Đồ án môn Mạng điện BKDN

CHƯƠNG I: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG BÙ SƠ BỘ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Công suất và tính chất của 6 hộ tiêu thụ điện cho ở bảng sau: Các số liệu của phụ tải Các hộ tiêu thụ 1 2 3 4 5 6 Phụ tải cực đại(MW) 29 20 25 22 24 28 Hệ số công suất (cosφ) 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 Mức bảo đảm cung cấp điện I III I III I I Yêu cầu điều chỉnh điện áp KT T KT T KT KT Điện áp định mức mạng thứ cấp 22,0 KV I. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT SƠ BỘ Cân bằng công suất trong hệ thống điện nhằm xét khả năng cung cấp của các nguồn cho phụ tải thông qua mạng điện. Trên cơ sở đó định ra phương thức vận hành cho các nguồn trong hệ thống ở trạng thái vận hành cực đại, cực tiểu và sự cố, dựa trên sự cân bằng từng khu vực. Ở đây ta cân bằng cả công suất tác dụng và công suất phản kháng. 1. Cân bằng công suất tác dụng: Sự cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu thức sau: ∑PF = m.∑Ppt + ∆Pmd + Ptd + Pdt (1) Trong đó: ∑PF : Tổng công suất tác dụng phát ra do các nhà máy điện trong hệ thống m: Hệ số đồng thời của phụ tải. Lấy m = 1 ∑Ppt: Tổng phụ tải tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ ∑Ppt = P1 + P2 + P3 + P4 + P5 + P6 =29 + 20 + 25 + 22 + 24 +28 = 148 MW ∆Pmd¬: Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp ∆Pmd = (8 ÷ 10)%. m.∑Ppt Chọn ∆Pmd = 10%. m.∑Ppt = 10%.148 = 14,8 MW Pdt: Công suất dự trữ của hệ thống. ∆Pdt = (8 ÷ 10)%. m.∑Ppt Chọn ∆Pdt = 10%. m.∑Ppt = 10%.148 = 14,8 MW Ptd: Công suất tự dùng của các nhà máy điện ( không xét ) Vậy ta có: ∑PF = 148 + 14.8 + 14.8 = 177,6 MW 2. Cân bằng công suất phản kháng: Cân bằng công suất phản kháng trong hệ thống điện được xác định bằng công thức: ∑QF + ∑Qb = m∑Qpt + ∆QB + ∆QĐZ ∆QC + Qtd + Qdt (2) Trong đó:

Trang 1

CHƯƠNG I:

CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG

BÙ SƠ BỘ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG

Công suất và tính chất của 6 hộ tiêu thụ điện cho ở bảng sau:

I CÂN BẰNG CÔNG SUẤT SƠ BỘ

Cân bằng công suất trong hệ thống điện nhằm xét khả năng cung cấp của các nguồn cho phụ tải thông qua mạng điện Trên cơ sở đó định ra phương thức vận hành cho các nguồn trong hệ thống ở trạng thái vận hành cực đại, cực tiểu và sự cố, dựa trên

sự cân bằng từng khu vực Ở đây ta cân bằng cả công suất tác dụng và công suất phản kháng

1 Cân bằng công suất tác dụng:

Sự cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu thức sau:

∑PF = m.∑Ppt + ∆Pmd + Ptd + Pdt (1)

Trong đó:

- ∑PF : Tổng công suất tác dụng phát ra do các nhà máy điện trong hệ thống

- m: Hệ số đồng thời của phụ tải Lấy m = 1

- ∑Ppt: Tổng phụ tải tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ

Trang 2

2 Cân bằng công suất phản kháng:

Cân bằng công suất phản kháng trong hệ thống điện được xác định bằng công thức:

Theo bài ra ta có:

Trang 3

Q = 20%

Vậy : ∆QB = 20% ∑Qpt = 20% 118,83 = 23,766 [MVAR]

- ∆QĐZ : Tổn thất công suất phản kháng trên các đường dây của mạng điện

- ∆QC : Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra

Qbi = Qi – Qi’ = Pi( tgφi – tgφi’ ) sao cho: ∑Qbi = Qbù∑

Trên cơ sở đó ta bù cho các hộ sau:

Trang 4

+ Ta bù cho hộ 1 ( có cosφ1 = 0,75 thấp và ở xa ).

Giả sử sau khi bù, hệ số công suất của hộ 1 là cosφ1’ = 0,9 ⇒ tgφ1’ = 0,48

Vậy : Qb1 = Q1 – P1.tgφ1’ = 29,58 – 29,58 0,48 = 15,382 [MVAR]

Dung lượng cần bù còn lại: 21,279 - 15,382 = 5,897 [MVAR]

+ Ta thấy với dung lượng cần bù còn lại bù cho hộ 2

15 205,897 0,456

2

2 2 /

P

Q Q

⇒ Cosϕ2’ = 0,91

⇒ Hộ 2 bù thêm công suất la: Cosϕ2’ = 0,91.

