GVHD: TS.Lưu Ngọc An LỜI MỞ ĐẦU Ngày nay, trình cơng nghiệp hố đại hố nước ta diễn mạnh mẽ tương lai không xa, nước ta trở thành nước công nghiệp giàu mạnh Trong q trình phát triển cơng nghiệp điện lực giữ vai trò đặc biệt quan trọng làm thoả mãn nhu cầu điện phục vụ cho công nghiệp, nông nghiệp, dịch vụ sinh hoạt hàng ngày tăng trưởng không ngừng Khi xây dựng nhà máy, khu dân cư, thành phố Trước tiên, ta phải xây dựng hệ thống lưới điện để cung cấp điện nhằm phục vụ cho sinh hoạt sản suất Khi ta xây dựng hệ thống lưới điện vấn đề thiết kế đống vai trị quan trong, người thiết kế phải cho mạng lưới mà thiết kế phải đảm bảo yêu cầu mặt kinh tế lẫn kỹ thuật, phải đề phương án tối ưu đạt yêu cầu Để giúp ta đạt yêu cầu đó, việc nghiên cứu, thưc nhiệm vụ phạm vi môn học ‘‘ Đồ án mạng điện ” cho ta kiến thức không nhỏ lĩnh vực hệ thống điện Sau thời gian tìm tòi, học hỏi, với hướng dẫn thầy giáo TS.Lưu Ngọc An, em hoàn thành nội dung đồ án môn học thầy giao Tuy nhiên với khả năng, kiến thức cịn hạn chế, chưa có kinh nghiệm thực tiễn nên đồ án mà em hồn thành khơng tránh sai xót, em mong nhận quan tâm, bảo thầy Em xin chân thành cảm ơn ! Đà Nẵng, ngày 15 tháng năm 2020 SINH VIÊN THỰC HIỆN Nguyễn Mẫn SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 GVHD: TS.Lưu Ngọc An CHƯƠNG 1: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG & XÁC ĐỊNH SƠ BỘ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG CẦN BÙ THEO ĐIỀU KIỆN CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Trong hệ thống điện chế độ vận hành ổn định tồn có cân cơng suất tác dụng công suất phản kháng phát với công suất tác dụng phản kháng tiêu thụ, cân bị phá vỡ tiêu chất lượng điện bị giảm, dẫn đến chấ lượng sẳn phẩm dẫn đến ổn định làm tan rã hệ thống 1.1 Cân công suất tác dụng Công suất tác dụng phụ tải liên quan với tần số dòng diện xoay chiều Tần số hệ thống thay đổi cân công suất tác dụng hệ thống bị phá vỡ Giảm công suất tác dụng phát dẫn đến giảm tần số ngược lại Tại thời điểm chế độ xác lập hệ thống điện, nhà máy điện hệ thống cần phải phát công suất công suất hộ tiêu thụ, kể tổn thất công suất hệ thống Trong đồ án ta giả thiết: ▪ Nguồn điện đủ cung cấp cho nhu cầu công suất tác dụng ▪ Tổng công suất tự dùng công suất dự trữ hệ thống không Sự cân công suất tác dụng biểu diễn theo biểu thức: PF = m.Ppt + Pmđ + Ptd + Pdt Trong đó: ▪ m : Hệ số đồng thời phụ tải, lấy m = ( đề cho) ▪ Ppt: Tổng phụ tải cực đại hộ tiêu thụ hệ thống mPpt = 1x (P1 +P2 +P3 +P4 +P5 +P6) = 1x (27+25+23+18+28+24) = 145 (MW) ▪ Pmđ : Tổng tổn thất công suất tác dụng mạng điện, tính tốn sơ ta xem Σ∆Pmđ không đổi ta lấy 10% công suất cực đại tổng phụ tải cực đại: Pmd = 10% mPpt = 10% x 145 = 14.5(MW) ▪ Ptd: Tổng công suất tự dùng nhà máy điện ▪ Pdt: Tổng cơng suất dự trữ hệ thống Vì theo u cầu, ta tính tốn từ cao áp (khơng tính nhà máy điện phía trước nên ta lấy ∑ 𝑃𝑡𝑑 = 0, ∑ 𝑃𝑑𝑡 = SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 GVHD: TS.Lưu Ngọc An Như chế độ phụ tải cực đại hệ thống A cẩn phải cung cấp phụ tải lượng công suất là: PF = m.Ppt + Pmđ + Ptd + Pdt = 145 + 14.5 = 159.5 (MW) Bảng 1.1 Thông số phụ tải Phụ tải Công suất cực đại P(MW) 27 25 23 18 28 24 Hệ số công suất cos𝜑 0,8 0,8 0,8 0,75 0,8 0,8 Hệ số tg𝜑 0,75 0,75 0,75 0,88 0,75 0,75 Công suất phản kháng Q(MVAr) 20,25 18,75 17,25 15,84 21 18 1.2 Cân công suất phản kháng Cần nêu: cần thiết cân công suất phản kháng Trong giai đoạn