Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 1.Quá trình hình thành dự án cung cấp điện Dự án cung cấp điện có thể là xây dựng hệ thống cung cấp điện mới, cũng có thể là cải tạo phát triển hệ thống đã có. Cũng giống như bất cứ một dự án nào khác, dự án cung cấp điện được bắt đầu từ nhu cầu thực tế. Khi đã được sự đồng ý của các cấp có thẩm quyền, sẽ tiến hành chuẩn bị các tư liệu cần thiết để thực hiện các giai đoạn tiếp theo. Quá trình hình thành dự án cung cấp điện bao gồm nhiều giai đoạn: Nghiên cứu tiền khả thi, thiết kế sơ bộ, thiết kế chi tiết, thực thi dự án. Nếu dự án được thực hiện theo yêu cầu về chính trị, xã hội thì bỏ qua giai đoạn nghiên cứu tiền khả thi. 2.1.Một số yêu cầu cơ bản đối với thiết kế cung cấp điện - Thiết kế cần tính đến khả năng áp dụng các phương tiện, thiết bị hiện đại và các phương pháp xây dựng, vận hành hiệu quả nhất. Các phương án áp dụng cần phải có sự so sánh kinh tế - kỹ thuật. - Trong các đồ án thiết kế cung cấp điện chỉ xét đến các thiết bị được sản xuất tại các nhà máy theo các tiêu chuẩn. - Để xét đến độ tin cậy cung cấp điện, phụ tải điện được phân thành 3 loại: I, II và III. - Thiết kế cung cấp điện phải tính cho phụ tải dự báo trong chu kỳ tính toán. Các phần tử sơ đồ được chọn ứng với sự phát triển của phụ tải mà không cần đến sự cải tạo mạng điện. Các đường dây được chọn ứng với phụ tải dự báo toàn phần còn trạm biến áp có thể được chọn với sự nâng cấp theo giai đoạn công suất máy biến áp. - Việc tính toán phụ tải phải xét đến các hệ số đồng thời và hệ số tham gia vào cực đại. - Các tham số của tất cả các thiết bị điện phải phù hợp với các tham số của mạng điện cung cấp cho chúng ở mọi chế độ. - Các thiết bị điện và vật liệu phải có khả năng chịu sự tác động của môi trường. Các thiết bị phải được chọn phù hợp với các tiêu chuẩn quy định. Khi lựa chọn các phương án cần ưu tiên cho các phương án có áp dụng các thiết bị và công nghệ tiên tiến và các thiết bị hợp bộ. - Việc lựa chọn các phần tử mạng điện cần xét đến sự thuận tiện trong vận hành, sửa chữa và thay thế thiết bị. Việc lựa chọn các phần tử cơ bản của sơ đồ để đánh giá chi phí của các phương án thiết lập sơ đồ cung cấp điện. Xác định một cách sơ bộ các tham số của các phần tử, mà sẽ được hiệu chỉnh trong quá trình thiết kế chi tiết. Khi so sánh các phương án chỉ cần xét đến các phần tử chính là đường dây và trạm biến áp. 2.2.Phương pháp trình bày báo cáo khoa học và thuyết minh thiết kế Cấu trúc của báo cáo Báo cáo khoa học và thuyết minh thiết kế (sau đây gọi tắt là báo cáo) là văn bản trình bày các kết quả nghiên cứu và tính toán thiết kế. Nội dung của bản báo cáo khoa học nói chung và bản thuyết minh thiết kế nói riêng thường bao gồm ba phần chính là: Mở đầu, nội dung và kết luận. Phần mở đầu cần được trình bày ngắn gọn, nhưng phải đầy đủ những thông tin cần thiết nhằm khái quát hóa tính thời sự, cấp thiết của dự án thiết kế, lý do thực hiện đề án, cơ sở luận chứng, mục đích, yêu cầu và phạm vi của đề án. Những thông tin về hiệu quả của đề án cũng như sản phẩm đạt được cũng rất cần được thể hiện trong phần mở đầu. Như vậy có thể nhận thấy phần mở đầu, thực chất lại được viết sau khi đã hoàn thành dự án. Phần nội dung, cũng là phần chính của báo cáo, bao gồm các mục: cơ sở lý thuyết chung (luận cứ lý thuyết), các vấn đề cần giải quyết (có thể trình bày theo từng chương), các kết quả nghiên cứu và tính toán. Cuối mỗi chương, mục lớn cần có nhận xét của tác giả. Trong quá trình thực hiện đề án nhiều khi ta phải đứng trước sự lựa chọn, ví dụ lựa chọn phương pháp tính toán, lựa chọn phương án thực hiện v.v. vì vậy cần phải có những phân tích hợp lý để khẳng định cách lựa chọn là đúng đắn. Phần kết luận và kiến nghị bao gồm các nội dung: các kết quả tổng thể, các kiến nghị rút ra từ các kết quả nghiên cứu. Trong phần kết luận phải thể hiện được sản phẩm thực của đề án, vì vậy không nên tập hợp tất cả, mà 1 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 chỉ trình bày những kết quả nổi bật nhất, khác biệt so với những gì đã biết từ trước đến nay, tránh bàn luận, phân tích dài dòng, chỉ kết luận những nội dung được thực hiện trong đề án một cách ngắn gọn nhất. Phần kết luận phải được trình bày sao cho người đọc thấy được hiệu quả và sự thành công của dự án. Phần kiến nghị thường nêu lên những gì mà đề án chưa thể hoàn thiện được như mong muốn, những gợi ý tiếp tục phát triển dự án và đề xuất áp dụng những kết quả đạt được trong thực tế. Một phần không thể thiếu đối với báo cáo là danh mục tài liệu tham khảo. Vấn đề là ở chỗ các nghiên cứu, tính toán được thực hiện trong dự án là dựa trên cơ sở kế thừa các kiến thức của những người đi trước. Các phương pháp, số liệu mà tác giả áp dụng phải được chỉ rõ nguồn tài liệu bằng cách ghi số thứ tự của tài liệu tham khảo trong ngoặc vuông, ví dụ hệ số đồng thời k đt=0,8 [1], có nghĩa là hệ số này được lấy từ tài liệu thứ nhất trong danh mục tài liệu tham khảo. Phần mục lục có thể đặt ở đầu hoặc cuối của báo cáo. Trong phần mục lục không cần biểu thị quá chi tiết mà chỉ cần các chương mục chính. Phương pháp trình bày 1) Phần văn bản Phần văn bản được trình bày bằng văn phong kỹ thuật. Khác với văn phong dùng trong khoa học xã hội, nơi thường dùng các loại từ trừu tượng, khái quát, chung chung, văn phong kỹ thuật rất ngắn gọn, rõ ràng và chính xác. Cần có sự thống nhất trong trình bày các thuật ngữ khoa học. Để tăng tính khách quan, khoa học, trong văn bản thường sử dụng các câu vô nhân xưng, có chủ ngữ phiếm chỉ. Ví dụ: Dễ dàng nhận thấy rằng …; Vấn đề đặt ra là …; Như đã biết … v.v. Cách sử dụng câu ở thể bị động cho phép biểu thị dễ dàng vấn đề cần trình bày. Ví dụ thay vì nói “Chúng tôi thực hiện thí nghiệm trong điều kiện trong môi trường ẩm ướt”, nên nói là “Thí nghiệm được thực hiện hiện trong môi trường ẩm ướt”. Đối với những câu danh xưng thường trong báo cáo được sử dụng đại từ ngôi thứ nhất số nhiều để chỉ tác giả, như: ta, chúng ta, chúng tôi. Trong nhiều trường hợp cũng có thể dùng đại từ ngôi thứ ba “người ta”. Cách dùng từ như vậy thể hiện sự