Ta có bảng số liệu phụ tải trước và sau khi bù sơ bộ:

Phụ

tải

Pmax(MW)

Qmax(MVAR)

(MVAR)

Q’ max(MVAR)

Trang 5

Việc so sánh các phương án về kỹ thuật chủ yếu dựa trên các mặt sau:

+ Đảm bảo an toàn cung cấp điện theo đúng yêu cầu của các hộ tiêu thụ điện.+ Đảm bảo tổn thất điện áp lúc làm việc bình thường cũng như lúc sự cố nằm trong giới hạn cho phép

+ Đảm bảo sự phát nóng cho phép của dây dẫn, đảm bảo độ bền cơ học của dâydẫn

Khi dự kiến các phương án nối dây của mạng điện ta dựa vào tính chất quan trọng của các hộ tiêu thụ điện ( loại I, III ):

+ Hộ loại I: Yêu cầu cung cấp điện liên tục do đó ta sử dụng đường dây kép hoặc mạng kín để cung cấp điện

+ Hộ loại III: Yêu cầu cung cấp điện thấp hơn do đó ta dùng đường dây đơn để cung cấp điện

Ngoài ra phải dựa vào khoảng cách nguồn – phụ tải; phụ tải – phụ tải và phương thức vận hành cũng như công suất máy

2.1.DỰ KIẾN PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY:

Theo bảng vị trí của nhà máy điện và các hộ tiêu thụ ta có bảng tính khoảng cách đường dây từ nhà máy đến các hộ tiêu thụ với nhau Tỷ lệ xích là: 1 cm→ 15 Km

Trang 6

4 5

S=28 + j21 MVA

- Phương án 3:

Trang 7

S= 29 + j14,198 MVA

S= 20 + j9,103 MVA

S= 25 + j18,75MVA

S= 22 + j16,5 MVAS= 24 + j18MVA

S=28 + j21 MVA

- Phương án 4:

A 6

S=28 + j21 MVA

2.2 SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT:

Yêu cầu phải đảm bảo các mặt sau:

Trang 8

- Đảm bảo an toàn cung cấp điện theo đúng yêu cầu đã đề ra của hộ tiêu thụ.

- Tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường và sự cố

- Phát nóng của dây dẫn lúc bình thường sự cố

A Nội dung so sánh các phương án về mặt kỹ thuật:

a/ Chọn cấp điện áp tải điện của mạng điện:

Việc chọn cấp điện áp tải điện rất quan trọng đối với mạng điện Vì nó ảnh hưởng rất nhiều đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện

Trong thực tế tính toán để xác định trị số điện áp của mạng điện người ta thường

sử dụng theo công thức gần đúng Still:

U = 4,34 L 16 + P [KV] (2-1) L: Chiều dài truyền tải [Km]

P: Công suất truyền tải [MW]

Vì đây là mạng điện khu vực nên lấy Uđm = 110 [KV]

b/ Chọn tiết diện dây dẫn:

Mạng điện thiết kế là mạng điện khu vực, do đó tiết diện dây dẫn được chọn theo

Jkt Ta chọn loại dây AC.

Với Tmax = 4900 h và dây thường làm bằng nhôm hay nhôm lõi thép nên tra bảng ta được

Jkt = 1,1 (A/mm2)

Chọn tiết diện dây dẫn như sau: Dùng công thức sau:

Ftt =

kt đm

kt n U J

S J

I

3

max max = (2-2)

- Đối với đường dây đơn: n = 1

kt dm

kt U J

S J

I F

3

max max =

- Đối với đường dây kép:

kt dm

kt U J

S J

I F

3.2

2

max max =

Trang 9

Kiểm tra theo điều kiện:

Iscmax < Ícp= K.IcpTrong đó:

Iscmax : Dòng làm việc khi có sự cố phụ tải lớn nhất

Iscmax =

dm U

S

.3

10 3 max

Icp : Dòng điện cho phép lâu dài trong dây dẫn, phụ thuộc vào loại và tiết diện dâydẫn

K : Hệ số hiệu chỉnh phụ thuộc vào nhiệt độ làm việc Ta chọn tlv = 350C

đm

i i i i U

X Q R P

- Lúc làm việc bình thường : ∆Ubtmax ≤ ∆Ubtcp = ( 10 ÷ 15%)Uđm

- Lúc sự cố: ∆Uscmax ≤ ∆Usccp = ( 15 ÷ 20%)Uđm

B Tính toán kỹ thuật cho từng phương án:

Trang 10

Chọn điện áp vận hành cho phương án 1 là 110 [KV].

b Chọn tiết diện dây dẫn:

+ Nhánh A-1: Đường dây kép

Fk.t = 10 71,03( )

1,1.110.3.2

198,14

mm

=+

Ta chọn dây AC-70

Trang 11

+ Nhánh A-2: Đường dây đơn:

1,1.110.3

103,9

mm

=+

• Nhánh A-3: dây kép:

Fk.t = 10 74,55( )

1,1.110.3.2

75,18

mm

=+

• Nhánh A-4: dây đơn

Fk.t = 10 131,22( )