đầu thiết kế phát triển hệ thống điện hay mạng điện vùng riêng biệt cần phải tiến hành cân sơ công suất phản kháng Đối với hệ thống tập trung có mạng điện phát triển mạnh khả tải cao, cân công suất phản kháng tiến hành chung hệ thống Trong hệ thống điện kéo dài, nơi có phần mạng điện cách xa nguồn lượng, ngồi cân chung cơng suất phản kháng, cần kiểm tra cân khu vực xa điểm nút lớn Biểu thức cân cống suất phản kháng: ∑ 𝑄𝐹 + Qb = Qtt = mQpt + QB + Qd + Qtd + Qdt - Qc Trong đó: • QF: Cơng suất phản kháng hệ thống A phát ∑ 𝑄𝐹 =∑ 𝑃𝐹 𝑡𝑔𝑡𝑏 =159.5 x 0,75 = 119.63(MvAr) • m: Hệ số đồng thời phụ tải, lấy m = • 𝑄𝑡𝑡 : Công suất phản kháng tiêu thụ • Qpt: Tổng phụ tải phản kháng cực đại mạng điện Qpt = ∑6𝑖=1(𝑃𝑝𝑡𝑖 𝑡𝑔𝜙 𝑖) = 20.25+18.75+17.25+15.84+21+18 = 111.09 (MvAr) • Qb: Tổng cơng suất phản kháng cần bù sơ • QB: Tổng tổn thất cơng suất phản kháng máy biến áp hệ thống.Lấy QB = (15 20)%.Qpt cấp điện áp SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 GVHD: TS.Lưu Ngọc An QB = (10 20)%.∑ 𝑄𝑝𝑡 = 0,2 x 111.09 =22.22 (MvAr) • ∑ 𝑄𝑑 : Tổng tổn thất cơng suất phản kháng đường dây mạng điện • QC: Tổng công suất phản kháng dung dẫn đường dây sinh Lúc cân sơ ta lấy: ∑ ∆𝑄𝑑 = ∑ ∆𝑄𝐶 • Qdt: Tổng cơng suất phản kháng dự trữ hệ thống ∑ 𝑄𝑑𝑡 =0 • ∑ 𝑄𝑡𝑑 : Là tổng công suất phản kháng tự dung nhà máy điện HTĐ Do tính từ cao áp nên lấy ∑ 𝑄𝑡𝑑 =0 Như vậy: ∑ 𝑄𝐹 + Qb = Qtt = mQpt + QB + Qd + Qtd + Qdt - Qc = x 111.09 + 22.22 + + = 133.31 > ∑ 𝑄𝐹 =119.63 (MvAr)  ∑ 𝑄𝑏 = 13.68 (MvAr) Như để hệ thống cân bằng, ta cần bù them lượng công suất phản kháng cho hệ thống : 13.68 (MvAr) 1.3 Bù công suất phản kháng sơ cho hộ phụ tải Mục đích bù sơ đảm bảo cân công suất phản kháng nguồn tải Bù sơ ưu tiên cho hộ có cos𝜑 thấp (bù đến cos𝜑 = 0,85  0,95); thừa lại ta bù cho hộ xa (bù đến 0,85  0,9) Công suất bù cho hộ thứ i tính sau: 𝑄𝑏𝑖 = Qi - Qi’ = Pi (tgi - tgi’) Trong đó: • 𝑄𝑖 , 𝑃𝑖 : công suất hộ thứ i trước bù • 𝑄𝑖′ : cơng suất phản kháng hộ thứ i sau bù • tgi’: tính theo coi’ hộ thứ i sau bù Với nguyên tắc trên, ta tiến hành bù sau: • Phụ tải có cos thấp xa nguồn • Phụ tải xa nguồn Vậy tiến hành bù cho hộ: 4;2 SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 GVHD: TS.Lưu Ngọc An 1.3.1 Công suất phản kháng bù cho hộ số Giả sử bù cơng suất phản kháng hệ số công suất hộ 4: cos4’ = 0.93  tg4’ = 0,395 Công suất phản kháng bù cho hộ số 4: 𝑄𝑏 = P4(tg4 - tg4’) = 18 x (0,882 – 0,395) = 8,766 (MVAR) Lượng bù công suất phản kháng lại : 13,68 -8,766 = 4,914 (MVAr) 1.3.2 Công suất phản kháng bù cho hệ số Lượng Qb dư lại là: 4,914 MVAr, ta tiến hành bù hết cho hộ Ta có: Qb 2= Q2- Q2’= P2 (tg2 - tg2’)  tg2’ = (P2x tg2 - Qb2)/P2= (25 x 0,75 - 6,516)/25 = 0,553  cos2’ = 0,875 Bảng 1.2 Thông số phụ tải Phụ tải Pmax (MW) Qmax (MVAr) Cos Qb (MVAr) 27 20,25 0,8 20,25 0,8 27 + j20,25 25 18,75 0,8 4,914 13,836 0,875 25 + j13,836 23 17,25 0,8 17,25 0,8 23 + j 17,25 18 15,84 0,75 8,766 7,074 0,93 18 + j7,074 28 21 0,8 21 0,8 28 + j21 24 18 0,8 18 0,8 24 + j18 SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 Q'max Cos' (MVAr) S'max (MVA) GVHD: TS.Lưu Ngọc An CHƯƠNG 2: DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN; SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT Khi thiết kế hệ thống điện, vấn đề đặt phải lựa chọn phương án kết lưới tối ưu dựa sở so sánh kinh tế, kỹ thuật phương án.Việc so sánh phương án mặt kỹ thuật chủ yếu dựa mặt sau phải đảm bảo: - Yêu cầu cung cấp điện