khiêm tốn của tác giả và cho phép khách quan hóa vấn đề. Để đảm bảo tính logic và liên tục của báo cáo, các từ liên kết được áp dụng như: tóm lại, như đã trình bày, nói cách khác, như đã biết, theo như, vấn đề tiếp theo là, bây giờ ta xét v.v. Các công thức cần có số hiệu và được trình bày ở giữa trang giấy (cách đều hai lề). Các số hiệu cho phép gọi lại công thức khi cần mà không cần nhắc lại. Các ký hiệu trong biểu thức cần phải được giải thích đầy đủ ở lần gặp đầu tiên. Khi thực hiện một phép tính, trước hết cần viết biểu thức, sau đó điền các giá trị của các đại lượng vào các vị trí tương ứng và trình bày kết quả tìm được. Nếu có nhiều phép tính giống nhau thì không cần phải lặp lại, mà chỉ cần ghi tính toán tương tự và kết quả thể hiện dưới dạng bảng biểu. Đầu đề các chương mục và tiểu mục của văn bản cần phải được thống nhất kiểu chữ phong chữ và quy cách trong suốt báo cáo. Các mục cấp một được để ở đầu trang, không nên để các đề mục ở cuối trang. Thứ tự các mục và tiểu mục thường được trình bày bằng chữa Ả rập theo kiểu sơ đồ phả hệ: mục cha, con, cháu v.v. ví dụ: 3; 3.1; 3.1.1. Tuy nhiên số thế hệ không nên quá nhiều (≤ 4). * Viết tắt và thuật ngữ có gốc nước ngoài: Các thuật ngữ viết tắt là những từ hay cụm từ được lặp lại nhiều lần, thuật ngữ cần viết tắt được viết đầy đủ khi xuất hiện lần đầu tiên và ngay sau đó đặt kí hiệu tắt trong ngoặc đơn, tuy nhiên không nên lạm dụng viết tắt. Không được viết tắt ở các đầu mục. Đối với thuật ngữ hay cụm từ có nguồn gốc nước ngoài thì phiên âm theo quy định. Trong những trường hợp còn tranh luận về phiên âm thì có thể để nguyên văn đối với các ngôn ngữ có nguồn gốc latinh, ngoại trừ các ngôn ngữ bằng chữ tượng hình. 2 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 * Trích dẫn trong báo cáo: Các thông tin kèm theo phần trích dẫn phải bảo đảm các yếu tố để người đọc có thể tìm được tài liệu gốc khi cần. Các trích dẫn phải kèm theo dấu [ ], ví dụ Glazunop M.V. [23] cho rằng. Số 23 ở ví dụ trên là thứ tự tài liệu trong danh mục tài liệu tham khảo có sử dụng . Trường hợp cả số tài liệu và số trang của tài liệu thì ghi kết hợp như sau: [23, tr. 114÷116] nghĩa là trang tham khảo là 114÷116 ở tài liệu 23. Khi dùng nhiều tài liệu cho một nội dung trích dẫn thì ghi các tài liệu cách nhau một dấu phẩy, ví dụ: “...nội dung trích...”[4], [15], [27]. 2) Bảng biểu và hình vẽ Bảng biểu là cách thể hiện các kết quả ngắn gọn và hiệu quả. Bảng biểu cần phải quy hoạch sao cho đơn giản và rõ ràng nhất. Số hiệu và tên của bảng biểu được trình bày ở phía trên, các chú thích được trình bày ở phía dưới.Vị trí của bảng biểu được thể hiện ở giữa trang giấy. Lượng thông tin do các biểu đồ, hình vẽ đem lại nhiều hơn so với cách mô tả bằng bảng biểu và càng nhiều hơn so với văn bản. biểu đồ và hình vẽ cho phép thể hiện mối liên hệ trực quan giữa các yếu tố của một hệ thống hoặc một quá trình. Thông thường hình vẽ được trình bày ở giữa trang, tuy nhiên trong một số trường hợp hình vẽ cũng có thể được trình bày ở sát lề trái hoặc lề phải. Hình vẽ phải có số hiệu, tên và chú thích. Khác với bảng biểu, tên của hình vẽ được trình bày ở phía dưới. Các bản vẽ kỹ thuật phải được trình bày theo đúng các quy định như nét vẽ, kiểu chữ, cách trình bày, khung tên v.v. 3) Tài liệu tham khảo Tài liệu tham khảo là phần không thể thiếu đối với một công trình nghiên cứu, thiết kế. Chỉ nên đưa vào danh mục tài liệu tham khảo khi có sử dụng các thông tin trong báo cáo. Các thông tin cơ bản của một tài liệu tham khảo là: Tên tác giả; Tên tài liệu; Cơ quan công bố: NXB, Tạp chí...; Địa danh NXB; Năm công bố tài liệu. Gần đây theo quy định mới về cách trình bày báo cáo tốt nghiệp, thông tin về năm công bố tài liệu để ngay sau tên tác giả. Tài liệu tham khảo nên được trình bày theo khối ngôn ngữ (tiếng Anh, Pháp, Nga, Việt v.v.) và theo vần ABC ở từng khối tiếng. Không phiên âm tài liệu nước ngoài, kể cả tài liệu có gốc từ Latinh. Chữ cái dùng để xếp thứ tự căn cứ vào tên nếu là người Việt Nam và họ nếu là người nước ngoài. 3.Đặc tính tĩnh của phụ tải điện Đặc tính tĩnh (Static Load Characteristics) của phụ tải biểu thị mối quan hệ phụ thuộc giữa công suất tiêu thụ và các tham số điện, tần số. Đặc tính này có thể biểu thị dưới các mô hình cơ bản là: a) Mô hình hàm mũ (Exponential Models) Đặc tính tĩnh của phụ tải dạng hàm mũ được biểu thị bởi các biểu thức: U αU f α f ) ( ) U0 f0 (2.3) U βU f β f ) ( ) U0 f0 (2.4) P = P0 ( và Q = Q0 ( Trong đó: P, Q – công suất tác dụng và phản kháng tiêu thụ bởi thiết bị điện; U, f – giá trị điện áp và tần số Pn, Qn, Un, fn –các tham số tiêu chuẩn (coi là tham số định mức) của thiết bị điện; αU, βU, αf, βf – các hệ số hồi quy, xác định từ các số liệu thống kê. Biểu thị dưới dạng đơn vị tương đối: 3 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 P* = Hay: P U f α = ( )αU ( ) f Pn Un fn α P* = U *αU f * f ; (2.5) (2.6) Đối với công suất phản kháng: Q* = Q Qn U βU f β f = ( ) ( ) Pn Pn U n fn (2.7) Hệ số công suất phản kháng tgϕ = Qn/Pn có thể biểu thị như là hàm số phụ thuộc vào hệ số phụ tải kpt: tgϕ = Qn 1 = ± 2 −1 ; Pn k pt Ký hiệu ± biểu thị hệ số phụ tải thụ động/chủ động (lagging/leading). Sau khi thay thế giá trị tgϕ vào biểu thức (2.7) ta được: βf Q* = tgϕ .U *βU f* (2.8) Các biểu thức (2.3) ÷ (2.8) hoàn toàn phù hợp trong phạm vi biến đổi của điện áp ± 10% và của tần số ± 2,5%. Các tham số của mô hình phụ thuộc của phụ tải xác định trên cơ sở phân tích số liệu thống kê của một số thiết bị dùng điện được biểu thị trong bảng 2.1. Trong đó sáu hệ số đầu ứng với các phụ tải động lực, còn năm hệ số sau - ứng với phụ tải không động lực. Hệ số N n biểu thị tỷ phần phụ tải động lực của tải. Ví dụ, cả máy lạnh có tỷ phần phụ tải động lực là 80% và phụ tải không động lực là 20%. Trên cơ sở các mô hình trên có thể xây dựng các đường đặc tính tiêu thụ điện của các thiết bị. Đường đặc tính tĩnh của động cơ máy bơm được thể hiện trên hình 2.1. Bảng 2.1. Các tham số của mô hình phụ tải của một số thiết bị điện Thiết bị điện Các hệ số của mô hình kpt Nn kpt αUn αfn βUn βfn αU