1,1.110.3

5,16

mm

=+

Vậy ta chọn dây AC-120

• Nhánh A-5: dây kép

Fk.t = 10 71,75( )

1,1.110.3.2

18

mm

=+

Fk.t = 10 83,50( )

1,1.110.3.2

21

mm

=+

Nhánh U(KV) F(mm 2 ) Chọn dây Số dây r 0 x 0 I cp (A)

c Tính tổn thất điện áp và kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn:

• Lúc làm việc bình thường: Áp dụng công thức (2-5)

∆U =

2

đm

i i i i U

X Q R P

440,0.02,1446,0.29

+

Trang 12

- Nhánh A-2:

∆U mbt % = 78.100 5,96%

110

423,0.13,927,0.20

440,0.75,1846,0.25

440,0.1846,0.24

429,0.2133,0.28

+

• Lúc sự cố:

Sự cố đứt một lộ của đường dây lộ kép thì ∆Usc = 2∆Ubt

Sự cố nặng nề nhất là đứt một lộ của đường dây lộ kép

-Khi đứt đường dây lộ kép A-1 :

∆U msc % =2.3,28% = 6,56 % Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn:

đm

J F U

S

.2

3

10 3 max = =77,03.2.1.1=169,47< ÍCP = 0,82.265 = 217,3 (A)

-Khi đứt đường dây lộ kép A-3:

∆U msc % =2 4,04% = 8,08 % Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn:

Iscmax= kt kt

dm

J F U

S

.2

3

10 3 max = =74,55.2.1,1=164,02 < ÍCP = 0,82.265 = 217,3(A)

- Khi đứt đường dây kép A-5:

∆U msc % =2.5,52% = 11,04 %Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn: Theo công thức (2-4) ta có:

Iscmax= kt kt

dm

J F U

S

.2

3

10 3 max = =71,57.2.1,1= 157,46< ÍCP = 0,82.265 = 217,3 (A)

Trang 13

∆U msc % =2.4,07% = 8,14 %Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn: Theo công thức ta có:

dm

J F U

S

3

10 3 max = .2=83,5.1,1.2 =183,7 < K.Icp= 0,82.330 = 270,6 (A).

Như vậy phương án 1 thỏa mãn các yêu cầu kỹ thuật đề ra:

∆Ubtmax ≤ ∆Ubtcp = ( 10 ÷ 15%)Uđm

∆Uscmax ≤ ∆Usccp = ( 15 ÷ 20%)Uđm

2 Phương án 2:

49,5 Km

43,5 Km

36 Km 70,5 Km

3

4 5

Trang 14

A-6 54 28 97.239

Chọn điện áp vận hành cho phương án 2 là 110 [KV]

• Mạch liên thông A-1-2:

301,23

mm

=+

+ Nhánh 1-2: dây đơn:

1,1.110.3

103,9

mm

=+

• Nhánh A-3: Dây kép:

Fk.t = 10 74,55( )

1,1.110.3.2

75,18

mm

=+

Fk.t = 10 131,22( )

1,1.110.3

5,16

mm

=+

Fk.t = 10 71,75( )

1,1.110.3.2

18

mm

=+

Fk.t = 10 83,50( )

1,1.110.3.2

21

mm

=+

Trang 15

Nhánh U(KV) F(mm 2 ) Chọn dây Số dây r 0 x 0 I cp (A) A-1 124.6 129,45 AC-120 2 0,27 0,423 380 1-2 82,75 104,45 AC-95 1 0,33 0,429 330 A-3 92.014 74,55 AC-70 2 0,46 0,440 265 A-4 85.488 131,22 AC-120 1 0,27 0,423 380 A-5 143.22 71,75 AC-70 2 0,46 0,440 265 A-6 97.239 83,5 AC-95 2 0,33 0,429 330

c Tính tổn thất điện áp và kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn:

∆U =

2

đm

i i i i U

X Q R P

%100.5,40)

423,0.198,1427,0.29

429,0.103,933,0.20(110

.2

5,40]

423,0)

103,9198,14(27,0)

2029

440,0.75,1846,0.25

440,0.1846,0.24

429,0.2133,0.28

+

• Lúc sự cố:

Sự cố nặng nề nhất là đứt một lộ của đường dây lộ kép

- A-1-2:Tổn thất điện áp khi đứt một dây lộ kép

Trang 16

5,40]

423,0)

103,9198,14(27,0)

2029

S

.2

3

10 3 max = = 129,45.2.1,1= 284,79< ÍCP = 0,82.380 = 311,6 ( A)

Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn 1_2: Theo công thức (2-3) ta có:

Iscmax= kt kt

dm

J F U

S

3

10 3 max = = 104,45.1,1=114.9 < ÍCP = 0,82.330 = 270,6 ( A )

- Khi đứt đường dây lộ kép A-3:

Iscmax= kt kt

dm

J F U

S

.2

3

10 3 max = =74,55.2.1,1=164,02 < ÍCP = 0,82.265 = 217,3(A)

∆U msc % =2.5,52% = 11,04 %Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn: Theo công thức (2-4) ta có:

Iscmax= kt kt

dm

J F U

S

.2

3

10 3 max = =71,57.2.1,1= 157,46< ÍCP = 0,82.265 = 217,3 (A)

∆U msc % =2.4,07% = 8,14 %Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn: Theo công thức ta có:

dm

J F U

S

3

10 3 max = .2=83,5.1,1.2 =183,7 < K.Icp= 0,82.330 = 270,6 (A).