cho hộ tiêu thụ - Tổn thất điện áp lúc bình thường lúc cố - Điện áp hộ tiêu thụ: U  Ucp - Yêu cầu phát nóng cho phép dây dẫn, độ bền học dây dẫn - Đảm bảo tính kinh tế Mục đích chủ yếu thiết kế tìm phương án thỏa mãn điều kiện 2.1 Dự kiến phương án nối dây mạng điện 2.1.1 Xác định khoảng cách từ phụ tải đến nguồn, phụ tải đến phụ tải N 72,111 82,462 50,99 104,403 58,31 50 63,246 76,158 64,031 72,8 Bảng Bảng khoảng cách từ nguồn đến tải từ tải đến tải Đơn vị khoảng cách km SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 GVHD: TS.Lưu Ngọc An 2.1.2 Xác định phương án nối dây sơ Khảo sát vạch tuyến đường dây công việc công tác thiết kế, ảnh hưởng đến đền bù, thi cơng, quản lý vận hành chi tiêu kinh tế, kỹ thuật mạng điện Trong phạm vi đồ án chưa quan tâm đến điều kiện địa chất, địa hình qui hoạch tổng thể, xét đến tiêu kỹ thuật phương án Khi dự kiến phương án nối dây mạng điện ta dựa vào tính chất quan hộ tiêu thụ điện - Hộ loại I: hộ tiêu thụ quan trọng, yêu cầu cung cấp điện liên tục, ta sử dụng đường dây kép mạch kín để cung cấp điện Thời gian ngừng cung cấp điện cho phép phụ tải loại I phép thời gian tự động đóng nguồn dự trữ - Hộ loại III: Các hộ loại III cung cấp điện đường dây mạch, cho phép ngừng cung cấp điện thời gian sửa chữa cố khơng q ngày Trên sở phân tích đặc điểm phụ tải mạng điện vị trí chúng, có phương án vạch sơ đồ nối dây sau: 2.1.2.1 Phương án ` ` 25+j18,75 27 +j20,25 ` N 23+j17,25 ` 24 + j18 ` 18+j15,84 28 + j21 SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 GVHD: TS.Lưu Ngọc An 2.1.2.2 Phương án 2 ` ` 25 + j18,75 27 + j20,25 ` N 23 + j17,25 ` ` 24 + j18 18 + j15,84 28 + j21 2.2 So sánh phương án mặt kỹ thuật Ta cần tính tốn nội dung sau: lựa chọn cấp điện áp tải điện; lựa chọn tiết diện dây dẫn; kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn lúc cố; tổn thất điện áp lúc làm việc bình thường lúc cố nguy hiểm (phụ tải cực đại) 2.2.1 Chọn cấp điện áp tải điện mạng điện Lựa chọn cấp điện áp tải điện quan trọng, ảnh hưởng trực tiếp đến tiêu kỹ thuật kinh tế mạng điện Trong tính tốn, để xác định cấp điện áp tải điện mạng ta dựa vào công thức kinh nghiệm Still: U = 4,34.√𝐿 + 16𝑃 (kV) (TL-4/trang 57) Trong đó: + L: Chiều dài nhánh (kM) + P: Công suất truyền tải đường dây (MW) + U: Điện áp tải điện đường dây (kV) SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 GVHD: TS.Lưu Ngọc An 2.2.2 Chọn tiết diện dây dẫn Mạng điện thiết kế mạng điện khu vực, tiết diện dây dẫn chọn theo mật độ kinh tế dòng điện (𝐽𝑘𝑡 ) Các dây dẫn chọn sử dụng dây nhôm lõi thép (AC) với 𝑇𝑚𝑎𝑥 = 4500 h Tra bảng 2.4 – TLHD (Nguyễn Văn Đạm) trang 64, ta được: 𝐽𝑘𝑡 =1,1 A/𝑚𝑚2 Chọn tiết diện dây dẫn F= 𝐼𝑚𝑎𝑥 𝑛.𝐽𝑘𝑡 = 𝑆𝑚𝑎𝑥 103 𝑛√3𝑈đ𝑚 𝐽𝑘𝑡 Trong đó: ▪ 𝐼𝑚𝑎𝑥 – Dòng điện chạy đường dây chế độ phụ tải cực đại, A ▪ 𝐽𝑘𝑡 – Mật độ kinh tế dòng điện, A/𝑚𝑚2 ▪ n – Số mạch đường dây (Đường dây mạch n = 1; đường dây mạch n =2) ▪ 𝑈đ𝑚 – Điện áp định mức mạng điện, kV ▪ 𝑆𝑚𝑎𝑥 – Công suất chạy đường dây phụ tải cực đại, MvA ▪ Ngoài với mạng điện 110 kV phải chọn tiết diện dây dẫn loại AC – 70 trở lên mạng 220 kV phải chọn tiết diện loại dây AC – 240 trở lên để giảm tổn thất vầng quang Loại dây AC-70 AC-95 AC-120 AC-150 AC-185 AC-240 R0(/Km) 0,46 0,33 0,27 0,21 0,17 0,13 X0(/Km) 0,44 0,43 0,423 0,416 0,41 0,39 b0(10-6/Km) 2,58 2,65 2,69 2,74 2,84 2,86 Icp(A) 265 330 380 445 510 605 Bảng 2.2 Bảng thông số loại dây dẫn 2.2.3 Kiểm tra phát nóng dây dẫn lúc cố