21 8,66 0,42 17,32 II-6 1 25 15,50 150 67,00 0,21 14,07 0,42 28,14 II-7 2 38 23,56 120 31,00 0,27 8,37 0,42 13,02 II-8 1 22 13,64 150 67,00 0,21 14,07 0,42 28,14 I-5 2 35 21,69 120 70,00 0,27 18,90 0,42 29,40 II-5 2 21 13,03 70 51,00 0,46 23,46 0,44 22,44 - Tổn thất điện áp lúc bình thường: + Đoạn I1: + Đoạn I2: Tính tương tự ta có: + Đoạn I3: DUI3% = 5,52% + Đoạn I4: DUI4% = 3,85% + Đoạn I5: DUI5% = 5,37% + Đoạn II5: DUII5% = 3,24% + Đoạn II6: DUII6% = 6,51% + Đoạn II7: DUII7% = 2,58% + Đoạn II8: DUII8% = 5,73% Tốn thất điện áp lục bình thường là: 6,51% - Tổn thất điện áp khi sự cố: Với các đường dây lộ kép thì:DUsc% =2. DUbt% Sau khi tính ta có: + Đoạn I1: DUI1sc% = 6,18 % + Đoạn I2: DUI2 sc % = 5,72 % + Đoạn I3: DUI3 sc % = 11,05 % + Đoạn I4: DUI4 sc % = 7,69 % + Đoạn I5: DUI5 sc % = 10,74 % + Đoạn II5: DUII5 sc % = 6,49 % + Đoạn II7: DUII7 sc % = 5,16 % Tốn thất điện áp khi sự cố là: 11,05% Các dây dẫn đã chọn thỏa mãn các yêu cầu kỹ thuật. 3.3.2. Phương án 2: Tính toán tương tự như phương án 1 có: Bảng chọn tiết diện dây dẫn Đoạn ĐD Số lộ P (MW) Q (MVAr) Ii (A) Fij (mm2) Ftc (mm2) Icp (A) I-1 2 35 21,70 108,20 98,36 AC-120 380 1-2 2 15 9,30 46,37 42,16 AC-70 256 I-3 2 35 21,70 108,20 98,36 AC-120 380 I-4 2 48 29,76 148,39 134,90 AC-150 445 II-6 1 25 15,50 154,57 140,52 AC-150 445 II-7 2 38 23,56 117,48 106,80 AC-120 380 II-8 1 22 13,64 136,02 123,66 AC-150 445 I-5 2 35 21,69 108,19 98,35 AC-120 380 II-5 2 21 13,03 64,93 59,03 AC-70 256 - Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn lúc sự cố: Bảng kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn Đoạn ĐD Số lộ Loại dây Icp (A) Ibt (A) Isc (A) Kết luận I-1 2 AC-120 380 108,20 123,66 Thoả mãn 1-2 2 AC-70 256 46,37 92,74 ” I-3 2 AC-120 380 108,20 216,40 ” I-4 2 AC-150 445 148,39 296,78 ” II-6 1 AC-150 445 154,57 ” II-7 2 AC-120 380 117,48 234,95 ” II-8 1 AC-150 445 136,02 ” I-5 2 AC-120 380 108,19 216,37 ” II-5 2 AC-70 256 64,93 129,87 ” - Tính tổn thất điện áp. Bảng thông số các đoạn đường dây Đoạn ĐD Số lộ P (MW) Q (MVAr) Ftc (mm2) l (km) ro (W/km) R (W) xo (W/km) X (W) I-1 2 35 21,70 120 51,00 0,27 13,77 0,42 21,42 1-2 2 15 9,30 70 31,60 0,46 14,54 0,44 13,90 I-3 2 35 21,70 120 72,00 0,27 19,44 0,42 30,24 I-4 2 48 29,76 150 41,23 0,21 8,66 0,42 17,32 II-6 1 25 15,50 150 67,00 0,21 14,07 0,42 28,14 II-7 2 38 23,56 120 31,00 0,27 8,37 0,42 13,02 II-8 1 22 13,64 150 67,00 0,21 14,07 0,42 28,14 