Như vậy phương án 2 thỏa mãn các yêu cầu kỹ thuật đề ra:

∆Ubtmax ≤ ∆Ubtcp = ( 10 ÷ 15%)Uđm

∆Uscmax ≤ ∆Usccp = ( 15 ÷ 20%)Uđm

Trang 17

S= 29 + j14,198 MVA

S= 20 + j9,103 MVA

S= 25 + j18,75MVA

S= 22 + j16,5 MVAS= 24 + j18MVA

Chọn điện áp vận hành cho phương án 3 là 110 [KV]

301,23

mm

=+

Trang 18

1,1.110.3

103,9

mm

=+

Fk.t = 10 74,55( )

1,1.110.3.2

75,18

mm

=+

Fk.t = 10 131,22( )

1,1.110.3

5,16

mm

=+

• Nhánh liên thông A-6-5:

39

mm

=+

Ta chọn dây AC-150 + Nhánh kép 6-5:

Ta có: S5 = 24+j18 [ MVA ]

Fk.t = 10 71,57( )

1,1.110.3.2

18

242+ 2 3 = mm2

Nhánh U(KV) F(mm 2 ) Chọn dây Số dây r 0 x 0 I cp (A) A-1 124.6 129,45 AC-120 2 0,27 0,423 380 1-2 82,75 104,45 AC-95 1 0,33 0,429 330 A-3 92.014 74,55 AC-70 2 0,46 0,440 265 A-4 85.488 131,22 AC-120 1 0,27 0,423 380 A-6 129,18 155,07 AC-150 2 0,21 0,416 445 6-5 88, 78 71,57 AC-70 2 0,46 0,440 265

c Tính tổn thất điện áp và kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn:

Trang 19

∆U =

2

đm

i i i i U

X Q R P

%100.5,40)

423,0.198,1427,0.29

429,0.103,933,0.20(110

.2

5,40]

423,0)

103,9198,14(27,

440,0.75,1846,0.25

416,0.2121,0.28

416,0.182121,0.2428

2

+++

110.2

440,0.1846,0.24

2

+

] 100% = 8,76%

• Lúc sự cố:

- A-1-2:Tổn thất điện áp khi đứt một dây lộ kép

.2

5,40]

423,0)

103,9198,14(27,0)

2029

S

.2

3

10 3 max = = 129,45.2.1,1= 284,79< ÍCP = 0,82.380 = 311,6 ( A)

Trang 20

Iscmax= kt kt

dm

J F U

S

3

10 3 max = = 104,45.1,1=114.9 < ÍCP = 0,82.330 = 270,6 ( A )

Iscmax= kt kt

dm

J F U

S

.2

3

10 3 max = =74,55.2.1,1=164,02 < ÍCP = 0,82.265 = 217,3(A)

- A-4: Tổn thất điện áp khi có sự cố:

S

3

10 3 max = =131,22.1,1= 144,342< K.Icp= 0,82.265 = 217,3 (A).

- A-6-5: Tổn thất lớn nhất khi đứt một mạch A-6:

∆Umbt% = [2.( ) ( ) .54

110.2

416,0.182121,0.2428

2

+++

110.2

440,0.1846,0.24

2

+

] 100%

= 14,82 % < 20% ( Thỏa mãn)

Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn: Theo công thức ( 2-3 ) ta có:

+ Với đoạn A-6:

Iscmax= kt kt

dm

J F U

S

.2

3

10 3 max = = 2.155,07.1,1= 341,154 < K.Icp= 0,82.445 = 364,9 (A).

+ Với đoạn 6-5:

dm

J F U

S

.2

3

10 3 max = = 2.71,57.1,1= 157,454 < K.Icp= 0,82.265 = 217,3 (A).

Như vậy phương án 3 thỏa mãn các yêu cầu kỹ thuật đề ra

Trang 21

A 6

.)(

6 6 5 5

6 6 6 6 5 5

++

A A

l l l

l S l

l

159

54)

2128(5,88)

1824( + j + + j

.)(

6 6 5 5

5 5 5 6 5 6

++

A A

l l l

l S l

l

159

5,70)

1824(105)

2128( + j + + j

Trang 22

Chọn điện áp vận hành cho phương án 4 là 110 [KV].

b Chọn tiết diện dây dẫn:

301,23

mm

=+

1,1.110.3

103,9

mm

=+

Fk.t = 10 74,55( )

1,1.110.3.2

75,18

mm

=+

Fk.t = 10 131,22( )

1,1.110.3

5,16

mm

=+

• Nhánh A-5:

1,1.110.3

15,1787,

mm

=+

Trang 23

Chọn loại dây AC-150.