Khi cố đứt dây đường dây kép (không xét trường hợp cố xếp chồng cố dứt đường dây đơn) Dòng điện cố: Iscmax = x IMax SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 GVHD: TS.Lưu Ngọc An So sánh điều kiện: Iscmax ≤ K x 𝐼𝑐𝑝 Trong đó: ▪ 𝐼𝑠𝑐𝑚𝑎𝑥 : Dòng điện làm việc lúc cố phụ tải cực đại ▪ 𝐼𝑐𝑝 : Dòng điện làm việc cho phép dây dẫn ▪ K: Hệ số hiệu chỉnh phụ thuộc vào nhiệt độ môi trường Chọn 𝑇𝑚𝑡 = 350 ⟹ K = 0,82 (TLHD – trang 294) Nếu tiết diện dây dẫn chọn không thỏa mãn điều kiện ta tang tiết diện dây dẫn lên đến cho thỏa mãn điều kiện thơi 2.2.4 Tính tốn tổn thất điện áp lúc bình thường cố ❖ Tổn thất điện áp tính theo cơng thức (TLHD/trang 205): ▪ Đối với đường dây đơn: 𝛥𝑈𝑏𝑡 % = 𝑃𝑅+𝑄𝑋 𝑈2𝑑𝑚 100% = 𝑃𝑟0 +𝑄𝑥0 𝑈2𝑑𝑚 𝑥𝐿𝑥100% ▪ Đối với đường dây kép: 𝛥𝑈𝑏𝑡 % = 𝑃𝑅+𝑄𝑋 2.𝑈𝑑𝑚 100% = 𝑃𝑟0 +𝑄𝑥0 2.𝑈𝑑𝑚 𝑥𝐿𝑥100% Trong đó: ▪ P : Cơng suất tác dụng truyền tải đường dây (MW) ▪ Q : Công suất phản kháng truyền tải đường dây (MVAr) ▪ R : Điện trở đường dây () ▪ X : Điện kháng đường dây () ▪ Uđm: Điện áp định mức đường dây (kV) ▪ L : Chiều dài truyền tải điện (km) ❖ Tính tổn thất điện áp cực đại Umax lúc bình thường (nghĩa tính tổn thất điện áp từ nguồn đến phụ tải xa lúc phụ tải cực đại) tính Umax lúc cố nặng ❖ Các trị số U% tính phải thỏa mãn điều kiện sau: ▪ Lúc bình thường SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 : Umax% < 15% 10 GVHD: TS.Lưu Ngọc An - Ta có: UHIII = 𝑈𝐼𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼𝐼𝐼 = - Độ lệch điện áp: δUIII% = 104,7.24,2 112,953 𝑈𝐻𝐼𝐼𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = 22,43 (KV) = 22,43−22 22 = 1,95% 7.2.3.2 Xác định đầu phân áp cho trạm biến áp (hộ loại I) * Chế độ cực đại: - Điện áp đầu phân áp: UPAI = 𝑈2𝐻𝑚𝑎𝑥 𝑈𝐾𝑇 = 𝑈𝑌𝐶𝐼 111,47.24,2 23,1 = 116,78 (KV) - Chọn đầu phân áp Upatc = 117,047 (KV), ứng với đầu phân áp n = +1 * Chế độ cực tiểu: - Điện áp đầu phân áp: UPAII = 𝑈2𝐻𝑚𝑖𝑛 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼𝐼 = 106,46.24,2 22 = 117,106 (KV) - Chọn đầu phân áp Upatc = 117,047 (KV), ứng với đầu phân áp n = +1 * Chế độ cố: - Điện áp đầu phân áp: ⇒ 104,09.24,2 23,1 𝑈2𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 ≤ 𝑈𝑃𝐴𝐼𝐼𝐼 ≤ 𝑈𝑌𝐶𝐼 ≤ 𝑈𝑃𝐴𝐼𝐼𝐼 ≤ 𝑈2ℎ𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼𝐼 104,09.24,2 22  109,05 (KV) < UPAIII < 114,5 (KV) - Chọn đầu phân áp Upatc = 110,906 (KV) ứng với đầu phân áp n = -2 * Kiểm tra độ lệch áp: *1 Chế độ cực đại: - Ta có: UHI = 𝑈2𝐻𝑚𝑎𝑥.𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼 - Độ lệch điện áp: δUI% = = 111,47.24,2 117,047 𝑈𝐻𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = = 23,05 (KV) 23,05−22 22 = 4,77% *2 Chế độ cực tiểu: SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 104 GVHD: TS.Lưu Ngọc An - Ta có: UHII = 𝑈2𝐻𝑚𝑖𝑛 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼𝐼 - Độ lệch điện áp: δUII% = = 106,46.24,2 117,047 𝑈𝐻𝐼𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = = 22,01 (KV) 22,01−22 = 0,05% 22 *3 Chế độ cố: - Ta có: UHIII = 𝑈2𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼𝐼𝐼 = - Độ lệch điện áp: δUIII% = 104,09.24,2 110,906 𝑈𝐻𝐼𝐼𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = 22,71 (KV) = 22,71−22 22 = 3,23% 7.2.3.3 Xác định đầu phân áp cho trạm biến áp (hộ loại I) * Chế độ cực đại: - Điện áp đầu phân áp: UPAI = 𝑈3𝐻𝑚𝑎𝑥 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼 = 111,32.24,2 23,1 = 116,62 (KV) - Chọn đầu phân áp Upatc = 117,047 (KV), ứng