αf βU βf Tủ lạnh 0,84 0,8 0,5 2,5 -1,4 0,8 1 2 0 0 0 Máy giặt 0,65 0,08 2,9 1,6 1,8 1 Máy rửa bát 0,99 1,8 0 3,5 -1,4 0,8 1 2 0 0 0 Bình nóng lạnh 1 2 0 0 0 0 Đèn sợi đốt 1 1,54 0 0 0 0 Đèn h. quang 0,9 0,08 1 3 -2,8 0 TV màu 0,77 2 0 5,2 -4,6 0 Máy bơm, quạt 0,87 0,08 2,9 1,6 1,8 1 Môtơ công 0,8 0,1 2,9 0,6 -1,8 1 nghiệp (CN) 3 nhỏ Môtơ CN lớn 0,89 0,05 1,9 0,5 1,2 1 Máy bơm nông 0,85 1,4 5,6 1,4 4,2 1 nghiệp Thiết bị tự dùng 0,8 0,08 2,9 1,6 1,8 1 NMĐ 4 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 a) b) Hình 2.1 Đặc tính tĩnh của phụ tải động cơ máy bơm a – Phụ tải tác dụng ; b – Phụ tải phản kháng . b) Mô hình dạng đa thức (Polynomial Models) Mô hình biểu thị sự phụ tải của phụ tải vào điện áp và tần số dạng đa thức được thể hiện như sau: P* = (a0 + a1U * + a2U *2 )(1 + D p ∆f ) Và: Q* = Qn (b0 + b1U * + b2U *2 )(1 + Dq ∆f ) Pn (2.9) (2.10) Trong đó: a và b là các hệ số hồi quy tương ứng của phụ tải tác dụng và phản kháng: ao + a1 + a2 = 1 bo + b1 + b2 = 1 Dp – hệ số suy giảm công suất tác dụng do ảnh hưởng của tần số; Dq – hệ số suy giảm công suất phản kháng do ảnh hưởng của tần số; ∆f – độ lệch tần số so với giá trị quy định. c) Mô hình kết hợp hàm mũ và đa thức Đôi khi hai mô hình trên được kết hợp với nhau để biểu thị quan hệ phụ thuộc của phụ tải vào các tham số điện áp và tần số: Ppoly + Pexp1 + Pexp 2 Q poly + Qexp1 + Qexp 2 P* = và Q* = (2.11) P0 P0 Trong đó: Ppoly = a0 + a1U * + a3U *2 (2.12) Pexp1 = a4U *α1 (1 + D p1∆f ) (2.13) Pexp 2 = a5U *α 2 (1 + D p 2 ∆f ) (2.14) 4. Biểu đồ phụ tải Biểu đồ phụ tải phản ánh rõ nét đặc tính biến đổi của nó theo thời gian. Biểu đồ phụ tải được xây dựng cho các thiết bị độc lập, cho nhóm thiết bị hoặc cho xuất tuyến, thanh cái trạm biến áp v.v. Dạng tiêu biểu nhất của là biểu đồ phụ tải ngày đêm (biểu đồ phụ tải hàng ngày 24 tiếng). Trên hình 2.2. biểu thị dạng đặc trưng của biểu đồ phụ tải sản xuất (đường cong 1) và biểu đồ phụ tải sinh hoạt (đường cong 2). Trên cơ sở phân tích biểu đồ phụ tải ngày ta có thể dễ dàng nhận thấy phụ tải cực đại thường xuất hiện tại hai thời điểm ban ngày và ban đêm. 5 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Phụ tải không chỉ thay đổi theo thời gian trong ngày, mà còn thay đổi theo mùa, đối với vùng khí hậu nhiệt đới như ở nước ta, có thể phân biệt đồ thị phụ tải của hai mùa rõ rệt là mùa hè và mùa đông. Khác với các nước ở vùng ôn đới, nơi phụ tải ở mùa đông thường lớn hơn phụ tải mùa P hè, ở Việt Nam do đặc thù của thời tiết nắng 1 nóng mùa hè, nên phụ tải ở mùa này cao hơn nhiều so với phụ tải ở mùa đông. Theo số liệu thống kê ta có thể coi đồ thị phụ tải ngày đặc 2 trưng của mùa hè là đồ thị đo vào tháng 7 và – cho mùa đông là tháng 12. Căn cứ vào đặc t điểm biến đổi của phụ tải gần theo chu kỳ hình sin, ta có thể biểu thị sự phụ thuộc giữa 0 4 8 12 16 20 phụ tải của tháng bất kỳ thứ t trong năm theo Hình242.2. Biểu đồ phụ tải ngày đặc trưng: 1 – Phụ tải sản xuất;2 – phụ tải sinh hoạt. biểu thức: P + Pi12 Pi 7 − Pi12 π .t Pit = i 7 + cos (2.15) 2 2 2 Trong đó: Pi7 và Pi12 – phụ tải giờ thứ i tương ứng ở tháng 7 (mùa hè) và tháng 12 (mùa đông). Giá trị phụ tải giờ thứ i ở tháng thứ t trong năm có xét đến sự gia tăng công suất (động học phát triển của phụ tải) được biểu thị: t Pit . pt = Pit [1 + (a p − 1) ] (2.16) 12 ap – hệ số gia tăng phụ tải trung bình hàng năm. Như vậy, đối với mỗi điểm tải ta có thể xác định được đồ thị phụ tải của 12 tháng trên cơ sở giá trị phụ tải đo được trong 24 giờ. Phương pháp trên cũng hoàn toàn có nghĩa đối với phụ tải phản kháng. Khi đã có đồ thị phụ tải ta có thể dễ dàng xác định được các tham số cần thiết cho quá trình tính toán và phân tích mạng điện: Giá trị phụ tải trung bình trong năm được xác định theo biểu thức: Ptb = 1 24 Pi 7 + Pi12 ∑ 2 24 i =1 (2.17) Giá trị bình phương phụ tải trung bình: Ptb2 = 24 24 24 1 2 (3∑ Pi 72 + 2∑ Pi 7 Pi12 + 3∑ Pi12 ) 192 i =1 i =1 i =1 (2.18) Thời gian sử dụng công suất cực đại: TM = 8760.Ptb.10-2; Thời gian tổn thất cực đại: (2.19) τ = 8760.Ptb2 .10 −4 (2.20) Trên cơ sở các số liệu khảo sát phụ tải thực tế, các tham số của đồ thị phụ tải đặc trưng của các hộ dùng điện trong sinh hoạt và sản xuất được thể hiện trong bảng 2.2 sau: Bảng 2.2. Các tham số của đồ thị phụ tải của một số hộ dùng điện cơ bản. Loại phụ tải Ptb, % TM, h τ, h Dịch vụ công cộng 49,88 4369 2180 6 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Chiếu sáng căn hộ 31,35 2746 861 Chiếu sáng công sở 28,79 2522 726 Chiếu sáng đường phố 32,30 2829 914 Thiết bị gia dụng 62,32 5459 3402 Động lực nhỏ 56,05 4910 2752 Cấp nước 94,24 8255 7780 Công nghiệp luyện kim 83,13 7282 6054 Công nghiệp hóa chất 84,46 7398 6249 Chế tạo máy cái 76,95 6741 5187 Chế tạo máy 68,69 6017 4133 Công nghiệp nhẹ 75,91 6649 5048 Công nghiệp thực phẩm 82,18 7199 5916 Sản xuất giấy 85,69 7506 6432 Cơ khí xây dựng 65,93 5775 3808 Điện năng tiêu thụ được xác định theo biểu thức: A = PM.TM (2.21) Cơ cấu và giá trị của phụ tải sinh hoạt phụ thuộc vào mức sống trung bình và phương pháp sử dụng năng lượng trong sinh hoạt. Các kết quả nghiên cứu và thống kê về phụ tải sinh hoạt khu vực thành phố được biểu thị trong bảng 2.3. Bảng 2.3. Giá trị điện năng tiêu thụ trung bình trong sinh hoạt tính trên đầu người dân Sinh hoạt gia đình kWh/ng Khu vực công cộng kWh/ng Chiếu sáng 66,37 Chiếu sáng tòa nhà 54,87 Thiết bị gia dụng 123,01 Chiếu sáng đường 23,01 Nấu ăn 66,37 Phụ tải động lực nhỏ 99,12 Làm mát 21,24 Cấp nước 102,65 Nước nóng 16,81 Nhà ăn 51,33 Khác 4,42 Khác 42,48 Tổng 293,81 377,88 Như vậy tổng điện năng tiêu thụ trung bình trong sinh hoạt và công cộng trên một đầu người dân thành phố sẽ là 671,68 kWh/ng.năm. 5.Các phương pháp tính toán phụ tải điện 5.1. Phương pháp phân tích Các phương pháp phân tích về nguyên tắc dựa trên các đặc điểm công nghệ của quá trình sản xuất và chế độ làm việc của các thiết bị điện có xét đến các quy luật ngẫu nhiên của phụ tải. Có rất nhiều nhân tố ảnh hưởng đến quá trình tiêu thụ điện, vì vậy quá trình phân tích phụ tải điện hết sức phức tạp, việc xác định phụ tải tính toán