• Nhánh A-6:

Fk.t = 10 173,75( )

1,1.110.3

85,2113,

mm

=+

• Nhánh 5-6:

1,1.110.3

)85,0()13,1

mm

=

−+

−

Nhánh U(KV) F(mm 2 ) Chọn dây Số dây r 0 x 0 I cp (A) A-1 124.6 129,45 AC-120 2 0,27 0,423 380

d Tính tổn thất điện áp và kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn:

∆U =

2

đm

i i i i U

X Q R P

.100%

- Nhánh A-1:

bt A

U −1

110.2

%100.5,40)

423,0.198,1427,0.29(

429,0.103,933,0.20(110

.2

5,40]

423,0)

103,9198,14(27,0)

2029

}.100% = 7,64%

- Nhánh A-3:

∆U mbt %= 49,5.100 4,04%

110.2

440,0.75,1846,0.25

+

Trang 24

- Nhánh A-5:

bt A

U −5

110

%100.5,70)

416,0.15,1721,0.87,22(

U −6

110

%100.54)

409,0.85,2117,0.13,29(

+

.Như vậy tiết diện dây dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện tổn thất điện áp lúc bình

.2

5,40]

423,0)

103,9198,14(27,0)

2029

S

.2

3

10 3 max = = 129,45.2.1,1= 284,79< ÍCP = 0,82.380 = 311,6 ( A)

Iscmax= kt kt

dm

J F U

S

3

10 3 max = = 104,45.1,1=114.9 < ÍCP = 0,82.330 = 270,6 ( A )

Iscmax= kt kt

dm

J F U

S

.2

3

10 3 max = =74,55.2.1,1=164,02 < ÍCP = 0,82.265 = 217,3(A)

- A-4: Tổn thất điện áp khi có sự cố:

S

3

10 3 max = =131,22.1,1= 144,342< K.Icp= 0,82.265 = 217,3 (A).

Trang 25

54]

409,0)

2118(17,0)

2824[(

= 16,47 % < ∆Usccp = ( 15 ÷ 20%)Uđm.→ Thỏa mãn

+ Tổn thất điện áp khi đứt nhánh A-6:

44,0.2146,0.28(110

5,70]

416,0)

2118(21,0)

2824[(

429,0.2133,0.28(110

5,70]

390,0)

2118(13,0)

2824[(

2 2

211828

=+

++

Như vậy phương án 4 thỏa mãn các yêu cầu kỹ thuật đề ra

Kết luận: Cả bốn phương án đều đã thỏa mãn về mặt kỹ thuật, sau đây ta sẽ so sánh

về mặt kinh tế

CHƯƠNG III:

SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ KINH TẾ

Trang 26

A Cơ sở tính toán:

Để chọn phương án tối ưu, sau khi so sánh về mặt kỹ thuật ta còn phải tính toán

về mặt kinh tế của các phương án Tiêu chuẩn để so sánh về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hàng năm là bé nhất

+ Phí tổn tính toán hàng năm được tính theo biểu thức:

Z = ( avh + atc ).K + ∆A.C

Trong đó:

K: Vốn đầu tư của mạng điện Do yêu cầu không cần tính toán chi tiết mà chỉ tính vốn đầu tư xây dựng đường dây Đường dây kép lấy bằng 1,6 lần đường dây đơn

Với đường dây đơn: K = K0.l

Với đường dây kép: K = 1,6.K0.l

K0: Là giá thành 1km đường dây

L : Chiều dài đường dây

avh: Hệ số vận hành khấu hao, sửa chữa, phục vụ mạng điện Đối với đường dây dùng cột bê tông cốt thép avh = 0,04

atc: Hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ ( chênh lệch giữa các phương án )

R U

Q P







Với R : là điện trở dây dẫn

τ : Thời gian tổn thất công suất lớn nhất

∆P: Tổng tổn thất công suất tác dụng cực đại của mạng trong năm

Có thể xác định τ của mạng điện như sau:

Trang 27

+ Tính khối lượng kim loại màu sử dụng của các phương án:

- Đối với đường dây đơn: M = 3∑mo.L (Kg)

- Đối với đường dây kép: M = 6∑mo.L (Kg)

Với mo là trọng lượng tính toán cho 1km đường dây

L là chiều dài đường dây

Ta có bảng về giá tiền 1km đường dây AC ở điện áp 110KV và khối lượng kim loại màu có:

Với Kđ = KA-2 + KA-4 = 283.106.78 + 283.106.36 = 32262.106 ( đồng )

Kk = KA-1 + KA-3 + KA-5 + KA-6

Q P

198,14

29 + .0,46.40,5 = 0,803 (MW)

∆PA-2 = 2 2 2

110

103,9

20 + .0,27.78 = 0,84 (MW)

∆PA-3 = 2 2 2

110.2

75,18

25 + .0,46.49,5 = 0,92 (MW)