với đầu phân áp n = +1 * Chế độ cực tiểu: - Điện áp đầu phân áp: UPAII = 𝑈3𝐻𝑚𝑖𝑛 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼𝐼 = 107,76.24,2 22 = 118,54 (KV) - Chọn đầu phân áp Upatc = 119,094 (KV), ứng với đầu phân áp n = +2 * Chế độ cố: - Điện áp đầu phân áp: ⇒ 105,57.24,2 23,1 𝑈3𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 ≤ 𝑈𝑃𝐴𝐼𝐼𝐼 ≤ 𝑈𝑌𝐶𝐼 ≤ 𝑈𝑃𝐴𝐼𝐼𝐼 ≤ 𝑈3𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼𝐼 105,57.24,2 22  110,6 (KV) < UPAIII < 116,13 (KV) - Chọn đầu phân áp Upatc = 112,953 (KV) ứng với đầu phân áp n = -1 * Kiểm tra độ lệch áp: *1 Chế độ cực đại: SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 105 GVHD: TS.Lưu Ngọc An - Ta có: 𝑈3𝐻𝑚𝑎𝑥.𝑈𝐾𝑇 UHI = 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼 - Độ lệch điện áp: δUI% = 111,32.24,2 = = 23,02 (KV) 117,047 𝑈𝐻𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = 23,02−22 22 = 4,64% *2 Chế độ cực tiểu: - Ta có: UHII = 𝑈3𝐻𝑚𝑖𝑛 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼𝐼 - Độ lệch điện áp: δUII% = = 107,76.24,2 = 21,9 (KV) 119,094 𝑈𝐻𝐼𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 21,9−22 = 22 = -0,45% *3 Chế độ cố: - Ta có: UHIII = 𝑈3𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼𝐼𝐼 = - Độ lệch điện áp: δUIII% = 105,57.24,2 112,953 𝑈𝐻𝐼𝐼𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = 22,62 (KV) = 22,62−22 22 = 2,82% 7.2.3.4 Xác định đầu phân áp cho trạm biến áp (hộ loại III) * Chế độ cực đại: - Điện áp đầu phân áp: UPAI = 𝑈4𝐻𝑚𝑎𝑥 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼 = 107,42.24,2 22,55 = 115,28 (KV) * Chế độ cực tiểu: - Điện áp đầu phân áp: UPAII = 𝑈4𝐻𝑚𝑖𝑛 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼𝐼 = 104,81.24,2 23,65 = 107,25 (KV) * Chế độ cố: - Điện áp đầu phân áp: UPAIII = -Ta có: UPAtb = 𝑈𝑃𝐴𝐼 +𝑈𝑃𝐴𝐼𝐼 = 𝑈4𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼𝐼𝐼 115,28+107,25 = 101,45.24,2 21,45 = 114,46 (KV) = 111,27 (KV) - Chọn đầu phân áp Upatc = 112,125 (KV) ứng với đầu phân áp n = -1 * Kiểm tra độ lệch áp: *1 Chế độ cực đại: SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 106 GVHD: TS.Lưu Ngọc An - Ta có: 𝑈4𝐻𝑚𝑎𝑥.𝑈𝐾𝑇 UHI = 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼 - Độ lệch điện áp: δUI% = 107,42.24,2 = 112,125 𝑈𝐻𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = = 23,18 (KV) 23,18−22 22 = 5,36% > 2,5% *2 Chế độ cực tiểu: - Ta có: UHII = 𝑈4𝐻𝑚𝑖𝑛 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼𝐼 - Độ lệch điện áp: δUII% = = 104,81.24,2 112,125 𝑈𝐻𝐼𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = 22,62 (KV) 22,62−22 = 22 = 2,82% < 7,5% *3 Chế độ cố: - Ta có: UHIII = 𝑈4𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼𝐼𝐼 = - Độ lệch điện áp: δUIII% = 101,45.24,2 112,125 𝑈𝐻𝐼𝐼𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = 21,9 (KV) = 21,9−22 22 = -0,45% > -2,5% 7.2.3.5 Xác định đầu phân áp cho trạm biến áp (hộ loại I) * Chế độ cực đại: - Điện áp đầu phân áp: UPAI = 𝑈5𝐻𝑚𝑎𝑥 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼 = 108,96.24,2 23,1 = 114,15 (KV) - Chọn đầu phân áp Upatc = 115 (KV), ứng với đầu phân áp n = * Chế độ cực tiểu: - Điện áp đầu phân áp: UPAII = 𝑈5𝐻𝑚𝑖𝑛 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼𝐼 = 109,03.24,2 22 = 119,933 (KV) - Chọn đầu phân áp Upatc = 119,094 (KV), ứng với đầu phân áp n = +2 * Chế độ cố: - Điện áp đầu phân áp: ⇒ 88,97.24,2 23,1 𝑈5𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 ≤ 𝑈𝑃𝐴𝐼𝐼𝐼 ≤ 𝑈𝑌𝐶𝐼 ≤ 𝑈𝑃𝐴𝐼𝐼𝐼 ≤ 𝑈5𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼𝐼 88,97.24,2 22  93,21 (KV) < UPAIII < 97,87 (KV) SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 107 GVHD: TS.Lưu Ngọc An - Chọn đầu phân áp Upatc = 96,557 (KV) ứng với đầu phân áp n = -9 * Kiểm tra độ lệch áp: *1 Chế độ cực đại: - Ta có: 𝑈5𝐻𝑚𝑎𝑥.