với độ chính xác cao, đòi hỏi nhiều dữ liệu và khối lượng tính toán lớn. Để đơn giản hóa bài toán, các phương pháp phân tích xác định phụ tải điện được áp dụng với một số giả thiết, mà có thể dẫn đến những sai số nhất định. Nhóm các phương pháp phân tích bao gồm: 5.1.1. Xác định phụ tải theo phương pháp hệ số đồng thời Với đặc tính ngẫu nhiên, các hộ dùng điện không phải lúc nào cũng được đóng trong mạng, mà ở từng thời điểm nhất định một số này được đóng, số khác lại được cắt ra. Tính chất này của phụ tải được biểu thị bởi hệ số đồng thời kđt. Phụ tải tính toán được xác định theo biểu thức: n Ptt = k đt ∑ Pni (2.22) i =1 Trong đó: Pni – công suất định mức của thiết bị điện thứ i; 7 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 kđt – hệ số đồng thời, phụ thuộc vào số lượng thiết bị tiêu thụ điện trong mạng. Giả sử trong nhóm n thiết bị ở thời điểm xét có m thụ điện được đóng vào lưới thì hệ số đồng thời có thể xác định theo biểu thức: m k đt = ∑P i =1 n ni ∑P i =1 ; (2.23) ni m – số lượng thiết bị đang làm việc n – tổng số thiết bị có trong nhóm. Đối với nhóm thụ điện đồng nhất (nhóm thiết bị có công suất và chệ độ tiêu thụ điện giống nhau), hệ số đồng thời có thể xác định theo công thức: k đt = m ; n (2.24) Trong thực tế các thụ điện đóng vào lưới một cách ngẫu nhiên. Cho nên việc xác định hệ số đồng thời chỉ có thể dựa trên quan điểm xác suất thống kê. Với các đặc số: kỳ vọng toán M(m) = np và phương sai D(m) = npq, trong đó: p là xác suất đóng trung bình trong thời gian khảo sát; q =1- p là xác suất không đóng của thiết bị. Khi số lượng n khá lớn có thể coi sự phân bố của phụ tải tuân theo quy luật phân bố chuẩn, lúc đó xác suất đóng m thiết bị vào lưới được xác định theo biểu thức: pn( m ) 1 m − = ∫e σ 2π 0 ( m − M ( m )) 2 2.σ 2 dm ; (2.25) Theo quy tắc β-xích ma (quy tắc ba xích ma mở rộng) ta có giá trị cực đại của số lượng m thụ điện đóng trong mạng là m = M(m) + βtσ σ - độ lệch trung bình bình phương: σ = D(m) = npq ; βt - Bội số tản hay độ lệch qui định (còn gọi là hệ số thống kê), phản ánh xác suất phụ tải nhận giá trị trong lân cận kỳ vọng toán ± βtσ. Trong tính toán phụ tải giá trị βt thường được lấy trong khoảng 1,5÷2,5. Như vậy: m = np + βt npq ; Chia hai vế của phương trình này cho n ta được k đt = p + β t p.q ; n (2.26) Đây là biểu thức cho phép xác định hệ số đồng thời theo các đặc tính xác suất thống kê. Để đơn giản cho việc thiết kế, người ta tính sẳn giá trị của hệ số đồng thời phụ thuộc vào số lượng thụ điện, ứng với một xác suất đóng nhất định nào đó cho trong các sổ tay thiết kế. Cần lưu ý là hệ số đồng thời được xác định ứng với từng thời điểm cụ thể, thường là giờ cao điểm ban đêm và cao điểm ban ngày. 5.1.2. Xác định phụ tải theo phương pháp hệ số nhu cầu Phụ tải tính toán được xác định theo biểu thức: 8 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 n Ptt = knc ∑ Pni (2.27) i =1 Hệ số nhu cầu được biểu thị bởi tỷ số giữa công suất tính toán và công suất định mức của nhóm thiết bị dùng điện. k nc = Ptt PM = ; Pn Pn (2.28) Trước hết ta xét nhóm thụ điện đồng nhất. Theo lý thuyết xác suất thống kê, công suất cực đại có thể biểu diễn thông qua các giá trị của tập quan sát. PM = Ptb + βt σ X ; (2.29) Ptb- Kỳ vọng toán hay giá trị trung bình của phụ tải; σ X - Độ lệch tiêu chuẩn hay độ lệch trung bình bình phương của tập tổng quát; Giá trị công suất trung bình được xác định theo biểu thức: n Ptb = k sdΣ ∑ Pni ; (2.30) i =1 Trong đó: ksdΣ - hệ số sử dụng tổng hợp của nhóm thiết bị điện, xác định theo biểu thức: n ∑ Pn i k sdi k sd ∑ = i =1n ∑ Pn i (2.31) i =1 ksdi – hệ số sử dụng của thiết bị thứ i Đối với nhóm thụ điện đồng nhất thì P1 = P2 = ... = Pn và σ1 = σ2 = ... = σn. 1 n 2 Ta thấy σ X = D( X ) mà X = ∑ xi nên ta có thể viết : ni i =1 D( x ) = D ( Hay 1 n 1 n 1 σ2 .∑ x i ) = 2 .∑ D ( xi ) = 2 n.σ 2 = ni i =1 n n i =1 n σX = σ n ; Thay các giá trị tương ứng với một số biến đổi đơn giản ta được: n βσ PM = k sdΣ ∑ Pni + t ; (2.32) n i =1 Thay σ = kv Ptb (trong đó kν là hệ số biến động của phụ tải) và chia 2 vế (2.32) cho tổng công suất định mức ΣPni và sau một vài biến đổi ta được: k nc = k sdΣ + 1 − k sdΣ (2.33) n Đối với nhóm tiêu thụ điện bất kỳ, hệ số nhu cầu cũng xác định tương tự nhưng thay giá trị của số lượng tiêu thụ điện n bằng giá trị hiệu dụng nhd, tức là : 9 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 k nc = k sdΣ + 1 − k sdΣ ; n hd (2.34) Trong đó: nhd – số lượng hiệu dụng của nhóm thiết bị điện, có thể xác định theo biểu thức: n hd = (∑ Pni ) 2 ; ∑P 2 ni Nếu số lượng thụ điện n > 4 và giá trị của tỷ số k = (1.35) Pmax nhỏ hơn các giá trị kb cho trong bảng 2.4, ứng với hệ số Pmin sử dụng tổng hợp, thì có thể lấy giá trị nhq= n. Bảng 2.4. Điều kiện để xác định nhd 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 ksd∑ 0,7 0,8 > 0,8 kb 3 3,5 4 5 6,5 8 10 K0 g.hạn Trong trường hợp ksd∑ < 0,2 thì cần tiến hành xác định nhd theo một phương pháp riêng như sau: - Phân riêng các thiết bị có công suất lớn hơn một phần hai công suất của thiết bị lớn nhất trong nhóm, Pi ≥ Pmax ; 2 - Xác định số lượng thiết bị n1 của nhóm này. - Xác định tổng công suất định mức của nhóm n1 thiết bị - Tìm các giá trị tương đối n1 ∑ ni n n* = 1 và P* = i =n1 ; n P ∑ P (2.36) nj j =1 - Xác định giá trị tương đối n*hq theo biểu thức * nhd = 0,95 P*2 (1 − P* ) 2 ; + 1 − n* n* - Xác định số lượng hiệu dụng nhd = n*hd.n (2.37) (2.38) 5.1.3. Xác định phụ tải theo phương pháp hệ số tham gia vào cực đại Phụ tải tính toán được xác định theo biểu thức: n−1 Ptt .