∆PA-4 = 2 2 2

110

5,16

22 + .0,27.36= 0,61 (MW)

∆PA-5 = 2 22

110.2

18

24 + .0,46.70,5 = 1,206 (MW)

∆PA-6 = 2 22

110.2

Trang 28

Q P

301,23

49 + .0,27.40,5 = 1,33 (MW)

∆P1-2 = 2 2 2

110

103,9

20 + .0,33.43,5 = 0,573 (MW)

∆PA-3 = 2 2 2

110.2

75,18

25 + .0,46.49,5 = 0,92 (MW)

∆PA-4 = 2 2 2

110

5,16

22 + .0,27.36= 0,61 (MW)

∆PA-5 = 2 22

110.2

18

24 + .0,46.70,5 = 1,206 (MW)

∆PA-6 = 2 22

110.2

Trang 29

Q P

301,23

49 + .0,27.40,5 = 1,33 (MW)

∆P1-2 = 2 2 2

110

103,9

20 + .0,33.43,5 = 0,573 (MW)

∆PA-3 = 2 2 2

110.2

75,18

25 + .0,46.49,5 = 0,92 (MW)

∆PA-4 = 2 2 2

110

5,16

22 + .0,27.36= 0,61 (MW)

∆PA-6 = 2 22

110.2

21

28 + .0,21.54 = 0,574 (MW)

∆P6-5 = 2 22

110.2

Q P

Trang 30

∆PA-1 = 2 2 2

110.2

301,23

49 + .0,27.40,5 = 1,33 (MW)

∆P1-2 = 2 2 2

110

103,9

20 + .0,33.43,5 = 0,573 (MW)

∆PA-3 = 2 2 2

110.2

75,18

25 + .0,46.49,5 = 0,92 (MW)

∆PA-4 = 2 2 2

110

5,16

Qua kết quả tính toán ta có được bảng thống kê các số liệu sau:

Nhận xét: Qua bảng trên ta thấy phương án 3 có các chỉ tiêu kinh tế và kỹ thuật hơn

hẳn các phương án còn lại.Nên ta chọn phương án 3 làm phương án thiết kế

Sơ đồ nối dây:

Trang 31

43,5 Km

36 Km34,5 Km

3

4 5

2 1

Trang 32

CHƯƠNG IV:

CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY CHI TIẾT VÀ MÁY BIẾN ÁP

1 Yêu cầu đối với việc chọn máy biến áp:

Trạm biến áp là nơi biến đổi năng lượng từ cấp điện áp này sang cấp điện áp khác có cùng tần số Đó là một trong những phần tử quan trọng nhất của hệ thống điện Công suất, số lượng và phương thức vận hành của MBA có ảnh hưởng rất lớn đến các chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật của toàn hệ thống

Khi chọn MBA cho mạng cần chú ý các điều kiện sau:

• Về kiểu máy biến áp:

+ Nên chọn MBA ba pha Bởi vì dùng tổ MBA một pha sẽ làm tăng vốn đầu tư, tăng diện tích lắp đặt, thao tác vận hành phức tạp

+ Ở đây, hệ thống chỉ có hai cấp điện áp cao/hạ là 110/22KV nên chọn MBA ba pha hai dây quấn

+ Đối với loại tải có yêu cầu có chất lượng điện áp bình thường ( hộ loại ba ) ta dùng MBA thường, còn đối với các hộ yêu cầu chất lượng điện áp cao ( hộ loại một )

ta có thể chọn MBA điều áp dưới tải nếu MBA thường không thỏa mãn yêu cầu Tuy nhiên do giá thành MBA điều áp dưới tải đắt gấp 1,4 lần so với MBA thường nên chỉ dùng khi thật cần thiết

• Về số lượng MBA trong một trạm giảm áp: Tùy thuộc yêu cầu cung cấp điện chophụ tải

+ Phụ tải thuộc hộ loại I: mỗi trạm nên dùng hai MBA trở lên

+ Phụ tải thuộc hộ loại III: mỗi trạm nên dùng 1 MBA

• Về công suất của MBA:

+ Phải bảo đảm cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường ( ứng với phụ tải cực đại ) khi tất cả các MBA làm việc

+ Ở trạm có hơn hai MBA, khi có một MBA bất kỳ nghỉ, tất cả các MBA còn lại với khả năng quá tải sự cố cho phép ( cho phép quá tải 40% trong 5 ngày đêm, với 1 ngày đêm không quá 6 giờ ) phải đảm bảo tải đủ công suất yêu cầu

+ Ở đây ta dùng loại MBA đã được nhiệt đới hóa nên không cần điều chỉnh công suất định mức theo nhiệt độ

Do đó điều kiện để chọn công suất định mức của MBA là:

+ Hộ loại I:

4 , 1

max

pt đm

S

+ Hộ loại III: Sđm ≥ Sptmax

Để việc vận hành hệ thống được tốt thì phải tính giá trị Sgh và so sánh với phụ tải cực tiểu Với:

Sgh =

n

o đm

P

P n

n S

Trang 33

Sptmin = 0,5.Sptmax ( theo bài ra )

105 , 51 4

, 1

2

P

P S

Vậy khi phụ tải cực tiểu cho phép vận hành 1 MBA

b Chọn MBA cho trạm hạ áp phụ tải số 2 ( hộ loại III ):

Ta có: Sptmax = 202 +9,1032 =21,974 [MVA]

Chọn 1 máy biến áp với công suất theo điều kiện:

Sđm ≥ Sptmax= 21,974 MVA

Ta chọn máy biến áp loại: TPDH-25000/110

c Chọn MBA cho trạm hạ áp phụ tải số 3 ( hộ loại I ):

25 , 31 4

, 1

2

P

P S

d Chọn MBA cho trạm hạ áp phụ tải số 4 ( hộ loại III ):

Ta có: Sptmax = 222 +16,52 =27,5 [MVA]

Chọn 1 máy biến áp với công suất theo điều kiện:

Trang 34

Sđm ≥ Sptmax= 27,5.

Ta chọn máy biến áp loại: TPDH-25000/110

e Chọn MBA cho trạm hạ áp phụ tải số 5 ( hộ loại I ):

30 4

, 1

2

P

P S

f Chọn MBA cho trạm hạ áp phụ tải số 6 ( hộ loại I ):

65 4

, 1

2

P

P S

Tiếp theo xác định điện trở, điện kháng của mỗi MBA theo các công thức sau:

- Điện trở: = ∆ 2. 2 [ ] Ω

đm

đm N B

S

U P R

- Điện kháng : = [ ] Ω

100

%. 2

đm

đm N

B S

U U

X

- Tổn thất công suất kháng trong sắt của một máy:

[ KVAR ]

S I

Q o đm Fe

310 100

%.

=

∆

Trang 35

Trong đó: ∆PN ( MW ); Uđm ( KV ); Sđm ( MVA ).

Sau khi tính toán RB, XB và các thông số của MBA ta có:

Tổng trở và tổn thất sắt của một MBA trong trạm:

UđmKV

∆PNKW

UN

%

∆PFeKW

Io

%

RBΩ

XBΩ

∆QFeKVAR

( Theo sách Lưới điện và Hệ thống điện – tác giả: Trần Bách )

Để tiện tính toán về sau ta lập bảng số liệu trạm biến áp như sau:

Trạm biến

áp

Số máybiến áp

RB[Ω]

XB[Ω]

∆PFe[KW]

∆QFe[KVAR]

Giá thành(109đồng)

Với: -RB trạm hai máy biến áp = RB một máy /2.

- XB trạm hai máy biến áp = XB một máy /2

- ∆PFe trạm = ∆PFe (một máy).2

- ∆QFe trạm = ∆QFe (một máy).2

- Giá thành: trạm hai máy biến áp thì nhân giá thành một máy với 1,8

- Giá thành máy biến áp điều áp dưới tải bằng 1,4 lần giá máy biến áp thường

Trang 36

- Thích hợp và đơn giản ta dùng tụ bù Việc lắp đặt tụ bù cần một chi phí xây lắp

và tiêu hao một lượng điện năng nhất định Do đó ta cần phải tính toán sao cho việclặp đặt tụ bù là kinh tế nhất

- Cách chung là tại phía hạ áp của hộ tiêu thụ điện ta đặt công suất phản khángcần bù Qb làm ẩn số và lập biểu thức tính toán phí tổn mạng điện do có đặt thiết bị bù.Sau đó lấy đạo hàm riêng của phí tổn tính theo từng công suất bù của mỗi trạm và chođạo hàm riêng đó bằng 0 Giải các phương trình đạo hàm riêng này ta có các Qb cầntìm

- Khi lập biểu thức của chi phí tính toán ta quy ước như sau:

+ Không xét đến lượng công suất bù sơ bộ

+ Không xét đến tổn thất công suất sắt ∆PFe của máy biến áp vì nó ảnh hưởng rất

+ Chỉ cần viết và giải phương trình cho từng nhánh độc lập của mạng điện

II Biểu thức tính toán tổng quát:

Biểu thức chi phí tính toán mạng điện do việc lắp đặt thiết bị bù như sau:

Z = Z1 + Z2 + Z3

- Z1: Phí tổn hàng năm do đầu tư thiết bị bù

Z1 = ( avh + atc ).Ko.Qb+ avh: Hệ số vận hành thiết bị bù, lấy avh = 0,1

+ atc : Hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ, lấy atc = 0,125

+ Ko : Giá tiền một đơn vị công suất thiết bị bù, đồng/MVAR

Theo bài ra ta có: Ko = 200.106 đ/MVAR

Vậy: Z1 = ( 0,1 + 0,125 ).200.106.Qb = 45.106.Qb

Trang 37

- Z2: Phí tổn tổn thất điện năng do việc lắp đặt thiết bị bù.