𝑈𝐾𝑇 UHI = 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼 - Độ lệch điện áp: δUI% = = 108,96.24,2 115 𝑈𝐻𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = = 22,93 (KV) 22,93−22 22 = 4,32% *2 Chế độ cực tiểu: - Ta có: UHII = 𝑈5𝐻𝑚𝑖𝑛 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼𝐼 - Độ lệch điện áp: δUII% = = 109,23.24,2 119,094 𝑈𝐻𝐼𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = = 22,2 (KV) 22,2−22 22 = 0,81 % *3 Chế độ cố: - Ta có: UHIII = 𝑈5𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼𝐼𝐼 = - Độ lệch điện áp: δUIII% = 88,97.24,2 96,557 𝑈𝐻𝐼𝐼𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = 22,3 (KV) = 22,3−22 22 = 1,36% 7.2.3.6 Xác định đầu phân áp cho trạm biến áp (hộ loại I) * Chế độ cực đại: - Điện áp đầu phân áp: UPAI = 𝑈6𝐻𝑚𝑎𝑥 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼 = 109,82.24,2 23,1 = 115,05 (KV) - Chọn đầu phân áp Upatc = 115 (KV), ứng với đầu phân áp n = * Chế độ cực tiểu: - Điện áp đầu phân áp: UPAII = 𝑈6𝐻𝑚𝑖𝑛 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼𝐼 = 107,32.24,2 22 = 118,05 (KV) - Chọn đầu phân áp Upatc = 119,094 (KV), ứng với đầu phân áp n = +2 * Chế độ cố: SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 108 GVHD: TS.Lưu Ngọc An - Điện áp đầu phân áp: ⇒ 101,93.24,2 23,1 𝑈6𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼 ≤ 𝑈𝑃𝐴𝐼𝐼𝐼 ≤ 𝑈6𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑌𝐶𝐼𝐼 101,93.24,2 ≤ 𝑈𝑃𝐴𝐼𝐼𝐼 ≤ 22  106,78 (KV) < UPAIII < 112,12 (KV) - Chọn đầu phân áp Upatc = 110,906 (KV) ứng với đầu phân áp n = -2 * Kiểm tra độ lệch áp: *1 Chế độ cực đại: - Ta có: 𝑈6𝐻𝑚𝑎𝑥.𝑈𝐾𝑇 UHI = 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼 - Độ lệch điện áp: δUI% = = 109,82.24,2 115 𝑈𝐻𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = 23,11 (KV) 23,11−22 = 22 = 5,05% *2 Chế độ cực tiểu: - Ta có: UHII = 𝑈6𝐻𝑚𝑖𝑛 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼𝐼 - Độ lệch điện áp: δUII% = = 107,32.24,2 119,094 𝑈𝐻𝐼𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = = 21,81 (KV) 21,81−22 22 = -0,78% *3 Chế độ cố: - Ta có: UHIII = 𝑈6𝐻𝑠𝑐 𝑈𝐾𝑇 𝑈𝑃𝐴𝑇𝐶𝐼𝐼𝐼 = - Độ lệch điện áp: δUIII% = SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 101,93.24,2 110,906 𝑈𝐻𝐼𝐼𝐼 −𝑈𝐷𝑀 𝑈𝐷𝑀 = 22,24 (KV) = 22,24−22 22 = 1,09% 109 GVHD: TS.Lưu Ngọc An Bảng 7.3 Tổng kết đầu phân áp chọn cho MBA giảm áp Đầu phân áp (kV) Hộ TBA Loại Phụ tải max Đầu số Umax Độ lệch đ.áp (%) Phụ tải Đầu số Umin Sự cố Đầu số  Umax  Umin  Usc Usc I +1 117,047 +1 117,047 -1 112,953 4,45 -0,27 1,95 I +1 117,047 +1 117,047 -2 110,906 4,77 0,05 3,23 I +1 117,047 +2 119,094 -1 112,953 4,59 -0.5 1,05 III -1 112,125 -1 112,125 -1 112,125 5,36 2,82 -0,45 I 115 +3 121,141 -9 96,557 4,32 0,81 1,36 I 115 +2 119,094 -2 110,906 5,05 -0,78 1,09 SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 110 GVHD: TS.Lưu Ngọc An CHƯƠNG VIII TÍNH TỐN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN CỦA MẠNG ĐIỆN; TỔNG KẾT CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT 8.1 Tính tốn giá thành tải điện mạng điện 8.1.1 Vốn đầu tư xây dựng mạng