Tài liệu Quy hoạch cải tạo hệ thống P3 docx

CHƯƠNG III ĐÁNH GIÁ LƯỚI ĐIỆN HIỆN TRẠNG Hệ thống lưới điện của Thành Phố Thái Bình đang dần xuống cấp tình trạng quá tải của đường dây và trạm biến áp đang diễn ra ở nhiều địa phương, t

CHƯƠNG III ĐÁNH GIÁ LƯỚI ĐIỆN HIỆN TRẠNG

Hệ thống lưới điện của Thành Phố Thái Bình đang dần xuống cấp tình trạng quá tải của đường dây và trạm biến áp đang diễn ra ở nhiều địa phương, tổn thất điện năng và tổn thất điện áp còn cao Đứng trước tình hình đó đòi hỏi phải có sự cải tạo lưới điện đáp ứng với nền kinh tế đang tăng trưởng quá nhanh nhu cầu điện năng hàng năm tăng (6÷20%) đồng thời hạn chế tổn thất điện năng và tổn thất điện

áp ở mức cho phép và đảm bảo các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật khác Để làm được việc này cần đánh giá đầy đủ lưới trung áp và nguồn điện

3.1.ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG NGUỒN ĐIỆN VÀ LƯỚI TRUNG ÁP

3.1.1.NGUỒN ĐIỆN

Các lộ cấp điện cho phụ tải nằm trên địa bàn thành phố nhận điện từ trạm

110 kV Thành Phố trạm này thường rơi vào tình trạng đầy tải vào thời điểm cuối năm Hiện nay điện lực thành phố đã có nhiều cải tạo và nâng cấp nên trạm vận hành khá ổn định nhưng do sự tăng cao của nhu cầu điện năng thương phẩm nên đòi hỏi cần xây dựng mới một số trạm biến áp để bổ sung và hỗ trợ cho trạm hiện có 3.1.2.LƯỚI ĐIỆN

Lưới điện trung áp trên địa bàn thành phố chủ yếu là lưới 35 và 10 kV nhận điện từ trạm 110 kV thành phố và 2 trạm trung gian 35/10 kV.Năm 2006 sự cố đường dây thoáng qua là 39 vụ sự cố vĩnh cửu 8 vụ, sự cố thiết bị 4 vụ Do công tác quản lý kỹ thuật vận hành và các biện pháp về đầu tư nâng cấp lưới của điện lực thành phố nên lưới điện vận hành tương đối ổn định giảm đáng kể sự cố đường dây

và sự cố thiết bị

3.2.ĐÁNH GIÁ CHỈ TIÊU KỸ THUẬT CỦA LƯỚI ĐIỆN

3.2.1.GIỚI THIỆU CHUNG

Khi thiết kế cũng như vận hành lưới điện, viêc tính toán các chỉ tiêu tổn thất công suất, tổn thất điện năng,tổn thất điện áp là một việc làm vô cùng quan trọng và cần thiết là căn cứ đánh giá chất lượng điện năng và các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật khác

3.2.2.CƠ SỞ LÝ THUYẾT

3.2.2.1.Sơ đồ thay thế và các thông số tính toán

Thành lập sơ đồ thay thế của một lưới điện bất kỳ gồm có: Lựa chọn sơ đồ thay thế cho mỗi phần tử của lưới và tính các thông số của chúng,sau đó lắp sơ đồ thay thế của từng phần tử theo đúng trình tự mà các phần tử đó được nối với nhau trong lưới và quy đổi tất cả các thông số của sơ đồ thay thế về cung một cấp điện

áp

a.Sơ đồ thay thế của đường dây

Các thông số điện trở tác dụng,cảm kháng, điện dẫn tác dụng, điện dẫn phản kháng phân bố đều dọc chiều daì đường dây Tính toán mức độ ảnh hưởng của chúng là khá phức tạp và chỉ thực sự cần thiết trong khi tính chế độ xác lập của đường dây siêu cao áp Trong tính toán người ta sử dụng sơ đồ thay thế với các thông số tập trung để thuận tiện cho việc tính toán với sai số chấp nhận được