Σ = Ptt .M + ∑ ktMi Ptt.i , (2.39) 1 Trong đó: Рtt..M – giá trị phụ tải tính toán lớn nhất trong các nhóm thiết bị được cung cấp từ tủ phân phối; Рtt.i, – giá trị phụ tải tính toán của nhóm thứ i (trừ nhóm lớn nhất); n – số nhóm tải. ktMi – hệ số tham gia vào cực đại của nhóm thiết bị thứ i. 10 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Hệ số tham gia vào cực đại là tỷ số giữa công suất tiêu thụ của thiết bị hoặc nhóm thiết bị ở giờ cao điểm và công suất cực đại của chúng (hình 2.3). ktM = PMt ; PM (2.40) Pmt -Công suất tiêu thụ ở giờ cao điểm của hệ thống; PM - Công suât cực đại của nhóm thiết bị. P Hình 2.3. Đồ thị phụ tải của hệ thống (1) và của nhóm thiết bị dùng PM PMt 1 2 5.2. Phương pháp mô phỏng Sự phức tạp và tính phi tuyến của các 0 tc 24 bài toán cung cấp điện dẫn đến việc áp dụng phương pháp mô phỏng các quá trình ngẫu nhiên. Phươngh pháp này được xây dựng trên cơ sở kết hợp lý thuyết xác suất thống kê và phương pháp luận của việc tính toán phụ tải. Cơ sở của phương pháp là dựa trên quy luật phân bố nhiệt độ đốt nóng dây dẫn gây ra bởi dòng điện phụ tải. Do sự phức tạp của quá trình phân bố nhiệt, nên để đơn giản hóa cho việc xây dựng mô hình, cần đưa ra một số giả thiết sau: - Nhiệt độ tại điểm bất kỳ của tiết diện mặt cắt dây dẫn coi như không đổi dọc theo chiều dài đường dây; Dây dẫn được coi là đồng nhất với nhiệt trở trong bằng không. Với những giả thiết như vậy phương trình cân bằng nhiệt đối với dây cáp ba pha đặt trần trong nhà được biểu thị theo biểu thức: 3I2 R0(1+αθ.θ)dθ = C.dθ + A. θ.dt, (2.41) Trong đó: R0 – điện trở của dây dẫn ở nhiệt độ 20°С , Ω; θ - nhiệt độ đốt nóng dây dẫn, 0C; αθ - hệ số nhiệt điện trở, 1/°С; C - tỷ nhiệt, J/°С; A - hệ số trao đổi nhiệt, tính đến lượng nhiệt tỏa ra môi trường xung quanh theo các phương thức dẫn nhiệt, đối lưu và bức xạ W/°С . Từ biểu thức (2.41) ta nhận được phương trình quá nhiệt của dây dẫn so với nhiệt độ của môi trường xung quanh là: α R 3R C dθ + (1 − 3 θ 0 I 2 )θ = 0 I 2 (t ) A dt A A (2.42) Các kết quả khảo sát cho thấy sự gia tăng của hệ số truyền nhiệt trung hòa sự gia tăng đồng thời của điện trở R=R0(1+αθ.θ). Bởi vậy trong phương trình (2.42) với sai số cho phép đối với dòng điện tính toán I có thể coi αθ ≈ 0 và A ≈ const = A0. Khi đó biểu thức (2.42) có dạng: T 3R dθ + θ = 0 I 2 (t ) , dt A0 (2.43) T dθ + θ = kθ I 2 (t ) , dt (2.44) Trong đó: T = C/A0 – hằng số thời gian đốt nóng dây dẫn; 11 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 kθ = 3R0 ; A0 (2.45) Như vậy cùng với các giả thiết trên sẽ có hai đại lượng không phụ thuộc vào nhiệt độ đốt nóng là hằng số thời gian đốt nóng và điện trở tác dụng. Ở chế độ xác lập, khi nhiệt độ không thay đổi đáng kể, thì các giả thiết này sẽ không dẫn đến những sai số đáng kể. Để tiện tính toán ta đặt: θ (t ) ZT = , (2.46) kθ Như vậy biểu thức (2.44) sẽ có dạng: dZ (t ) T T + Z T (t ) = I 2 (t ) (2.47) dt Hay áp dụng cho biểu đồ phụ tải nhóm P(t), dZ (t ) T PT + Z PT (t ) = P 2 (t ) (2.48) dt Đại lượng ZT(t) được gọi là liều lượng hâm nóng tính theo dòng Z PT(t), (hoặc tính theo công suất ZPT(t)), tỷ lệ với nhiệt độ đốt nóng dây dẫn và có thứ nguyên là bình phương phụ tải. Các dữ kiện ban đầu để xác định phụ tải tính toán là các quá trình thay đổi của phụ tải điện. Để xây dựng mô hình phụ tải người ta áp dụng lý thuyết hàm ngẫu nhiên và thông lượng xung (impulsive flux). Tính chu kỳ của sự biến đổi của phụ tải được hình thành khi các thiết bị tiêu thụ làm việc với quá trình công nghệ nhất định. Việc nghiên cứu biểu đồ phụ tải này có ý nghĩa lý thuyết rất lớn. P P P P0 tlv t t0 Hình 2.4. Mô hình xung của phụ tải Mô hình biểu đồ phụ tải độc lập ngẫu nhiên cần phải được cho trước các đại lượng: Công suất tác dụng, hệ số sử dụng ksd=Ptb/Pn và hệ số mang tải kmt=P/Pn, hệ số công suất phản kháng tgϕ, dạng và tham số của hàm hồi quy (HQ), thời gian trung bình của chu kỳ xét. Trong đó: Ptb – công suất tiêu thụ trung bình trung chu kỳ xét; P – công suất tiêu thụ trung bình trong thời gian đóng điện, Pn – công suất định mức của thiết bị. Hệ số làm việc (hệ số đóng) k lv= tlv/tck hay klv=ksd/kmt và hệ số không làm việc (hệ số cắt) k klv=1-klv chính là xác suất thiết bị ở trạng thái đóng và trạng thái cắt. Đặc tính tác động xung của phụ tải được thể hiện với hai cấp: xung của công suất P=ksd.Pn tác động trong thời gian tlv = ksd.tck/kmt và đại lượng không tải P0 = 0 tác động trong thời gian t0= tck - tlv. Hệ số hình dạng đồ thị, là tỷ số giữa công suất hiệu dụng và công suất trung bình k f=Pe/Ptb, biểu thị sự không đồng đều của đồ thị phụ tải. Trong thực tế các thiết bị điện làm việc với một vài chu kỳ, nhưng không hoàn toàn cứng nhắc.Vì vậy hàm hồi quy của phụ tải độc lập có thể biểu thị dưới dạng: k(t) = Dp e-α|t| cos ωοτ, (2.49) 12 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Trong đó: Dp –phương sai của đồ thị phụ tải độc lập; α –hệ số hồi quy, s-1; ωο – tần số của thành phần chu kỳ, s-1. Hệ số hồi quy có thể xác định với sự trợ giúp của các công nghệ phần mềm tính toán, trong đó phụ tải tính toán được biểu thị dưới dạng quá trình xung: Dp = Р2n ksd (kmt – ksd), (2.50) α= k mt2 k sd (k mt − k sd )t ck (2.51) ωо =2π / tck. . (2.52) Biểu đồ nhóm của phụ tải Đối với một nhóm gồm n thiết bị dùng điện với biểu đồ phụ tải chu kỳ, thì tính chu kỳ của đồ thị sẽ bị trung hòa . Bởi vậy hàm hồi quy của đồ thị phụ tải nhóm được biểu thị dưới dạng: k(t) = DP e-α|t|, (2.53) Trong đó: DР – phương sai của đồ thị nhóm. Mô hình biểu đồ nhóm dạng hồi quy mũ cho phép có một dự trữ nhất định trong bài toán xác định phụ tải. Xét quy luật phân bố tung độ của biểu đồ nhóm, biểu thị phụ tải độc lập dưới dạng quá trình xung, áp dụng lý thuyết thực nghiệm lặp lại để tính phụ tải nhóm. Số lượng thiết bị dùng điện làm việc đồng thời và phụ tải nhóm với các đại lượng giống nhau của các xung của tất cả các thiết bị coi là tuân theo quy luật phân bố nhị thức. Thường thì các giá trị xung của các thiết bị độc lập khác nhau, trong trường hợp đó quy luật phân bố phụ tải được gọi là “liên hợp”. Các kết quả nghiên cứu đã chứng minh là quy luật phân bố chuẩn của phụ tải có thể coi phù hợp đối với đường trục có trên 6 hộ dùng điện. Thuật toán của phương pháp mô phỏng xác định phụ tải gồm các bước sau: - Mô phỏng quần thể biểu đồ nhóm của dòng điện phụ tải I(t) hoặc công suất tác dụng P(t); - Tính toán liều lượng hâm nóng ZT(t) hoặc (ZPT(t)) theo tích phân Dumel: t Z T (t ) = I 2 (0).h(t ) + ∫ [ I 2 (ξ )]t h(t − ξ )dξ (2.54) 0 Trong đó: h(t) = 1 – e-t/T– hàm quá độ của khâu quán tính. - Xác định hàm thống kê phân bố liều lượng hâm nóng theo tiết