I-5 2 35 21,69 120 70,00 0,27 18,90 0,42 29,40 II-5 2 21 13,03 70 51,00 0,46 23,46 0,44 22,44 - Tổn thất điện áp lúc bình thường: + Đoạn I1: DUI3% = 3,91% + Đoạn 12: DUI3% = 1,44% + Đoạn I3: DUI3% = 5,52% + Đoạn I4: DUI4% = 3,85% + Đoạn I5: DUI5% = 5,37% + Đoạn II5: DUII5% = 3,24% + Đoạn II6: DUII6% = 6,51% + Đoạn II7: DUII7% = 2,58% + Đoạn II8: DUII8% = 5,73% + Đoạn I-1-2: DUI-1-2% = 6,96% Tốn thất điện áp lục bình thường là: 6,96% - Tổn thất điện áp khi sự cố: + Đoạn I1: DUI1sc% = 7,82 % + Đoạn I3: DUI3 sc % = 11,05 % + Đoạn I4: DUI4 sc % = 7,69 % + Đoạn I5: DUI5 sc % = 10,74 % + Đoạn II5: DUII5 sc % = 6,49 % + Đoạn II7: DUII7 sc % = 5,16 % + Đoạn I-1-2: DUI-1-2sc % = 12,49 % Tốn thất điện áp khi sự cố là: 12,49% Các dây dẫn đã chọn thỏa mãn các yêu cầu kỹ thuật. 3.3.3 Phương án 3 Tính toán tương tự như phương án 1 có: Bảng chọn tiết diện dây dẫn Đoạn ĐD Số lộ P (MW) Q (MVAr) Ii (A) Fij (mm2) Ftc (mm2) Icp (A) I-1 2 20 12,40 61,83 56,21 AC-70 256 3-2 2 15 9,30 46,37 42,16 AC-70 256 I-3 2 50 31,00 154,57 140,52 AC-150 445 I-4 2 48 29,76 148,39 134,90 AC-150 445 II-6 1 25 15,50 154,57 140,52 AC-150 445 II-7 2 38 23,56 117,48 106,80 AC-120 380 II-8 1 22 13,64 136,02 123,66 AC-150 445 I-5 2 35 21,69 108,19 98,35 AC-120 380 II-5 2 21 13,03 64,93 59,03 AC-70 256 - Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn lúc sự cố: Bảng kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn Đoạn ĐD Số lộ Loại dây Icp (A) Ibt (A) Isc (A) Kết luận I-1 2 AC-70 256 61,83 123,66 Thoả mãn 3-2 2 AC-70 256 46,37 ” I-3 2 AC-150 445 154,57 309,14 ” I-4 2 AC-150 445 148,39 296,78 ” II-6 1 AC-150 445 154,57 ” II-7 2 AC-120 380 117,48 234,95 ” II-8 1 AC-150 445 136,02 ” I-5 2 AC-120 380 108,19 216,37 ” II-5 2 AC-70 256 64,93 129,87 ” - Tính tổn thất điện áp. Bảng thông số các đoạn đường dây Đoạn ĐD Số lộ P (MW) Q (MVAr) Ftc (mm2) l (km) ro (W/km) R (W) xo (W/km) X (W) I-1 2 20 12,40 70 51,00 0,46 23,46 0,44 22,44 3-2 2 15 9,30 70 50,00 0,46 23,00 0,44 22,00 I-3 2 50 31,00 150 72,00 0,21 15,12 0,42 30,24 I-4 2 48 29,76 150 41,23 0,21 8,66 0,42 17,32 II-6 1 25 15,50 150 67,00 0,21 14,07 0,42 28,14 II-7 2 38 23,56 120 31,00 0,27 8,37 0,42 13,02 II-8 1 22 13,64 150 67,00 0,21 14,07 0,42 28,14 I-5 2 35 21,69 120 70,00 0,27 18,90 0,42 29,40 II-5 2 21 13,03 70 51,00 0,46 23,46 0,44 22,44 - Tổn thất điện áp lúc bình thường: + Đoạn I1: DUI3% = 3,09% + Đoạn 32: DUI3% = 2,27% + Đoạn I3: DUI3% = 