Đối với lưới trung áp có cấp điện áp ≤ 35 kV nên sơ đồ thay thế chỉ gồm có điện trở và điện kháng

Hình.3.1.Sơ đồ thay thế của đường dây

Điện trở tác dụng của một km đường dây (điện trở đơn vị) r0 tra trong các bảng ứng với nhiệt độ tiêu chuẩn 200C khi dùng ở nhiệt độ khác thì giá trị điện trở thay đổi nhưng để đơn giản trong tính toán người ta giá trị điện trở trên

Điện kháng x0 tương xứng với khoảng cách trung bình hình học(Dtb)giữa các dây dẫn và được tra theo bảng x0 = f(F,Dtb) với Dtb = 3 D D D12 23 13

Trong đó Dij:khoảng cách giữa các pha

b.Sơ đồ thay thế của máy biến áp

Trong lưới phân phối trung áp loại máy biến áp sử dụng là loại 3 pha 2 dây quấn và có thể biểu diễn bằng sơ đồ thay thế hình Γ

Hình.3.2.Sơ đồ thay thế máy biến áp 2 cuộn dây

Nhánh nối tiếp hay nhánh dọc gồm điện trở Rbvà điện khángXbcủa máy biến áp Các trở kháng này bằng tổng các điện trở tác dụng và điện kháng tương ứng của cuộn dây sơ cấp và thứ cấp quy đổi về cuộn dây sơ cấp Nhánh song song hay là nhánh ngang bao gồm điện dẫn tác dụng Gbvà điện dẫn phản kháng Bbcủa máy biến áp Điện dẫn tác dụng tương ứng tổn thất công suất tác dụng do dòng điện từ hoá gây ra Điện dẫn phản kháng được xác định bằng từ thông hỗ cảm trong các

cuộn dây của máy biến áp

Trong khi phân tích chế độ của các mạng có điện áp≤ 220kV các máy biến

áp 2 cuộn dây được biểu diễn bằng sơ đồ thay thế đơn giản hơn :

- Sdd: công suất danh định của máy biến áp

- Ucdd,Uhdd:Điện áp danh định của cuộn dây cao áp và hạ áp

- ΔP0: Tổn thất công suất tác dụng khi không tải

- ΔPn: Tổn thất công suất ngắn mạch

- I0: Dòng điện không tải tính theo phần trăm dòng điện danh định

- Un: Điện áp ngắn mạch tính theo phần trăm điện áp danh định của cuộn dây cao áp

Tổng trở của máy biến áp Rb và Xbđược xác định theo kết quả ngắn mạch

Rb =

−

n cdd 2 dd

P U 10

S (Ω) Xb = n 2cdd

dd

U %.U 100.S (Ω) Tổng dẫn ngang được xác định bằng các kết quả thí nghiệm không tải:

Gb = Δ 0

2 cdd

P

U (S) Bb = 0 dd

2 cdd

I %.S100.U (S) Khi điện áp giữ cố định có thể sử dụng sơ đồ thay thế máy biến áp 2 cuộn dây như sau:

Hình.3.3.Sơ đồ thay thế MBA 2 cuộn dây khi U = const

kT= max

dd

S S

- Smax: Công suất tải cực đại

- Sdd : Công suất danh định của trạm

d.Thời gian tổn thất công suất cực đại

τ = f(Tmax,cosϕ) tra trong các sổ tay kỹ thuật hoặc tính gần đúng theo biểu thức sau:

τ = (0.124+10−4.Tmax)2.8760 (h)

3.2.2.2.Phương pháp tính tổn thất công suất,tổn thất điện áp và tổn thất điện năng