Z2 = C.T.∆P*.Qb+ C: Giá tiền 1MWh tổn thất điện năng

Theo bài ra: C = 600000 đ/MWh

+ ∆P*: Tổn thất công suất tương đối của thiết bị bù, với tụ điện tĩnhlấy bằng: ∆P* = 0,005 ( MW/MVAR )

+ T: Thời gian tụ bù làm việc trong một năm, lấy T = Tmax = 4900h.Vậy: Z2 = 600000.4900.0,005.Qb = 14700000.Qb

- Z3: Chi phí do tổn thất điện năng do thành phần công suất phản kháng tải trênđường dây và máy biến áp sau khi đặt thiết bị bù Đối với mạng điện hở cung cấp chomột phụ tải:

Z3 = C.∆P.τ

U

Q Q

+ Q: Công suất phản kháng cực đại của hộ tiêu thụ lúc chưa bù

+ U: Điện áp định mức của đường dây ( U = 110KV )

+ R: Điện trở của đường dây và máy biến áp quy về bên cao áp

+ τ: Thời gian tổn thất lớn nhất sau khi bù: τ = 3302( h )

U

Q Q R

U

Q Q

Z 600000.3302 b 1981,2.10 2b

2 6

Q

b

b 14700000 1981,2.10

10

2 6

=

U

Q Q Q

b 1981 , 2 10

10 7 ,

2 6

Z

ta sẽ được Qb

- Nếu giải phương trình có Qb < 0 thì có nghĩa là về mặt kinh tế hộ đó không cần bù

* Các phương trình trên đều viết dưới dạng mạng hở có một phụ tải.

- Nếu trường hợp mạng hở có nhiều phụ tải:

Z = Z1 + Z2 + Z3Trong đó: + Z1 = ( avh + atc ).Ko.( Qb1 + Qb2 + … )

+ Z2 = C.Tmax.∆P*.( Qb1 + Qb2 + … )

Trang 38

+ Z3 = C.∆P.τ

∆P*: Tổn thất công suất do tải công suất phản kháng trong toàn mạng

Qbi : Công suất phản kháng cần bù tại phụ tải Để tìm giá trị Qb kinh tế tại các hộtiêu thụ, ta lấy đạo hàm riêng Z theo từng công suất Qb1, Qb2, … và cho từng đạo hàmriêng bằng 0 Ta được n phương trình và giải được n ẩn số là các giá trị Qb1, Qb2,…,QbnNếu giải được Qbi của hộ thứ i nào đó < 0 có nghĩa là về mặt kinh tế hộ thứ i khôngcần bù kinh tế Lúc đó ta bỏ bớt 1 phương trình thứ i đó và thay Qbi = 0 vào phươngtrình còn lại và tiếp tục giải

Nếu giải được Qbi = Qi thì ta không nên bù đến giá trị này mà chỉ bù đến

cosφ = 0,95 vì cosφ = 1 thì điều kiện ổn định của hệ thống xấu đi mà lúc đó ∆P khônggiảm mấy

Z

và giải lại

Đối với mạng điện kín thì biểu thức: Z = Z1 + Z2 + Z3 có Z1 và Z2 giống như trên.Riêng Z3 = C.∆P.τ ; thì để tính ∆P ta phải tìm công suất phản kháng phân bố trên cácđoạn đường dây, sau đó lấy đạo hàm riêng của Z theo Qb1, Qb2, …, Qbn và cho từng đạohàm bằng 0 Từ đó ta có phương trình và tìm ra được các giá trị Qb cần tìm

III Tính toán cụ thể:

1.Bù kinh tế cho hộ số 1-2:

40,5 Km 43,5 Km

S= 20 + j15 MVA S= 29 + j29,58 MVA

Trang 39

- Ta có sơ đồ thay thế để tính toán:

1

2 1 1

1

2 2 2

1 1

2

6

2 1

6

BA b

A b

b

b b

R R

Q Q R

Q Q Q

Q U

Q Q

Z

+

−+

−

++

=

Thay số với các số liệu trên và U = 110 [KV] ta có:

2 3

2 1 3

2 2 1

3 2

1 6

) 15

.(

10 13 , 2767 )

58 , 29 (

10 89 ,

117

) 58

, 44 (

10 6 , 895 )

.(

10 7 , 59

b b

b b b

b

Q Q

Z

− +

−

− +

+

=

Lấy đạo hàm riêng Z theo Qb1 và Z theo Qb2 rồi cho bằng 0:

010.13,2710

.791,1.10.027,

2

6 1

=

−+

=

∂

b b

b

Q Q

=

∂

b b

b

Q Q

Trang 40

( ) 29 (29,58 1,2) 0,72

29'

cos

2 2

2 1 1

2 1

1

−+

=

−+

=

⇒

b Q Q P

cos

2 2

2 2 2

2 2

2

−+

=

−+

=

⇒

b Q Q P

2 2

2

−+

=

⇒

b Q Q P

S= 25 + j18,75MVA

- Sơ đồ thay thế để tính toán:

Định dạng
Số trang	90
Dung lượng	1,77 MB