7,00% + Đoạn I4: DUI4% = 3,85% + Đoạn I5: DUI5% = 5,37% + Đoạn II5: DUII5% = 3,24% + Đoạn II6: DUII6% = 6,51% + Đoạn II7: DUII7% = 2,58% + Đoạn II8: DUII8% = 5,73% + Đoạn I-3-2: DUI-3-2% = 9,27% Tốn thất điện áp lục bình thường là: 9,27% - Tổn thất điện áp khi sự cố: + Đoạn I1: DUI1sc% = 6,18 % + Đoạn I3: DUI3 sc % = 14,00 % + Đoạn I4: DUI4 sc % = 7,69 % + Đoạn I5: DUI5 sc % = 10,74 % + Đoạn II5: DUII5 sc % = 6,49 % + Đoạn II7: DUII7 sc % = 5,16 % + Đoạn I-3-2: DUI-3-2 sc % = 16,27 % Tốn thất điện áp khi sự cố là: 16,27% Các dây dẫn đã chọn thỏa mãn các yêu cầu kỹ thuật. 3.3.4 Phương án 9 Tính toán tương tự như phương án 1 có: Bảng chọn tiết diện dây dẫn Đoạn ĐD Số lộ P (MW) Q (MVAr) Ii (A) Fij (mm2) Ftc (mm2) Icp (A) I-1 2 20 12,40 61,83 56,21 AC-70 256 3-2 2 15 9,30 46,37 42,16 AC-70 256 I-3 2 50 31,00 154,57 140,52 AC-150 445 I-4 2 48 29,76 148,39 134,90 AC-150 445 7-6 1 25 15,50 154,57 140,52 AC-150 445 II-7 2 63 39,06 194,76 177,06 AC-185 510 II-8 1 22 13,64 136,02 123,66 AC-150 445 I-5 2 35 21,69 108,19 98,35 AC-120 380 II-5 2 21 13,03 64,93 59,03 AC-70 256 - Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn lúc sự cố: Bảng kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn Đoạn ĐD Số lộ Loại dây Icp (A) Ibt (A) Isc (A) Kết luận I-1 2 AC-70 256 61,83 123,66 Thoả mãn 3-2 2 AC-70 256 46,37 ” I-3 2 AC-150 445 154,57 309,14 ” I-4 2 AC-150 445 148,39 296,78 ” 7-6 1 AC-150 445 154,57 ” II-7 2 AC-185 510 194,76 389,52 ” II-8 1 AC-150 445 136,02 ” I-5 2 AC-120 380 108,19 216,37 ” II-5 2 AC-70 256 64,93 129,87 ” - Tính tổn thất điện áp. Bảng thông số các đoạn đường dây Đoạn ĐD Số lộ P (MW) Q (MVAr) Ftc (mm2) l (km) ro (W/km) R (W) xo (W/km) X (W) I-1 2 20 12,40 70 51,00 0,46 23,46 0,44 22,44 3-2 2 15 9,30 70 50,00 0,46 23,00 0,44 22,00 I-3 2 50 31,00 150 72,00 0,21 15,12 0,42 30,24 I-4 2 48 29,76 150 41,23 0,21 8,66 0,42 17,32 7-6 1 25 15,50 150 70,00 0,21 14,70 0,42 29,40 II-7 2 63 39,06 185 31,00 0,17 5,27 0,41 12,68 II-8 1 22 13,64 150 67,00 0,21 14,07 0,42 28,14 I-5 2 35 21,69 120 70,00 0,27 18,90 0,42 29,40 II-5 2 21 13,03 70 51,00 0,46 23,46 0,44 22,44 - Tổn thất điện áp lúc bình thường: + Đoạn I1: DUI3% = 3,09% + Đoạn 32: DUI3% = 2,27% + Đoạn I3: DUI3% = 7,00% + Đoạn I4: DUI4% = 3,85% + Đoạn I5: DUI5% = 5,37% + Đoạn II5: DUII5% = 3,24% + Đoạn 76: DU76% = 6,80% + Đoạn II7: DUII7% = 3,42% + Đoạn II8: DUII8% = 5,73% + Đoạn I-3-2: DUII8% = 9,27% + Đoạn II-7-6: DUII8% = 10,22% Tốn thất điện áp lục bình thường là: 10,22% >DUcp% = 10% Do đó ta loại phương án 9. 