1.Tổn thất công suất,điện áp và điện năng trên đường dây

a.Tổn thất công suất trên đường dây

Xét đường dây có 1 phụ tải,giả thiết biết công suất của phụ tải và điện áp cuối đường dây,chiều dài tiết diện dây dẫn,biết thời gian sử dụng công suất lớn nhất của phụ tải

Các giá trị R,X dễ dàng tính toán được thông qua chiều dài và tiết diện dây dẫn như đã nêu ở trên

Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng được xác định như sau :

=

2 10−+

2 2

10.X.U

Q

(kVAr)

- P(kW),Q(kVAr): Công suất tác dụng và công suất phản kháng của phụ tải

- R(Ω),X(Ω) : Điện trở tác dụng và điện kháng cuả đường dây

- Udd : Điện áp danh định của lưới

b.Tổn thất điện năng trên đường dây

Đây chính là phần năng lượng bị mất đi trong quá trình truyền tải

Tổn thất điện năng chia làm 2 phần:

- Tổn thất kỹ thuật

- Tổn thất thương mại

Trong trường hợp này ta quan tâm đến tổn thất kỹ thuật

Tổn thất điện năng trong thời gian t khi phụ tải không thay đổi :

Δ A = Δ P t

Xác định ΔA theo công thức này là rất phức tạp vì trong thực tế phụ tải luôn biến đổi theo thời gian Một trong những phương pháp đơn giản được sử dụng phổ biến tính tổn thất điện năng theo thời gian sử dụng phụ tải lớn nhất

Nếu như hộ tiêu thụ luôn làm việc với phụ tải lớn nhất thì sau thời gian Tmax

hộ sẽ tiêu thụ lượng điện năng bằng với lượng điện năng hộ tiêu thụ thực tế trong năm Từ Tmax có thể dẫn tới khái niệm thời gian tổn thất (τ) Khi hộ tiêu thụ luôn làm việc với công suất lớn nhất tổn thất điện năng trên đường dây do hộ tiêu thụ gây ra đúng bằng tổn thất điện năng thực tế trong năm:

ΔA =ΔPmax.τ

ΔPmax =

2

2 maxU

S

U

QP2

2 max 2

max +

Pmax,Qmax: Công suất tác dụng và phản kháng lớn nhất của phụ tải

Tổn thất điện năng trong mạng bằng tổng tổn thất điện năng trên các nhánh đường dây

A A

Với n Số nhánh đường dây

c.Tổn thất điện áp trên đường dây

Tổn thất điện áp trên đường dây xác định theo công thức :

3

dd 10 U

X Q R P

%

dd 2

−+

=

2.Tổn thất công suất,điện áp và điện năng trong máy biến áp

a.Tổn thất công suất trong máy biến áp

ΔQB=ΔQ0+ΔQn

2

max

ptS

-Tổn thất công suất phản kháng của máy biến áp khi ngắn mạch :

S

S.Pt

Δ =n.ΔP0+

n

PnΔ

2

max

ptS

Δ =n.ΔQ0+

n

QnΔ

2

max

ptS

b.Tổn thất điện áp trong máy biến áp

- Khi R,X quy đổi về phía điện áp cao:

c

' '

U

X.QR.P

=Δ

- Khi R,X quy đổi về phía điện áp thấp:

h

'' ''

U

X.QR.P

ΔTính toán tổn thất điện áp trong máy biến áp chỉ được thực hiện ở lưới phân phối có

2 cấp trung áp

3.Tổn thất trong hệ thống cung cấp điện

Trong hệ thống cung cấp tổn thất chủ yếu là trên đường dây và trong máy biến áp ,còn trong các phần tử khác tổn thất không đáng kể nên khi tính toán có thể bỏ qua

3.2.2.3 Số liệu tính toán

- Các số liệu về số lượng,chủng loại máy biến áp,công suất phụ tải lấy từ hồ sơ kỹ thuật của điện lực thành phố thái bình

- Giá trị điện trở, điện kháng của cáp và đường dây trên không tra trong giáo trình Mạng Lưới Điện của Nguyễn Văn Đạm