điện Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện xác định theo công thức: K= KD+ KT + Kb (TL-4/252) Trong đó: + KD: Vốn xây dựng đường dây + KT: Vốn xây dựng trạm biến áp + Kb: Vốn lắp đặt thiết bị bù 8.1.1.1 Vốn đầu tư xây dựng đường dây - Tổng chiều dài đường dây: 450,704 kM Trong đó: + Chiều dài lộ kép: 205,563 kM + Chiều dài lộ đơn: 245,141 kM - Vốn đầu tư xây dựng đường dây (đã tính chương III): KD = 139,09.109 (đồng) 8.1.1.2 Vốn đầu tư xây dựng TBA KT = KT1 + KT2 Trong đó: + KT1: Giá thành trạm biến áp có MBA + KT2: Giá thành trạm biến áp có MBA SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 111 GVHD: TS.Lưu Ngọc An - Tra bảng 8.40-TL-4/256, ta được: + Giá thành trạm biến áp (1 MBA) có Sđm = 25 MVA: 19x109 (đồng) + Giá thành trạm có MBA 1,8 lần giá thành trạm có MBA - Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp phụ tải: KT = 1,8 (5x19) x109 + 19x109 = 190 x109 (đồng) - Chọn loại thiết bị phân phối mạng điện (Tra Bảng 3.2; 4.3/TL-1/trang 151160), ta có: + Máy cắt điện khơng khí đặt ngồi trời 110 kV: BBY-110-40/2000 + Dao cách ly đặt trời 110 kV: PHД-110/630 + Máy cắt hợp loại: 8DJ10 8.1.1.3 Vốn lắp đặt thiết bị bù Kb = Qb.K0 Trong đó: + Qb: Tổng dung lượng bù, Qb = 26,821 (MVAr) + K0: Đơn giá thiết bị bù (đề cho), K0 = 0,2.109 (đồng/MVAr) Kb = 26,821 x 0,2.109 = 5,36.109 (đồng) - Vậy tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện: K = K D + K T + Kb = 139,09.109 + 190 x109 + 5,36.109 = 334,45.109 (đồng) 8.1.2 Tổn thất công suất tác dụng toàn mạng điện P = PB + PD + Pb - Trong đó: + ∑  PB: Tổng tổn thất cơng suất MBA Ta có: ∑  PB = ∑  PFe + ∑  PCu= 0,319 + 0,548 = 0,867 (MW) + ∑  PD: Tổng tổn thất công suất đường dây SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 112 GVHD: TS.Lưu Ngọc An Ta có: ∑  PD = 6,269 (MW) + ∑  Pb: Tổng tổn thất cơng suất thiết bị bù Ta có: ∑  Pb = ∆P*.Qb = 0,005 x 26,821 = 0,134 (MW) - Vậy tổn thất cơng suất tồn mạng điện: 𝛥𝑃𝛴 = 𝛴𝛥𝑃𝐵 + 𝛴𝛥𝑃𝐷 + 𝛴𝛥𝑃𝑏 = 0,867 + 6,269 + 0,134 = 7,27 (MW) - Tổng tổn thất cơng suất tính theo % tồn phụ tải cực đại mạng điện: 𝛥𝑃𝛴 % = 7,27 P 100 = 5,01% .100 = 145 P 8.1.3 Tính tổn thất điện tồn mạng điện - Tổn thất điện đường dây dây quấn MBA: AD + Acu = (PDmax+Pcumax)  = (6,269 +0,547).2886,21 = 19672,41 (MWh) (Ta lấy,  = 2886,21 giờ: thời gian tổn thất công suất lớn nhất) - Tổn thất điện thiết bị bù: • Ab=  P Qb.Tmax = 0,005.26,821.4500 = 606,47 (MWh)   ( P tổn thất tương đối thiết bị bù với tụ điện tỉnh, lấy  P = 0,005) - Tổn thất điện lõi thép MBA: AFe = PFemax.T = 0,319 x 8760 = 2794,44 (MWh) - Tổn thất điện toàn mạng điện: A = (AD+ Acu) + Ab + AFe = 19672,41 + 606,47 + 2794,44 = 23073,32 (MWh) - Tổn thất điện tính theo % tồn mạng: SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 113 GVHD: TS.Lưu Ngọc An A % = 23073,32 .A .A = = 100 = 3,54% A Pmax Tmax 145.4500 8.1.4 Phí tổn vận hành hàng năm mạng điện - Biểu thức tính phí tổn sau: Y = avhD.KD + avhT.KT + C.