diện quần thể ZT(t) (ZPT(t)), được lấy ứng với chế độ xác lập (sau khi tắt của quá trình quá độ đốt nóng dây dẫn tại thời điểm tck); - Xác định giá trị cực đại tính toán của liều lượng hâm nóng ZT(t) hoặc (ZPT(t)) với giá trị xác suất giới hạn Ex cho trước tương ứng với nguyên lý tin cậy thực tế theo hàm thống kê phân bố liều lượng hâm nóng ZT(t), hoặc ZPT(t) (giá trị mà có thể tăng quá với xác suất 0,05). F(ZT.tt) = 1 - Ex hoặc F(ZPT.tt) = 1 - Ex ; (2.55) - Xác định phụ tải tính toán theo dòng điện I tt = Z T .tt hoặc theo công suất Ptt = Z PT .tt Biểu thức xác định phụ tải tính toán có dạng: Ptt = Z TP .tt (2.56) Z T .tt = Z T .tb + β ZT D( Z T ) , Trong đó: 13 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 ZT.tt – liều lượng hâm nóng tính toán ; ZТ.tb – giá trị trung bình của liều lượng hâm nóng; βzт – hệ số thống kê, phụ thuộc vào độ chính xác của phép tính. D(ZT) – phương sai của đại lượng ZTP Giá trị trung bình của liều lượng hâm nóng Z T.tb không phụ thuộc vào hằng số thời gian đốt nóng và bằng bình phương giá trị hiệu dụng của biểu đồ nhóm, có thể là phụ tải tính toán bằng giá trị hiệu dụng. Theo quy luật phân phối chuẩn, phương sai của liều lượng hâm nóng D(ZT) được xác định theo biểu thức: 2 D( P 2 ) 4 Ptb2 .D( P) D( Z T ) = + (2.57) 1 + 2α .T 1 + α .T Giá trị chính xác của hệ số thống kê βzт có thể xác định bằng phương pháp mô phỏng theo quy luật phân bố liều lượng hâm nóng (trong thực tế nó thường nằm trong khoảng βzт=1,76÷1,97). Thủ tục xác định phụ tải tính toán theo phương pháp liều lượng hâm nóng gồm các bước: - Xác định giá trị trung bình của biểu đồ nhóm và liều lượng hâm nóng; - Xác định hệ số hình dạng kf của biểu đồ nhóm; - Xác định tham số hồi quy tương đương của biểu đồ nhóm; - Xác định phương sai liều lượng hâm nóng theo biểu thức (2.56); - Xác định hệ số thống kê theo biểu thức: βzт=-0,3+1,9.kf; (2.58) - Xác định phụ tải tính toán theo biểu thức (2.56), coi βzт=βzтк.. Để có thể nhận được biểu đồ nhóm của phụ tải cần mô phỏng nhiều biểu đồ phụ tải tác dụng và phản kháng độc lập. Biểu đồ nhóm của phụ tải tác dụng và phản kháng nhận được bằng cách cộng các biểu đồ độc lập tương ứng. Theo biểu đồ nhóm của phụ tải tác dụng và phản kháng xác định biểu đồ nhóm của công suất toàn phần. Phương pháp mô phỏng có độ chính xác cao, nhưng có nhược điểm cơ bản của phương pháp này là khối lượng tính toán lớn, thời gian thực hiện tính toán lâu. Nhìn chung phương pháp này chỉ áp dụng trong quá trình nghiên cứu. 5.3. Phương pháp thực nghiệm Các biểu thức thực nghiệm được xây dựng trên cơ sở kết quả khảo sát ở một số mạng điện cụ thể. Để xác định phụ tải theo các phương pháp thực nghiệm đòi hỏi phải có các thông tin về đặc tính của các thiết bị tiêu thụ điện hoặc suất chi phí điện năng của một đơn vị sản phẩm. Các phương pháp cơ bản này bao gồm: 5.3.1. Phương pháp hệ số nhu cầu và hệ số đồng thời Như đã biết, trong phương pháp hệ số nhu cầu phụ tải của mạng điện động lực được xác định theo biểu thức: Рtt=kncΣРni=constΣРni. (2.59) Phụ tải của mạng điện sinh hoạt được xác định tương tự theo hệ số đồng thời: Рtt=kđtΣРni=constΣРni. (2.60) Trong đó: ΣРni – tổng công suất đặt của nhóm thiết bị điện; Pni – công suất định mức của thiết bị thứ i; Khác với phương pháp phân tích, ở đây các hệ số nhu cầu knc và hệ số đồng thời kđt được coi là hằng số. Giá trị của các hệ số này được xác định trên cơ sở số liệu thống kê của các tập mẫu và cho trong các phụ lục thiết kế mạng điện (xem bảng 1pl ÷4pl phần phụ lục). Cách xác định phụ tải tính toán như vậy cho phép đơn giản hóa bài toán, tuy nhiên cũng thường dẫn đến sai số lớn. Nhìn chung các phương pháp thực nghiệm được áp dụng trong quá trình tính toán thiết kế sơ bộ. 5.3.2. Phương pháp đa thức 14 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Các kết quả khảo sát cho thấy giá trị phụ tải cực đại cục bộ của thiết bị điện công suất lớn ở cùng một chế độ làm việc lớn hơn so với thiết bị có công suất nhỏ, vì không chỉ phụ tải trung bình của nó lớn hơn, mà còn do giá trị lớn của hệ số cực đại cục bộ. Trên cơ sở đó các chuyên gia đã áp dụng đa thức thực nghiệm cho việc tính toán phụ tải dạng: Рtt =с1Рn1+с2Рn2+ +стРn.т, (2.61) Trong đó: Рn1 –công suất của n1 thiết bị lớn nhất; Pn2 –công suất của n2 lớn nhì và v.v; Pn.m – công suất của nn thiết bị nhỏ nhất. с1, с2, ,ст –các hệ số hồi quy, biểu thị chế độ tiêu thụ chung của tất cả các thiết bị trong nhóm. Trong một số các trường hợp để đơn giản hóa bài toán, tất cả các thiết bị điện chỉ chia thành hai nhóm và như vậy biểu thức xác định phụ tải tính toán chỉ gồm hai số hạng: Рtt=bРn1+cРn2 (2.62) Trong đó: Рn1 –công suất của n1 thiết bị lớn nhất trong nhóm; Рn2 –công suất của các thiết bị còn lại; b, c – các hệ số hồi quy, biểu thị chế độ tiêu thụ chung của tất cả các thiết bị trong nhóm. Nhược điểm cơ bản của các phương pháp thực nghiệm là hạn chế phạm vi ứng dụng, vì các phương pháp thực nghiệm chỉ có thể áp dụng cho các xí nghiệp được khảo sát. Các phương pháp này không xét đến các quá trình hoàn thiện công nghệ của thiết bị. Ưu điểm của phương pháp thực nghiệm là đơn giản, khối lượng tính toán ít, có thể áp dụng các bảng biểu tính sẵn của các hệ số nhu cầu, hệ số đồng thời v.v. nên rất tiện cho các bài toán thiết kế sơ bộ. 6.Trình tự xác định phụ tải tính toán 6.1. Sơ đồ tính toán phụ tải Việc tính toán phụ tải bắt đầu từ cấp thấp đến cấp cao, theo sơ đồ phả hệ của mạng điện (hình 2.5). Trước hết cần phân loại phụ tải theo từng nhóm tương đồng về đặc tính tiêu thụ điện (1), trên cơ sở kết quả xác định phụ tải của từng nhóm tiến hành tổng hợp phụ tải tại tủ phân phối (2), sau đó tổng hợp phụ tải tại thanh cái trạm biến áp phân phối (4) rồi đến trạm biến áp trung gian (5) và trạm biến áp vùng (6) v.v. Độ chính xác của bài toán phụ tải được xác định phụ thuộc vào yêu cầu và đặc điểm của mạng điện và vào phương pháp áp dụng giải bài toán. Cần lưu ý là các thiết bị điện sử dụng trong bài toán là thiết bị chuẩn với các bước công suất 1,3÷1,6. Ví dụ với bước 1,6 gam công suất sẽ là 1; 1,6; 2,5; 4; 6,3; 10 v.v.. Thông