- Thông số kỹ thuật của máy biến áp tra trong giáo trình : Hướng Dẫn Thiết Kế NMĐvà TBA của Nguyễn Hữu Khái

- Trong quá trình tính toán ta lấy Tmax = 3500 khi đó ta tính được:

c.Tính dòng công suất chạy trên các phần tử

Việc tính toán chế độ của mạng được tiến hành theo điện áp danh định của mạng:U=Udd=10kV

Tính toán tổn thất công suất trong máy biến áp:

Áp dụng công thức tính toán:

Ppti=Kti.SddBi.cosϕ

Qpti=Kti.SddBi.sinϕ

A

Δ =n.( ΔP0i.t + ΔPni K2

ti.τ ) Xét cụ thể trạm Lạc đạo1 có thông số như sau:

SddB = 320kVA; Kt = 0,85;cosϕ=0,85; sinϕ=0,53;n=1

Bảng 3.1 Thông số vận hành của các phụ tải và máy biến áp

,

.(0,204 + j.0,105).10− 3 = 0,032+j.0,016 kVA

,

.(0,204+j.0,105) = 1,179+j.0,607 kVA

BP

Δ

(kw)

QB(kVAr)

BAΔ

760 + .(0,136+j.0,07) = 0,161+j.0,083 kVA

,

.(0,136+j.0,07) = 1,222+j.0,629 kVA

.(0,544+j.0,28) = 0,06+j.0,031 kVA

.(0,317+j0,412) =0,278+j.0,361 kVA

.(0,106+j.0,137) = 0,191+j.0,246 kVA

.(0,079+j.0,103) = 0,406+j.0,530 kVA

,

.(0,158+j.0,206) = 1,311+j.1,801 kVA

,

.(0,106+j.0,137) 1,955+j.2,527 kVA

,

1185 +

.(0,158+j.0,206)

2045 +

.(0,238+j0,309) = 13,973+j.18,141 kVA

,

2059 +

.(0,013+j.0,0081) = 0,777+j.0,484 kVA

105 , 0 146 , 120 204 , 0 772 , 314 100 10 U

X Q R P

%

2 3

dd 2

12 d ' 12 D 12 d '

105 , 0 745 , 291 204 , 0 386 , 703 100 10 U

X Q R

P

%

2 3

dd 2

11 d ' 11 D 11 d '

07 , 0 102 , 336 136 , 0 541 , 760 100 10 U

X Q R P

%

dd 2

10 d ' 10 D 10 d '

100 10 10

105 , 0 135 , 410 204 , 0 239 , 856 100 10 U

X Q R

P

%

2 3

dd 2

21 d ' 21 D 21 d '

28 , 0 703 , 64 544 , 0 222 , 83 100 10 U

X Q R

8 ' 8 D 8 '

412 , 0 466 , 180 317 , 0 889 , 234 100 10 U

X Q R

dd 2

7 ' 7 D 7 '

137 , 0 066 , 258 106 , 0 972 , 336 100 10 U

X Q R

6 ' 6 D 6 '

103 , 0 922 , 429 079 , 0 551 , 574 100 10 U

X Q R

dd 2

5 ' 5 D 5 '

206 , 0 423 , 562 158 , 0 602 , 749 100 10 U

X Q R

4 ' 4 D 4 '

137 , 0 475 , 810 106 , 0 908 , 1089 100 10 U

X Q R

dd 2

3 ' 3 D 3 '

100 10 10

206 , 0 113 , 889 158 , 0 948 , 1189 100 10 U

X Q R P

%

2 3

dd 2

22 d ' 22 D 22 d '

309 , 0 146 , 1317 238

, 0 153 , 2059 100

10 U

X Q R

2 ' 2 D 2 '

0081 0 751 , 1317 013 , 0 706 , 2059 100

10 U

X Q R

dd 2

1 ' 1 D 1 '

