MỤC LỤC Lời mở đầu Điện nguồn lượng quan trọng hệ thống lượng quốc gia, sử dụng rộng rãi hầu hết lĩnh vực như: sản xuất kinh tế, đời sống xã hội… Hiện nay, đất nước ta phát triển theo hướng công nghiệp hóa - đại hóa, nên nhu cầu điện đòi hỏi ngày cao số lượng chất lượng phục vụ Để đảm bảo tốt hai tiêu chí ngành điện vừa phải làm tốt việc khai thác thăm dò nguồn lượng để biến đổi chúng thành điện cần phải xây dựng hệ thống truyền tải, phân phối điện đại, có phương thức vận hành tối ưu đảm bảo yêu cầu kĩ thuật kinh tế Với nhiệm vụ thiết kế lưới điện khu vực, sau thời gian tìm hiểu thân với giúp đỡ nhiệt tình thầy TS Nguyễn Đức Thuận giúp em hoàn thành tốt đồ án Đồ án em trình bày sau: Chương 1: Phân tích nguồn phụ tải Chương 2: Cân công suất sơ xác định chế độ làm việc hai nguồn điện Chương 3: Đề xuất phương án nối dây chọn điện áp truyền tải Chương 4: Tính toán tiêu kỹ thuật Chương 5: Tính toán tiêu kinh tế chọn phương án tối ưu Chương 6: Lựa chọn máy biến áp sơ đồ trạm Chương 7: Tính toán xác cân công suất chế độ Chương 8: Tính điện áp nút phụ tải chọn phương thức điều chỉnh điện áp tính toán giá thành mạng điện LỜI CẢM ƠN Em xin gửi lời cảm ơn sâu sắc tới thầy hướng dẫn TS Nguyễn Đức Thuận , tạo điều kiện giúp đỡ em hoàn thành tốt đồ án Trong suốt trình thầy tận tình bảo, hướng dẫn động viên tinh thần em nhiều Sự hiểu biết rộng với kinh nghiệm thực tế thầy tiền đề để giúp em hoàn thành tốt đồ án Em xin chân thành cảm ơn thầy cô khoa Kỹ Thuật điện, trường Đại học Điện Lực tận tình truyền đạt cho em kiến thức quý báu thời gian vừa qua Em xin chân thành cảm ơn! CHƯƠNG 1: PHÂN TÍCH NGUỒN, PHỤ TẢI VÀ CÂN BẰNG CÔNG SUẤT    1.1 PHÂN TÍCH NGUỒN, PHỤ TẢI 1.1.1 Phân tích nguồn Nguồn hệ thống công suất vô lớn Hệ số công suất cos φ=0,85 Điện áp danh định thứ cấp 22 kV Bảng 1.1: Số liệu phụ tải Các số liệu Phụ tải cực đại (MW) Thời gian sử dụng công suất lớn Phụ tải cực tiểu (MW) Hệ số công suất cosφ Mức đảm bảo cung cấp điện Yêu cầu điều chỉnh điện áp Điện áp danh định thức cấp  • • • 31 20 0.9 I KT 0.9 I KT Các hộ tiêu thụ 24 26 27 5000h 70%Pmax 0.9 0.9 0.9 I I I KT KT KT 22 KV 19 33 0.9 I KT 0.9 I KT Gồm có phụ tải loại I Phụ tải loại I phụ tải quan trọng cần cung cấp điện liên tục, cung cấp bị gián đoạn ảnh hưởng lớn tới an ninh, quốc phòng, tính mạng người thiệt hại kinh tế hộ phụ tải loại I cần cấp điện từ hai nguồn hai phía trở lên, cụ thể sử dụng sơ đồ mạch kín, đường dây kép trạm biến áp có hai máy làm việc song song Phụ tải loại III phụ tải quan trọng hơn, gián đoạn cung cấp không gây thiệt hại lớn ta cần sử dụng đường dây đơn, trạm biến áp có máy biến áp Phụ tải I-> VII phụ tải khác thường Số liệu tính toán