3.4. Tổng kết các phương án Qua kết quả tính toán ta thấy các phương án đều thoả mãn các điều kiện kỹ thuật đề ra. *Bảng kết quả tổn thất điện áp lớn nhất của các phương án như sau : Phương án 1 2 3 9 DUbtmax% 6,51 6,96 9,27 10,22 DUscmax% 11,05 12,48 16,27 13,64 Qua các quá trình tính toán chọn điện áp định mức tải điện, lựa chọn dây dẫn tính toán tổn thất điện áp và kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn lúc sự cố ta thấy : - Tổn thất điện áp lúc bình thường và khi sự cố của các phương án 1, 2, 3 đều nằm trong giới hạn cho phép còn phương án 9 có tổn thất diện áp lúc bình thường vượt quá giới hạn cho phép nên ta loại phương án 9 không đem so sánh về mắt kinh tế. - Các dây dẫn đều thoả mãn điều kiện phát nóng lúc sự cố Isc < Icp. Chương IV So sánh các phương án về mặt kinh tế 4.1. Phần lý thuyết Lựa chọn được phương án tối ưu thì phải dựa trên cơ sở so sánh về kỹ thuật và kinh tế. Với kết quả tính toán ở chương II đã chọn ra được phương án 1,2,4 là các phương án đã thoả mãn về mặt kỹ thuật, để so sánh về kinh tế. Không cần so sánh những phần giống nhau của các phương án và cũng chưa đề cập đến các trạm biến áp vì coi các trạm biến áp trong các phương án là như nhau. Tiêu chuần để so sánh các phương án về mặt kinh tế là hàm chi phí tính toán hàng năm Z: Z = ( avh + atc).k + DA.C Trong đó: avh-hệ số khấu hao hao mòn, sửa chữa thường kỳ và phục vụ mạng điện(chọn avh =0,07). atc- hệ số thu hồi vốn đầu tư ( mà ttc thời gian thu hồi vốn đầu tư chọn ttc = 8 năm). Do đó atc = 0,125. k- vốn đầu tư cho đường dây. k = S k0i.li Với: k0i- giá tiền đầu tư cho 1 km đường dây thứ i ( đường dây lộ kép thì giá thành tăng 1,6 lần so với đường dây lộ đơn). li - chiều dài đoạn đường dây thứ i. DA- là tổng tổn thất điện năng trong mạng điện. DA = SDPi .t Với: DPi- tổn thất công suất tác dụng trên đường dây thứ i t- thời gian tổn thất công suất lớn nhất. t = (0,124 + Tmax . 10-4)2.8760 Trong đó Tmax = 4400h ị t = 2786,52h C- giá thành 1KWh điện năng tổn thất, (C = 500 đ/KWh). Dự kiến các phương án dùng cột thép, có thể thành lập bảng tổng hợp suất đầu tư cho 1 km đường dây: Loại dây AC70 AC95 AC120 AC150 AC185 AC240 Giá thành(k0.1,6).106đ/km 208 283 354 403 441 500 4.2. Phần tính toán. 4.2.1. Phương án 1 - Tính vốn đầu tư Vốn đầu tư xây dựng đường dây: k=1,6.