746,59

A = P.Tmax = 2059,706.3500 =7208971 h

∑Δ %A =

A A

7208971

336 , 266264

=3,694%

Tính toán tương tự cho các tuyến còn lại:

Bảng 3.2 Chỉ tiêu kỹ thuật của lưới trung áp

Tuyến

∑ΔP(kW) ΔP∑ % ∑ΔA(kWh) ∑Δ %A ΔU(kV) ΔU%

371-110TP 498,445 7,897 2278690,87 9,534 1,178 11,78 372-110TP 247,238 7,297 1178546,77 7,399 0,821 8,21 373-110TP 248,356 7,365 1178632,98 7,467 0,832 8,32 374-110TP 585,654 8,976 2345786,32 9,876 1,237 12,37 971-110TP 95,593 4,243 432761,11 5,123 0,382 3,821 973-110TP 137,235 3,675 587909,13 6,987 0,495 4,952 975-110TP 58,345 2,798 254654,56 3,523 0,197 1,973 977-110TP 27,661 1,453 127685,95 1,245 0,103 1,033 979-110TP 252,435 7,785 1208547,34 7,798 1,043 10,43 973-35/10TPI 59,746 2,901 266264,33 3,694 0,208 2,085 974-35/10TPII 149,519 3,827 598756,56 6,098 0,546 5,462

Qua tính toán trên chúng ta có thể nhận thấy lưới điện trung áp của thành phố còn nhiều vấn đề :

- Các tuyến dây cung cấp cho các phụ tải còn khá dài do đó dẫn đến nhiều tuyến không đảm bảo các chỉ tiêu chất lương điện năng:Tổn thất công suất, tổn thất điện năng còn khá lớn, điện áp sụt giảm mạnh tại các nút nhất là các nút ở cuối tuyến

Mặc dù điện lực thành phố trong nhiều năm qua đã nỗ lực cải tạo nhưng do nhu cầu điện năng trong những năm gần đây không ngừng tăng cao phụ tải tăng dẫn đến nhiều tuyến bị quá tải tiết diện dây dẫn nhỏ không còn phù hợp các trạm biến áp thường xuyên bị quá tải cần thiết phải có sự cải tạo lưới đáp ứng với nhu cầu gia tăng không ngừng của phụ tải

3.2.3.2.Lưới hạ áp 0,4 kV

Hệ thống lưới hạ áp của thành phố rất phức tạp vì vậy việc tính toán và đánh giá toàn bộ lưới là vô cùng khó khăn và cần rất nhiều thời gian.Trong phạm vi đồ án

này chỉ trình bày phương pháp tính toán và tính cụ thể lưới hạ thế thuộc 3 trạm biến

áp từ đó khái quát những chỉ tiêu cơ bản của lưới hạ áp

Chọn 3 trạm biến áp cơ bản:

-Trạm Bảo Tàng thuộc tuyến 973-110 kV TP

-Trạm Tống vũ thuộc tuyến 973-35/10 kV TPI

-Trạm Tổ 7c.QT thuộc tuyến 371-110 kV TP

a.Xét trạm Bảo Tàng (sơ đồ nguyên lý hình.3.6):

Bảng3.3.Thông số phụ tải và đường dây trạm Bảo Tàng

Tính toán các dòng công suất, tổn thất công suất, tổn thất điện năng và tổn thất điện

Phương pháp tính toán:

Công suất đầu vào tổng trở Z i+1của đường dây nối nút ivà i+1:

Thông số nút phụ tải

Đoạn dây

Loại dây

Thông số đường dây

1 i ''

1 i '

1

S + = + + Δ +

3 1 i 1 i dd

2

2 '' 1 i 2 '' 1 i 1 i 1

i 1

U

Q P Q

j P

S + = Δ + + Δ + = + + + + + + −

Δ

Công suất sau tổng trở Z i+1của đường dây nối nút i,i+1:

i '