thường độ chính xác ở các cấp dưới cao hơn ở các cấp trên, tức là độ chính xác của bài toán phụ tải cao nhất ở mức thanh cái ngay ở đầu vào của các thiết bị dùng điện. Hình 2.5. Sơ đồ phả hệ xác định phụ tải tính toán của hệ thống cung cấp điện 1 – phụ tải của nhóm thiết bị dùng điện; 2 – phụ tải của tủ phân phối cung cấp cho các nhóm thiết bị; 3 – phụ tải trên thanh cái hạ áp của trạm biến áp phân phối; 4 – phụ tải trên thanh cái cao áp của trạm biến áp phân xưởng có xét đến tổn thất trong máy biến áp; 5 – phụ tải trên thanh cái thứ cấp của trạm biến áp trung gian có xét đến tổn thất trên các đường dây phân phối; 6 – phụ tải trên thanh cái sơ cấp của trạm biến áp trung gian có xét đến tổn thất trong máy biến áp; 7 – phụ tải trên thanh cái trạm biến áp hệ thống có xét đến tổn thất trên các đường dây HTĐ ∼ 7 110kV TBA trung gian 6 10÷35kV 5 M 4 M TBA phân phối 3 0,4kV 15 2 1 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Về nguyên tắc, phụ tải tính toán ở cấp sau được tổng hợp trên cơ sở kết quả tính toán phụ tải ở cấp trước đó có xét đến tổn thất trên các phần tử mạng điện. Vì bài toán xác định phụ tải thường được tiến hành khi chưa biết các tham số của các phần tử mạng điện, nên tỷ lệ tổn thất có thể lấy trung bình là 10%. Tuy nhiên, trong hàng loạt bài toán xác định phụ tải sơ bộ, để đơn giản, người ta bỏ qua thành phần tổn thất. Phụ tải tính toán của các nhóm thiết bị được xác định theo các phương pháp riêng: - Nhóm phụ tải động lực: Pđl= kncΣPni; - Nhóm phụ tải sinh hoạt: Psh= kđtΣPni Trong đó: Pni – công suất định mức của phụ tải thứ i; knc – hệ số nhu cầu của nhóm phụ tải động lực, có thể lấy theo bảng 2.pl ÷ bảng 3.pl phần phụ lục; kđt – hệ số đồng thời, phụ thuộc vào số hộ, lấy theo bảng 1.pl, hoặc theo biểu đồ hình 2.6. a) b) 6.2. PhươngHình pháp2.6. tổng hợpđồphụ giữa cácđồng nhóm Biểu xáctải định hệ số thời phụ thuộc vào số lượng căn hộ: Việc tổng hợp phụ tải giữa các nhóm được thực a) Đoạn đầu của đồnhau, (n=1÷20); Đoạnhợp sau cụ củathể biểu hiện theo nhiều phương phápbiểu khác tùy từ b) trường cóđồ thể(n>20) chọn phương pháp thích hợp nhất, dưới đây giới thiệu một số phương pháp thông dụng: a) Phương pháp số gia Phương pháp số gia được áp dụng thuận tiện khi các nhóm phụ tải có các tính chất khác nhau. Bảng số gia được xây dựng trên cơ sở phân tích, tính toán của hệ số đồng thời và hệ số sử dụng (cho sẵn trong các sổ tay thiết kế). Phụ tải tổng hợp của 2 nhóm được xác định bằng cách cộng giá trị của phụ tải lớn với số gia của phụ tải bé. P1-2 = Pmax + ∆Pi PΣ = P1 + ∆P2 nếu P1 > P2 (2.63) PΣ = P2 + ∆P1 nếu P1< P2 ∆Pi- Số gia của công suất Pi, xác định theo bảng1.pl. Để tiện cho việc lập trình khi sử dụng vi tính, thay cho việc tra bảng ta có thể sử dụng biểu thức PΣ = P1 + k 2 P2 P2 + k1 P1 khi P1 > P2 khi P1 < P2 Hệ số ki được xác định: 16 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 P ki = ( i ) 0, 04 − 0,41 ; đối với mạng điện hạ áp; (2.64) 5 P ki = ( i )0, 04 − 0,38 ; đối với mạng điện cao áp; 5 Cần lưu ý là cách ghép các cặp nhóm cũng có thể ảnh hưởng đến kết quả tính toán. Trong trường hợp đã biết sơ đồ mạng điện thì trình tự tính toán được thực hiện từng cặp từ ngọn trở về thanh cái trạm biến áp. Nếu chưa biết sơ đồ thì tiến hành tổng hợp phụ tải bắt đầu từ cặp nhóm bé nhất. Nhìn chung phương pháp này đơn giản, dễ tính và khá chính xác, nhưng cần lưu ý là phụ tải tổng hợp của hai nhóm phải được xác định ở cùng một thời điểm. Trong trường hợp các phụ tải thành phần không ở cùng thời điểm thì cần tính tới hệ số tham gia vào cực đại của chúng. b) Phương pháp hệ số nhu cầu Phụ tải tổng hợp của các nhóm thiết bị cũng có thể được xác định theo biểu thức: Ptt.Σ= kncΣPtt.i (2.65) Trong đó: kncΣ - hệ số nhu cầu tổng hợp của các nhóm thiết bị, được xác định theo biểu thức: 1 − k sdΣ kncΣ = k sdΣ + ; (2.66) N Với N là số nhóm và ksd∑. là hệ số sử dụng tổng hợp chung của nhóm. Trong trường hợp không có số liệu cụ thể, thì giá trị của hệ số k ncΣ có thể lấy một cách gần đúng, phụ thuộc vào số nhóm theo bảng 4.pl (phụ lục). c) Phương pháp hệ số tham gia vào cực đại Phụ tải tổng hợp của các nhóm thiết bị (hoặc các điểm tải) được xác định theo biểu thức: n−1 Ptt .Σ = Ptt .M + ∑ ktMi Ptt.i , (2.67) 1 Trong đó: Рtt..M – giá trị phụ tải tính toán lớn nhất trong các nhóm thiết bị được cung cấp từ tủ phân phối; Рtt.i, – giá trị phụ tải tính toán của nhóm thứ i (trừ nhóm lớn nhất); n – số nhóm tải; ktMi – hệ số tham gia vào cực đại của nhóm thiết bị thứ i, phụ thuộc vào tính chất của phụ tải và thời điểm cực đại, có thể xác định theo bảng 2,5 sau: Bảng 2.5. Hệ số tham gia vào cực đại của một số nhóm phụ tải đặc trưng Phụ tải Sản xuất Sinh hoạt Cực đại ngày 0,8÷1 0,3 ÷ 0,4 cực đại đêm 0,4 ÷ 0,6 0,7÷ 1 Xác định hệ số công suất trung bình của mạng điện cosϕtb: n cos ϕ tb = ∑P i =1 tti cos ϕ i n ∑P i =1 ; (2.68) tt i Trong đó: Ptt.i – công suất tính toán của nhóm thiết bị thứ i; 17 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 cosϕi – hệ số công suất của nhóm thiết bị thứ i. Công suất phản kháng và công suất toàn phần được xác định theo các biểu thức quen thuộc: P ttΣ QttΣ = PttΣ.tgϕtb và S ttΣ = cos ϕ tb (2.69) 7.Dự báo nhu cầu phụ tải điện Dự báo nhu cầu phụ tải điện là một trong những bài toán quan trọng trong quy hoạch và phát triển hệ thống điện, kết quả của dự báo nhu cầu điện có ảnh hưởng rất lớn đến các tham số kinh tế - kỹ thuật của mạng điện và đến tiến trình phát triển hệ thống điện. Có nhiều cách tiếp cận về dự báo phụ tải là dựa vào hệ số phát triển hoặc dựa vào các mô hình kinh tế lượng hoặc mô hình phân tích kinh tế - kỹ thuật. Bản chất của mô hình kinh tế lượng là dựa trên mối liên hệ của các nhân tố giá và thu nhập hoặc các thông số của hoạt động kinh tế khác với nhu cầu năng lượng. Gần đây một cách tiếp cận mới đã được đề xuất là mô hình dự báo dựa vào kỹ thuật trí tuệ nhân tạo. Sơ đồ các phương pháp dự báo nhu cầu phụ tải điện được thể hiện trên hình 2.7. Hệ số phát triển Phương pháp dự báo phụ tải Mạng neuron nhân tạo Chuyên gia Kinh tế lượng Kinh tế kỹ thuật MEDEES Hồi quy bội