(k0(NĐ1-1).lNĐ1-1+k0(NĐ1-2).lNĐ1-2+k0(NĐ1-3).lNĐ1-3+k0(NĐ1-4).lNĐ1-4+k0(NĐ1-5). lNĐ1-5+ k0(NĐ2-5).lNĐ2-5+ k0(NĐ2-7).lNĐ2-7) + k0(NĐ2-6).lNĐ2-6+ k0(NĐ2-8).lNĐ2-8 Thay số được: k=1,6.106(208.(2.51+63)+354.(72+31+70)+403.(41,23+2.67) = 166,18.109 VNĐ. - Tính tổn thất điện năng trong mạng điện Từ biểu thức tính toán: DA = SDPi .t Với công thức tính tổn thất công suất : Tổng tổn thất công suất tác dụng: SDPi =1,07+0,75+2,72+2,28+1,01+1,38+0,78+2,65+1,18=13,83 MW. DA = 13,83. 2786,52 = 38,53.106 KWh. - Tính phí tổn tính toán hàng năng của mạng điện Từ biểu thức: Z = ( avh + atc).k + DA.C Z = (0,1 + 0,125). 166,18.109 + 38,53.109.0,5 = 56,66.109 VNĐ. 4.2.2. Phương án 2: - Tính vốn đầu tư Tương tự như phương án 1 có vốn đầu tư xây dựng đường dây: k = 167,09.109 VNĐ. - Tính tổn thất điện năng trong mạng điện Tương tự như phương án 1 có Tổng tổn thất công suất tác dụng: SDPi=1,93+0,37+ 2,72+ 2,28+ 1,01+ 1,38+ 0,78+ 2,65+ 1,18=14,31 MW. DA = 14,31. 2786,52 = 39,88.106 KWh. - Tính phí tổn tính toán hàng năng của mạng điện Từ biểu thức: Z = ( avh + atc).k + DA.C Z = (0,1 + 0,125). 167,09.109 + 39,88.106..500 = 57,54.109 VNĐ. 4.2.3. Phương án 3 - Tính vốn đầu tư Tương tự như phương án 1 có vốn đầu tư xây dựng đường dây: k = 167.109 VNĐ. - Tính tổn thất điện năng trong mạng điện Tổng tổn thất công suất tác dụng tính tương tự như phương án 1 có: SDPi =1,07+0,59+4,32+2,28+1,01+1,38+0,78+2,65+1,18= 15,27 MW. DA = 15,27. 2786,52 = 42,56.106 KWh. - Tính phí tổn tính toán hàng năng của mạng điện Từ biểu thức: Z = ( avh + atc).k + DA.C Ta có: Z = (0,1 + 0,125). 167,09.109 + 42,56.106.500 = 58,88.109 VNĐ 4.4. Kết luận Từ các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật đã tính toán ở trên có bảng tổng kết so sánh các phương án về mặt kinh tế như sau: Phương án 1 2 3 DUbttmax% 6,51 6,96 9,27 DUSctmax% 11,05 12,48 16,27 k (109 VNĐ) 166,18 167,09 167 Z (109 VNĐ) 55,66 57,54 58,88 Nhận xét: Qua bảng tổng kết trên, nhận thấy phương án 1 có số vốn đầu tư là bé nhất và tổn thất điện áp khi bình thường cũng như khi sự cố là nhỏ hơn. Nên chọn phương án 1 là phương án tối ưu để thiết kế. Chương V Chọn máy biến áp, sơ đồ MạNG điện Và CÔNG SUấT THIếT Bị Bù Chọn máy biến áp là việc quan trọng, nó ảnh hưởng trực tiếp tới việc cung cấp điện và đảm bảo các độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải. Chọn máy biến áp phải căn cứ vào công suất, điện áp của hộ tiêu thụ. ở đây hệ._.