phụ tải cho bảng 1.2 Phụ Thuộc tải hộ P(MW loại ) I 31 Max Q(MVAr ) 15.00 Min S(MVA) 31+15i P(MW ) 21.7 cosφ Q(MVAr) S(MVA) 10.50 21.7+10.5i I 20 9.68 20+9.68i 14 6.78 14+6.78i I 24 11.62 24+11.62i 16.8 8.13 16.8+8.13i I 26 12.58 26+12.58i 18.2 8.81 18.2+8.81i I 27 13.07 27+13.07i 18.9 9.15 I 19 9.20 19+9.2i 13.3 6.44 I 33 15.97 33+15.97i 23.1 11.18 1.2 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT 1.2.1 Cân công suất tác dụng PN = Pyc = m∑ Pmax i + ∑ ∆Pmax + Pdt i =1 7 i =1 i =1 = m∑ Pmax i + 5%∑ Pmax i + = 180 + 180 = 189MW 100 Pdt=0 hệ thống có công suất vô lớn Trong đó: PN: công suất tác dụng nguồn Pyc: công suất tác dụng yêu cầu m: hệ số đồng thời ( m=1 ) ∑P i =1 max i : tổng công suất tác dụng lưới ∑∆Pmax : tổng tổn thất công suất tác dụng lưới Pdt: công suất tác dụng dự trữ 1.2.2 Cân công suất phản kháng Qyc = m∑ Qmax i + ∑ Qba + ∑ ∆QL − ∑ ∆QC + Qdt i =1 QN = PN tgϕN = 189.0,62 = 117,18MVAr QN > Qyc  : không cần bù công suất phản kháng 18.9+9.15i 13.3+6.44i 23.1+11.18i 0.9 QN < Qyc (Nếu : bù sơ bộ) Trong đó: m: hệ số đồng thời ( m=1 ) ∑Q i =1 max i : tổng công suất phản kháng lưới ∑∆Qba = 15%m∑Qmaxi: tổng tổn thất công suất phản kháng máy biến áp∑∆QL, ∑∆QC: tổng tổn thất công suất phản kháng đường dây điện dung đường dây Sơ đồ mặt vị trí nguồn điện phụ tải: NÐ CHƯƠNG 2: DỰ KIẾN PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY 2.1 CÁC YÊU CẦU CHÍNH VỚI MẠNG ĐIỆN • Đảm bảo an toàn cho người thiết bị • Đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện • Đảm bảo chất lượng điện • Đảm bảo tính linh hoạt mạng điện • Đảm bảo tính linh hoạt có khả phát triển 2.2 HÌNH TIA  Ưu điểm: • Sử dụng thiết bị đơn giản, rẻ tiền bảo vệ role đơn giản • Thuận tiện phát triển thiết kế cải tạo mạng điện có  Nhược điểm: • Độ tin cậy cung cấp điện thấp • Khoảng cách dây lớn nên thi công tốn 2.3 LIÊN THÔNG  Ưu điểm: • Việc thi công thuận lợi hoạt động đường dây • Độ tin cậy cung cấp điện tốt hình tia  Nhược điểm: • Tiết diện dây dẫn lớn • Tổn thất điện áp tổn thất điện cao  Chú ý: • Không nên liên thông nhiều phụ tải • Không liên thông từ loại III sang loại I • Không chéo hai đường dây chéo 2.4 LƯỚI KÍN  Ưu điểm: • Đảm bảo cung cấp điện liên tục cho phụ tải • Tính linh hoạt cao, mạng điện kín thích ứng tốt đáp ứng kịp thời trạng thái làm việc khác mạng điện  Nhược điểm: • Vận hành mạng điện phức tạp • Bảo vệ role tự động hóa mạng điện phức tạp 2.5 CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY 2.5.1 Phương án NÐ 7 2.5.2 Phương án NÐ 2.5.3 Phương án NÐ CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN KỸ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN 3.1 CHỌN ĐIỆN ÁP ĐỊNH MỨC, TIẾT