ΔA∑ (TL-4/trang 254) Trong đó: + avhD: Hệ số vận hành đường dây, lấy avhD = 0,04 + avhT: Hệ số vận hành thiết bị trạm, lấy avhT = 0,1 + KD : Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây, KD = 126,77.109 (đồng) + KT: Tổng vốn đầu tư xây dựng biến áp, KT = 190 x109 (đồng) + ΔA  : Tổng tổn thất điện toàn mạng điện ΔA  = A= 23073,32 (MWh) + C: Giá thành 1MWh điện tổn thất, C = 0,5.106 (đ/MWh) Do đó: Y = 0,04x139,09.109 + 0,1x190 x109 + 23073,32 x0,5.106 = 36,1.109 (đồng) 8.1.5 Giá thành tải điện mạng điện 1MWh điện đến phụ tải 𝛽= 𝑌 𝐴𝛴 = 𝑌 𝑃𝑚𝑎𝑥.Tmax = 36,1.109 145.4500 = 55,33.103(đồng/MWh) (TL-4/trang 254) 8.1.6 Gíá thành xây dựng 1MW cơng suất phụ tải chế độ cực đại K0 = 334,45.109 K = = 2,31.109 (đồng/MW) 145 Pmax (TL-4/trang 255) 8.2 Tổng kết tiêu kinh tế kỹ thuật mạng điện SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 114 GVHD: TS.Lưu Ngọc An Bảng 8.1 Bảng tổng kết tiêu TT Các tiêu Đơn vị Giá trị Tổng công suất phụ tải cực đại MW 145 Tổng chiều dài đường dây cần xây dựng kM 450,704 + Đường dây đơn KM 245,141 + Đường dây kép KM 205,563 Tổng dung lượng trạm biến áp phụ tải MVA 275 Tổng dung lượng bù Qb MVAr 26,821 Umaxbt % % 11,4 Umaxsc % % 21,11 Tổng vốn đầu tư: K= KD+ KT + Kb 109.Đồng 334,45 + Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây 109.Đồng 139,09 + Tổng vốn đầu tư xây dựng TBA 109.Đồng 190 + Tổng vốn đầu tư lắp đặt thiết bị bù 109.Đồng 5,36 Tổng điện phụ tải năm A MWh 22856,49 Tổng tổn thất công suất P MW 7,27 10 Tỉ lệ tổn thất công suất P% % 5,01 11 Tổng tổn thất điện A MWh 12 Tỉ lệ tổn thất điện A% % 3,54 13 Phí tổn vận hành hàng năm 109.Đồng 36,1 14 Giá thành truyền tải điện  103đ/MWh 55,33 15 Giá thành xây dựng 1MW công suất max 109.đ/MW 2,31 SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 23073,32 115 GVHD: TS.Lưu Ngọc An 8.3 Nhận xét ưu – khuyết điểm mạng điện thiết kế 8.3.1 Ưu điểm: + Đảm bảo cung cấp điện cho phụ tải, phù hợp với hộ tiêu thụ, thõa mãn yêu cầu kinh tế-kỹ thuật + Về mặt kỹ thuật: Mạng điện thiết kế đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện liên tục, tổn thất điện áp phạm vi cho phép, đảm bảo yêu cầu cung cấp điện liên tục cho hộ loại I + Về mặt kinh tế: Mạng điện thiết kế có vốn đầu tư thấp, giá thành điện thấp 8.3.2 Nhược điểm: + Phạm vi đồ án có nguồn cung cấp điện, nên độ tin cậy chưa cao.Khả xảy cố tương đối cao SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 116 GVHD: TS.Lưu Ngọc An KIỂM TRA TÍNH TỐN BẰNG PHẦN MỀM Số liệu tính tốn: Chế độ cực đại Ta có bảng cơng suất tác dụng phản kháng nhánh sau: Nhánh Nhánh Nhánh Nhánh N-1 N-2 N-3-4 N-5-6 Tổng P (MW) 28,413 26,328 43,116 54,235 152,092 Q(MVAr) 12,434 9,836 24,879 39,522 86,671 P Q Chế độ cực tiểu Ta có bảng cơng suất tác dụng phản kháng nhánh sau: P Q P (MW) Q(MVAr) Nhánh Nhánh Nhánh Nhánh N-1 N-2 N-3-4 N-5-6 Tổng 13,963 12,94 21,211 26,637 74,751 7,5 6,547 14,084 16,816 44,947 Chế độ cố Ta có bảng cơng suất tác dụng phản kháng nhánh sau: Nhánh Nhánh Nhánh Nhánh N-1 N-2 N-3-4 N-5-6 Tổng P (MW) 29,579 27,614 44,497 58,309 159,999 Q(MVAr) 15,774 13,636 28,703 48,63 106,743 P Q Kết mô phần mềm: SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 117 GVHD: TS.Lưu Ngọc An SVTH: Nguyễn Mẫn – 17D1 118 ... PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN; SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT Khi thiết kế hệ thống điện, vấn đề đặt phải lựa chọn phương án kết lưới tối ưu dựa sở so sánh kinh tế, kỹ thuật phương án. Việc... kinh tế phương án, ta thấy tiêu phương án (phí tổn năm, vốn đầu tư ban đầu, tổn thất điện lúc cố) thấp hơn; sơ đồ mạng điện có khả phát triển tốt Do đó, ta chọn phương án làm phương án thiết kế... BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG; TÍNH TỔN THẤT CƠNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG TỒN MẠNG ĐIỆN 6.1 Tính phân bố xác công suất mạng điện - Để xác định trạng thái vận hành mạng điện, ta xác định xác