2 i 1 i '' 1

S + = + + +

Trong đó nút n - nút cuối lộ cần tính toán như sau: Sn,n−1 = Sntừ đó tính ngược trở lại

từ nút cuối lộ n cho đến nút đầu lộ 1.Đối với các nhánh rẽ nút k bất kỳ ta tính ngược

từ cuối mỗi nhánh lên để thu được công suất cấp cho mỗi nhánh rẽ ''

ki , k

k , 1

1 i ' 1 i 1 i '

X Q R

P

%

1 i 2

1 i ' 1 i 1 i '

1 i

1

i

− +

+ + +

dd

2 '' 13 12 2

S − = − + − − + − −

2

2 2

10 ).

00637 , 0 j 00894 , 0 (

4 , 0

59 , 3 8 ,

=0,0026+j.0,0019 kVA

13 12 ''

13 12 '

13 12 13 12 '

13

U

X Q R

00637 , 0 59 , 3 00894 , 0 8026 ,

=0,047%

Tính toán tương tự cho các nhánh còn lại ta thu được kết quả như sau:

Bảng3.4 Thông số kỹ thuật của các đoạn đường dây

) kVAr (

∑Δ SD = 8 , 194 + j 5 , 072 kVA

% 699 , 6 100 3041 , 122

194 , 8 100 P

, 1968 194 , 8

3041 , 122 T

.

P

A∑ = ∑ max = =

% 018 , 4 100 35 , 428064

178 , 17544 100

A

Bảng3.5 Thông số phụ tải và đường dây

3.6.Thông số kỹ thuật của các đoạn đường dây

Thông số đường dây

∑Δ SD = 5 467 + j 3 , 384 kVA

% 139 , 6 100 0507 , 89

467 , 5 100 P

, 1968 467 , 5

P

AD = Δ = =

Δ τ

kWh 45 , 311677 3500

0507 , 89 T

.

P

A∑ = ∑ max = =

% 452 , 3 100 45 , 311677

93 , 10759 100

A

Loại dây

Thông số đường dây

Q'' P'( kW ) Q'( kVAr ) Δ U %

1-2 119,8397 74,408 120,4038 74,5572 0,3996 2-3 45,6337 28,2342 45,8397 28,2914 0,3840 2-10 36,5935 22,5467 36,7739 22,5647 0,3810 2-11 37,0995 23,1975 37,2261 23,5493 0,3854 3-4 36,9753 22,9282 37,1337 22,9722 0,3878

4-6 31,5324 19,5852 31,5752 19,5852 0,3287 6-7 21,1049 13,0615 21,2324 13,0743 0,1845

10-9 30,0280 18,5681 30,1935 18,5847 0,3456 11-12 31,2517 19,5942 31,2995 19,6075 0,3504 12-13 27,0009 16,9811 27,0517 16,9952 0,3475 13-14 23,1634 14,6187 23,2009 14,6291 0,2586

Ta có công suất tổng mạng hạ áp trạm Tổ7.c.QT

S = 120,4038+j.74,5572 kVA Xác định các loại tổn thất :

∑Δ SD = 9 , 375 + j 5 , 803 kVA

% 786 , 7 100 4038 , 120

375 , 9 100 P

, 1968 375 , 9

P

AD = Δ = =

Δ τ

kWh 3 , 421413 3500

4038 , 120 T

.

P

A∑ = ∑ max = =

% 378 , 4 100 3 , 421413

5 , 18451 100

A

Kết luận :

Qua kết quả tính toán lưới hạ áp thuộc 3 trạm của 3 tuyến khác nhau ta có thể rút ra được một số nhận xét chính như sau lưới hạ áp của Thành Phố Thái Bình có tổn thất điện năng tổn thất công suất và tổn thất điện áp còn cao một số trạm biến áp chưa được cải tạo thường bị quá tải, đường dây có tiết diện nhỏ mạng lưới khá chằng chịt và thiếu tính thẩm mĩ