DIỆN DÂY DẪN VÀ TÍNH TỔN HAO ĐIỆN ÁP 3.1.1 Chọn điện áp định mức Chọn Uđm gần Utt Trong đó: Li: chiều dài đường dây thứ i, km Pi: công suất tác dụng đường dây truyền tải thứ i, MW 3.1.2 Chọn tiết diện dây dẫn I Fkt = l / v max jkt  Tiết diện kinh tế dây dẫn tính theo: Smax I l / v max = n 3.U dm Mặt khác:  Chọn F dây theo tiêu chuẩn gần Trong đó: Il/vmax: dòng điện lớn dây dẫn Smax: công suất toàn phần lớn đường dây Uđm: điện áp định mức đường dây n: số mạch đường dây  Kiểm tra: • Độ bền học • Điều kiện xuất vầng quang ( để giảm tối thiểu lượng tổn thất vầng quang lưới điện 110kv dây nhôm lõi thép cần có Fmin = 70mm2) • Kiểm tra điều kiện phát nóng cho phép Il/vmax Icp, Isc Icp 3.1.3 Tính tổn thất điện áp P R + Q X ∆U %bti = i i i i 100 U dm  Trong đó: Pi, Qi: công suất tác dụng phản kháng đường dây i Ri, Xi: điện trở điện kháng đường dây i 1 Ri = Ro li , X i = X o li n n n: số mạch đường dây R0, X0: điện trở điện kháng đơn vị đường dây thứ i li: độ dài đường dây thứ i  Chú ý: Đối với đường dây mạch, cố mạch ∆U % sc = 2∆U %bt  Tổn thất điện áp phải thỏa mãn điều kiện: ∆U %bt ≤ ∆U %btcp = 10% Lúc bình thường: ∆U % sc ≤ ∆U % sccp = 20% Lúc cố: 3.2 PHƯƠNG ÁN 1: SỬ DỤNG LƯỚI HÌNH TIA Sơ đồ dây phương án NÐ 3.2.1 Phân bố công suất Bỏ qua tổn thất công suất: 10 6.3 Chế độ phụ tải cố Các đường dây cung cấp cho phụ tải 1, 2, 3, 4, 6, Sơ đồ nguyên lý sơ đồ thay đường dây hình vẽ MBA AC-95 S 1=31+15i MVA H 31,62 km 2xTPDH-25000/110 Hình 7.3 Tính chế độ mạng điện đường dây H-1 chế độ cố a- Sơ đồ nguyên lý; b- Sơ đồ thay • Đối với đường dây: Z d = 14.23 + i13.91 Ω B = 0,81.10−4 S • Đối với máy biến áp: ∆S01 = n(∆P01 + j ∆Q01 ) = (29 + 136i ).10−3 = 0.03 + 0.14i MVA Z b1 = ( Rb1 + jX b1 ) = 4.38 + 86.7i n Tổn thất công suất tổng trở máy biến áp tính theo công thức: P12 + Q12 312 + 152 Z = (4,38 + 86, 7i ) = 0, 43 + 8, 49 MVA b1 U dm 1102 ∆ S b1 = Công suất điện dung sau tổng trở đường dây có giá trị: Qc1 = U dm B = 110 2.0,81 = 0.49i MVAr Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị: S N" = S c1 + S + ∆ S − jQc1 = (31 + 15i ) + (0.03 + 0.14i) + (0, 43 + 8, 49) − 0, 49i = 31.46 + 23.15i ( MVA) b Tổn thất công suất tổng trở đường dây bằng: ∆ S d1 = P "2 + Q "2 31, 46 + 23,152 Z = (7.11 + i6.96) d1 U dm 110 = 1.16 + 0.62i MVA Dòng công suất trước tổng trở đường dây có giá trị: S'N1 = S N" + ∆ S d = 1.16 + 0.62i + (31.46 + 23.15i ) = 32.62 + 23.77i MVA Ta có UN =1,1.Udm= 121 kV Công suất điện dung đầu đường dây bằng: Qd = U dm B = 1212.0,81.10−4 = 0.59iMVAr Công suất từ hệ thống truyền vào đường dây có giá trị: SN = S N' − jQd = 32.62 + 23.77i − 0.59i = 32, 62 + 23,18i MVA b Các đường dây: Tính toán tương tự cho phụ tải 2, 3, 4, 5, 6,7 ta có kết bảng sau: Bảng 6.5 Thông số phần tử sơ đồ thay Đường pt dây 31+15i 20+9.68i N-3 N-4 N-5 24+11.62i 26+12.58i 27+13.07i N-7 MBA lộ N-1 N-2 N-6 Đường dây Số 19+9.2i 33+15.97i 2 2 2 14.23+13.91i 24.23+23.69i 24.23+23.69i 31.82+31.11i 18.55+18.14i 36.28+35.47i 23.33+30.33i 0.81 1,4 1,4 1,18 2,08 1,8 0.03+0.14 i 2.19+43.35i 0.02+0.2i 1.27+27.95i 0.02+0.2i 0.02+0.2i 0.02+0.2i 1.27+27.95i 1.27+27.95i 1.27+27.95i 0.02+0.2i 1.27+27.95i 0.03+0.14 i 2.19+43.35i Bảng 6.6 Dòng công suất tổn thất công suất phần tử Đường dây ∆ Sb , MVA ∆ MVA Qc, MVAr S", ∆ Sd , S', MVA MVA MVA N1 0.21+4.25i 0.06+0.27i 0.49i 31.27+19.03i N2 0.05+1.14i 0.04+0.4i 0.84i 20.09+10.38i N3 0.07+1.64i 0.04+0.4i 0.84i 24.11+12.82i N4 0.09+1.93i 0.04+0.4i 1.1i 26.13+13.81i N5 0.09+2.08i 0.04+0.4i 0.64i 27.13+14.91i 1.16+0.62i 0.81+0.25i 1.17+0.4i 1.81+0.62i 1.14+0.42i Qd, MVAr S Ni , MVA 32.43+19.65i 0.59i 32.43+19.06i 20.9+10.63i 1.02i 20.9+9.61i 25.28+13.22i 1.02i 25.28+12.2i 27.94+14.43i 1.34i 27.94+13.09i 28.27+15.33i 0.78i 28.27+14.55i N6 0.05+1.03i 0.04+0.4i 1.26i 19.09+9.37i N7 0.24+4.82i 0.06+0.27i 1.1i 33.3+19.96i Tổng 0.8+16.89i 1.09+0.31i 2.17+1.52i 9.35+4.14i 20.18+9.68i 1.52i 20.18+8.16i 35.47+21.48i 1.33i 35.47+20.15i 190.47+96.82i CHƯƠNG 7: Tính toán điện áp nút điều chỉnh điện áp 7.1 Tính điện áp nút 7.1.1 Chế độ max (UN=121KV) Xét N-1 Tổn thất điện áp đường dây N-1 : Điện áp điểm 1c: U1c = UN -UN1 =121-2,95=118,05(Kv) Tổn thất điện áp máy biến áp: Điện áp điểm U1q= U1c - ΔUB = 118,05-7,64=110,4(kv) Tương tự ta có bảng tính điện áp nút Bảng 7.1 : Giá trị điện áp nút mạng điện chế độ phụ tải cực đại: Đường dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 N-7 ΔUNi 2.95 Uic 118.05 ΔUBi 7.65 Uqimax 110.4 2.99 118.01 2.78 115.23 3.66 117.34 3.42 113.92 5.21 115.79 3.79 112 3.2 117.8 3.88 113.92 4.14 116.86 2.66 114.2 5.73 115.27 8.45 106.82 7.2 Chế độ min(UN=115kv) Ta tính toán tương tự chế độ cực đại 51 Bảng7.2 Giá trị điện áp nút mạng điện chế độ phụ tải cực tiểu Đường dây ΔUNi 2.09 N-1 2.13 N-2 2.60 N-3 3.68 N-4 2.29 N-5 2.90 N-6 3.97 N-7 Uic 112.91 ΔUBi 5.25 Uqimin 107.66 112.87 1.98 110.89 112.4 2.41 109.99 111.32 2.66 108.66 112.71 2.73 109.98 112.1 1.88 110.22 111.03 5.75 105.28 7.3 Chế độ cố (UN=121kv) Bảng7.3 Giá trị điện áp nút mạng điện chế độ cố Đường dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 N-7 ΔUNi 6.07 Uic 114.93 ΔUBi 7.85 Uqisc 107.08 6.27 114.73 2.86 111.87 7.65 113.35 3.54 109.81 11.06 109.94 3.99 105.95 6.64 114.36 110.36 8.89 112.11 2.77 109.34 12.23 108.77 8.95 99.82 Ta có bảng 7.4 tổng hợp Nút Uqimax 110,4 115,23 113,92 112 113,92 114,2 106,82 Uqimin 107,66 110,89 109,99 108,66 109,98 110,22 105,28 Uqisc 107,08 111,87 109,81 105,95 110,36 109,34 99,82 52 7.4 Điều chỉnh điện áp 7.4.1 Yêu cầu điều chỉnh điện áp Điện áp tiêu quan trọng chất lượng điện Trong thực tế, việc giữ ổn định điện áp cho thiết bị điện hộ tiêu thụ việc cần thiết điện áp định tiêu kinh tế, kỹ thuật thiết bị tiêu thụ điện độ lệch điện áp cho phép thiết bị điện tương đối hẹp Theo nhiệm vụ thiết kế kết tính toán điện áp nút chế độ vận hành khác biện pháp hiệu đảm bảo điện áp thiết bị tiêu thụ điện lựa chọn thay đổi đầu phân áp máy biến áp trạm tăng áp giảm áp cách hợp lý Có hai hình thức yêu cầu điều chỉnh điện áp là: điều chỉnh điện áp thường điều chỉnh điện áp khác thường Hầu hết phụ tải mạng thiết kế hộ tiêu thụ loại I có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường phụ tải 2,3,4; phụ tải 1,5,6,7 yêu cầu điều chỉnh thường 1.Yêu cầu điều chỉnh điện áp thường +) Độ lệch điện áp chế độ phụ tải cực đại dUmax% ≥ 2,5% Vậy điện áp yêu cầu chế độ cức đại Uycmax=Uđm+2,5%Uđm +) Độ lệch điện áp chế độ phụ tải cực tiểu dUmin% ≤ 7,5% Vậy điện áp yêu cầu chế độ cực tiểu Uycmin=Uđm+7,5%Uđm +) Độ lệch điện áp chế độ cố dUsc% ≥ -2,5% Vậy điện áp chế độ cố Uycsc=Uđm-2,5%Uđm Trong Uđm điện áp định mức mạng điện hạ áp Đối với mạng điện thiết kế có Uđm = 22 kV Vì giá trị điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm theo yêu cầu điều chỉnh điện áp thường: Uycmax = Uycmin = Uycsc = 2.Yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường +) Độ lệch điện áp chế độ phụ tải cực đại dUmax% = 5% Vậy điện áp yêu cầu chế độ cức đại 53 Uycmax=Uđm+5%Uđm +) Độ lệch điện áp chế độ phụ tải cực tiểu dUmin% =0 Vậy điện áp yêu cầu chế độ cực tiểu Uycmin=Uđm +) Độ lệch điện áp chế độ cố dUsc% =(0÷5)% Vậy điện áp chế độ cố Uycsc=Uđm+(0÷5)%Uđm Giá trị điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm theo yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường Uycmax = 22+5%.22 = 23,1kv Uycmin = 22kv Uycsc = 22+(0÷5)%.22 = (22÷23,1)kv 7.4.2 Các máy biến áp có điều chỉnh điện áp a) Máy biến áp thường (có đầu phân áp cố định) - Máy biến áp có đầu phân áp cố định gồm nấc điều chỉnh phạm vi điều chỉnh 115 ± x 2,5%.115 n Upa -2 -1 109,25 112,125 115 117,875 120,75 b) Máy biến áp có điều chỉnh tải - Máy biến áp có điều chỉnh điện áp tải gồm 19 nấc điều chỉnh phạm vi điều chỉnh 115± x 1,78%.115 n Upa 115 -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 96,577 117,047 98,624 119,094 100,671 121,141 102,718 123,188 104,765 125,235 106,812 127,282 108,859 129,329 110,906 131,376 112,953 133,423 Do tính kinh tế máy biến áp có đầu phân áp cố định nên kiểm tra xem loại có đáp ứng yêu cầu điều chỉnh điện áp không Nếu chọn đầu phân áp cố định cho vị trí điện áp thoả mãn yêu cầu ba chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu cố chúng sử dụng máy biến áp có đầu phân áp cố định Nếu không thoả mãn tiến hành chọn máy biến áp điều chỉnh tải 7.4.3 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp Do phụ tải chế đô khác thường a) Máy biến áp thường Xét trạm 1: Trạm trạm yêu cầu điều chỉnh điện áp thường 54 Chế độ phụ tải cực đại 105,14(kv) Chế độ phụ tải cực tiểu 107,66 (kv) Uđctb= (Uđcmax+Uđcmin) = (105,14+107,66)=106,4 (kv) Ta chọn nấc phân áp gần với giá trị Uđctb n = -2 điện áp đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utc = 109,25 kv Kiểm tra: Điện áp hạ áp thực chế độ cực đại Điện áp hạ áp thực chế độ cực tiểu Vậy đầu phân áp -1 máy biến áp thường chọn cho trạm không phù hợp với yêu cầu điều chỉnh điện áp thường Tương tự với trạm khác ta có bảng 7.5 Uđcmax 105.14 Uđcmin 107.66 Uđctb 106.401 Utc 109.25 dUmax Utmax % 22.23 1.05 Utmin 21.68 dUmin % 1.46 109.74 110.89 110.316 109.25 23.20 5.47 22.33 1.50 108.50 109.99 109.243 109.25 22.94 4.27 22.15 0.68 106.67 108.66 107.663 109.25 22.55 2.52 21.88 0.54 108.50 109.98 109.238 109.25 22.94 4.27 22.15 0.67 108.76 110.22 109.491 109.25 23.00 4.53 22.20 0.89 101.73 105.28 103.507 109.25 21.51 2.22 21.20 3.63 Trạm 55 Dựa vào bảng ta thấy có trạm 2,3,5,6 sử dụng máy biến áp thường với đầu phân áp trạm -2 Vì trạm lại ta xét sang máy biến áp điều chỉnh điện áp tải Xét trạm Trạm trạm yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường Chế độ phụ tải cực đại 105,14(kv) Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -5, điện áp tiêu chuẩn đầu điều chỉnh Utcmax = 104,765kV Chế độ phụ tải cực tiểu 107.66 (kv) Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -4, điện áp tiêu chuẩn đầu điều chỉnh Utcmin = 106.812 kV Điện áp hạ áp thực chế độ cực đại Điện áp hạ áp thực chế độ cực tiểu Đối với trạm lại ta tính tương tự bảng 7.6 Trạm Uđcmax Utcmax Uđcmin Utcmin UHmax dUmax % UHmin dUmin% 105.14 104.765 107.66 108.859 23.18 5.38 21.76 1.10 106.67 108.859 110.89 112.953 23.29 5.85 21.60 1.83 101.73 106.812 109.99 110.906 23.46 6.65 21.82 0.83 Dựa vào số liệu tính toán ta so sánh với dUcp% kết luận trạm 1,7 không đáp ứng yêu cầu điều chỉnh điện áp thường Ta cần kết hợp phương pháp điều chỉnh khác Trạm thoải mãn yêu cầu điều chỉnh tải 56 CHƯƠNG 8: Tính toán tiêu kinh tế - kỹ thuật lưới điện 8.1 Tính vốn đầu tư Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện V=Vd+Vt Trong :Vd: vốn đầu tư xây dựng đường dây Vt : vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp Ở chương tính vốn đầu tư xây dựng đường dây 245,340,400,000 đ Trong hệ thống điện thiết kế có trạm biến áp Mỗi trạm có mba nên giá tiền nhân với hệ số 1,8 Các máy biến áp máy có công suất Sđm=25(MVA) nên giá tiền 25 tỷ đồng Sđm=16(MVA) nên giá tiền 16 tỷ đồng Như tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp Vt =5.1,8,16 +2.1,8.25.= 234.(đ) Do tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện V = Vd+Vt =245,593,360,000+234.=479,89336.(đ) 8.2 Tổng tổn thất công suất tác dụng Tổn thất mạng điện gồm có tổn thất công suất đường dây tổn thất công suất tác dụng trạm biến áp Tổng tổn thất công suất tác dụng đường dây bằng: 57 Tổng tổn thất công suất tác dụng lõi thép máy biến áp Tổng tổn thất công suất tác dụng cuộn dây MBA Tổng tổn thất công suất tác dụng mạng điện: ΔP =ΔPd+ΔP0+ΔPB=4,63+0,32+0,8 = 5,75(MW) Tổn thất công suất tác dụng theo phần trăm ΔP% == 3,19% 8.3 Tổn thất điện mạng điện Tổng tổn thất điện mạng điện xác định theo công thức ΔAΣ = ΔAd+ΔAtba = (ΔPd+ΔPB).τ+ΔP0.8760 Trong đó: τ - thời gian tổn thất công suất cực đại, tính theo công thức: t - thời gian máy biến áp làm việc năm, máy biến áp vận hành song song năm nên t = 8760 h Tổng tổn thất điện mạng điệnP: ΔAΣ = (5,75+0,8).3410,934+0,32.8760 = 25144,8177 (MWh) Tổng điện hộ tiêu thụ nhận năm A=ΣPmax.Tmax=180.5000=900000(MWh) Tổn thất điện tính theo % điện phụ tải: ΔA% =.100 = 100 = 2,79% 8.4 Chi phí vận hành Các chi phí vận hành hàng năm mạng điện xác định sau Y= avhd.Vd+avht.Vt+ΔA.c Trong đó: - hệ số vận hành đường dây, - hệ số vận hành trạm, c - giá thành 1kWh, c = 700đ/kWh Vậy ta có Y=0,04 245,593,360,000+0,1 234.+18,652,900 700 = 4,628.(đ) 58 8.5 Chi phí tính toán Chi phí tính toán hàng năm xác định theo công thức: Trong : atc: hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư với atc=0,125 Chi phí tính toán bằng: Z=4,628.+0,125 479,89336.=106,267.(đ) 8.6 Gía thành truyền tải điện Giá thành truyền tải điện có giá trị là: β =51422,22(đ/kWh) Kết tính tiêu kinh tế-kỹ thuật hệ thống điện thiết kế tổng hợp bảng sau: Bảng 8.1: Các tiêu kinh – kỹ thuật hệ thống điện thiết kế Các tiêu Giá trị Tổng công suất tác dụng phụ tải cực đại, MW 180 Tổng chiều dài đường dây, km Tổng công suất dịnh mức máy biến áp, MVA Tổng vốn đầu tư cho mạng điện, dong Tổng vốn đầu tư cho đường dây, dong Tổng vốn đầu tư cho trạm biến áp, dong Tổng điện phụ tải tiêu thụ, MWh Tổn thất điện áp bình thường, % Tổn thất điện áp cố, % Tổng tổn thất công suất tác dụng, MW Tổng tổn thất điện năng, MWh Chi phí vận hành năm, đồnng Chi phí tính toán năm, đồngng Giá thành truyền tải điện năng, đồng/MWh 402.59 197,97 479,893,360,000 245,593,360,000 234,000,000,000 900000 5,8 10,16 5,75 25144,8177 4,628 106,267 51422,22 245,593,360,000 59 60