Hồi quy đơn Tương quan Hàm chữ S Ngoại suy Logistic Hàm mũ Parabol Tuyến tính Đàn hồi MAE D Hình 2.7. Sơ đồ phân loại các phương pháp dự báo nhu cầu phụ tải điện Phương pháp ngoại suy theo mô hình tuyến tính. Nội dung của phương pháp này là nghiên cứu diễn biến của phụ tải trong các năm quá khứ tương đối ổn định và tìm ra quy luật biến đổi của phụ tải phụ thuộc vào thời gian, từ đó sử dụng mô hình tìm được để ngoại suy cho giai đoạn dự báo. Các mô hình dự báo được xác định trên cơ sở phân tích tương quan hồi quy. Tùy thuộc vào sự diễn biến của phụ tải trong các năm quá khứ Hàm tuyến tính Mô hình tuyến tính biểu thị sự biến đổi của phụ tải P theo thời gian t có dạng: Pt = a.t + b (2.78) Trong đó: a và b là các hệ số hối quy, được xác định theo phương pháp bình phương cực tiểu, là nghiệm của hệ phương trình sau: 18 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 n 2 a ∑ t i + b∑ti = ∑Pi ti a ∑ti + nb = ∑Pi Pi - Giá trị phụ tải quan sát ở năm thứ i ti - Năm quan sát. Giá trị của các hệ số hồi quy cũng có thể dễ dàng được xác định bởi chương trình Excel với lệnh đơn giản sau: Đối với hệ số a dùng lệnh: “ index(linest(Pđ:Pc,tđ:tc),2)” Đối với hệ số b dùng lệnh: “ index(linest(Pđ:Pc,tđ:tc),1)”. Trong đó: tđ, tc – tọa độ các ô năm đầu và năm cuối của thời gian lấy số liệu; Pđ, Pc – tọa độ các ô phụ tải năm đầu và năm cuối của dãy số liệu. Mô hình dự báo tuyến tính cũng có thể được biểu thị dưới dạng: Pt = Po + P0,α.(t-t0) = P0[1+.αP.(t-t0)] (2.79) Trong đó: P0 - Phụ tải năm cơ sở t0 ; αP - suất tăng phụ tải trung bình hàng năm: Σα i αP = ; n αi - tỷ lệ tăng phụ tải năm thứ i so với năm trước. Suất tăng trung bình cũng có thể xác định theo biểu thức : - 1 αP % = ( Pc tc −tđ ) − 1).100 Pđ Trong đó: tđ, tc – năm đầu và năm cuối của dãy số liệu; Pđ, Pc – phụ tải ở năm đầu và năm cuối của dãy số liệu. 7.Chi phí quy dẫn Khi xây dựng một công trình, ngoài chi phí đầu tư mua sắm thiết bị và xây dựng công trình (V), còn phải kể đến các chi phí thường xuyên khi đưa công trình vào hoạt động (C). Tổng chi phí quy về thời gian một năm được gọi là chi phí tính toán, hay còn gọi là chi phí quy dẫn (chi phí quy đổi). Giá trị của chi phí quy dẫn được xác định theo biểu thức: Z = atcV + C∑ ; (3.1) Trongđó: V - vốn đầu tư trang thiết bị; atc - hệ số tiêu chuẩn sử dụng hiệu quả vốn đầu tư, xác định theo biểu thức: atc = i (1 + i )Th ; (1 + i )Th − 1 (3.2) Th – tuổi thọ của công trình, năm; i – hệ số chiết khấu, được xác định phụ thuộc vào lãi suất sản xuất, tỷ lệ lạm phát và lãi suất ngân hàng , đối với ngành điện thường lấy i = 0,1÷0,2; C∑ – tổng chi phí thường xuyên. C∑ = Ckh + Cvh + Cht + Ck 19 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Ckh – chi phí khấu hao thiết bị. Ckh = ∑kkhi.Vi kkhi – tỷ lệ khấu hao của thiết bị thứ i (cho trong bảng 3.1); Cvh – chi phí vận hành và sữa chửa nhỏ (chi phí 0&M). Cvh = kO&MV kO&M – tỷ lệ vận hành và sửa chữa nhỏ (cho trong bảng 31.pl); Cht – chi phí hao tổn điện năng Cht = ∆A.c∆ ∆A – tổn thất điện năng, kWh; c∆ – giá thành tổn thất điện năng, đ/kWh; Ck – các chi phí phụ khác cho phục vụ, quản lý. Bảng 3.1. Tỷ lệ khấu hao của các phần tử mạng điện, % Đường dây cấp điện áp, kV Trạm biến áp và thiết bị 0,38 220÷500 35÷110 6÷22 động lực 1÷2 2,5÷3 3÷4 3,5÷5 5÷6,5 Trong nhiều trường hợp người ta coi các chi phí C vh , Ck là các giá trị không đổi ở các phương án nên có thể không cần đưa vào mô hình tính toán. Lúc đó tổng chi phí hàng năm (ký hiệu là C) chỉ còn lại thành phần chi phí hao tổn và hàm chi phí quy dẫn có thể viết: Z = atc V + kkh.V + C = (atc + kkh)V + C Z = p.V + C ; (3.2) p = atc + kkh Tổng chi phí quy dẫn trong chu kỳ tính toán T được xác định: T ZΣ = ∑ Zt t =1 Zt – chi phí quy dẫn của năm thứ t; Zt = pVt + Ct Để tránh sai số do sự biến động giá cả cần phải quy chi phí tính toán của tất cả các năm về cùng một thời điểm nhất định. Chi phí trong năm bất kỳ có thể quy về năm t0 Z0 = Zt , (1 + i ) t −t 0 (3.3) i – hệ số chiết khấu, được xác định phụ thuộc vào tỷ lệ lạm phát và lãi suất ngân hàng: i = lin + ls lin – tỷ lệ lạm phát; ls – lãi suất ngân hàng. Đặt : Ta được : 1 1+ i Z0 = Ztβt-t0 β= (3.4) 20 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Thông thường người ta chọn thời điểm quy đổi là năm đầu của chu kỳ tính toán (t 0=1), như vậy tổng chi phí quy dẫn trong suốt chu kỳ tính toán T được xác định: T Z Σ = ∑ Z t β t −1 (3.5) t =1 8.Các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống cung cấp điện 1. Chi phí quy dẫn 2. Các tham số kinh tế của một số phần tử cơ bản - Đường dây - Trạm biến áp - Mạng điện 3. Xác định một số tham số kinh tế - kỹ thuật của mạng điện - Mật độ dòng điện kinh tế của đường dây - Khoảng kinh tế của đường dây cao áp - Khoảng kinh tế của đường dây hạ áp - Khoảng kinh tế của trạm biến áp - Giá thành truyền tải và phân phối điện năng - Giá thành tổn thất điện năng 9.1. Mật độ dòng điện kinh tế của đường dây Mô hình toán học của đường dây được thể hiện dưới dạng hàm chi phí tính toán: Zd = pd(ad+bd.F)+3I2Rτc∆10-3 (3.14) Trong đó: pd – hệ số khấu hao và sử dụng hiệu quả vốn đầu tư đường dây; ad – hệ số kinh tế cố định của đường dây, đ/km; bd – hệ số kinh tế thay đổi của đường dây, đ/(mm2.km); F – tiết diện dây dẫn, mm2; I – cường độ dòng điện chạy trên đường dây, A; R – điện trở của đường dây, Ω/km; τ - thời gian tổn thất cực đại, h/năm; c∆ - giá thành tổn thất điện năng, đ/kWh. Ta thấy tổng chi phí tính toán của đường dây (Z d) gồm có 2 thành phần: thành phần thứ nhất (Z K) liên quan đến vốn đầu tư và thành phần thứ hai (Z∆A) liên quan đến tổn thất điện năng: Zd = ZK + Z∆A Đường cong chi phí được thể hiện trên hình 3.1. ρ Nếu thay giá trị R = ta sẽ được F Z d = pd ( ad + bd F ) + 3I 2 ρ τ c∆10 −3 , đ/km; F Lấy đạo hàm của Z đối với tiết diện dây dẫn và cho triệt tiêu: ∂Z d 3I 2 ρ τ c∆ 10 −3 = pd bd − =0 ∂F F2 (3.15) Z Zd Zmin Z (3.16)∆A ZK Từ đó rút ra F Fkt 21 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 I jkt = = F pd bd 103 ; 3ρ τ c∆ (3.17) Jkt - Mật độ dòng điện kinh tế của đường dây A/mm2; ρ - Điện trở suất của đường dây. Thay ρ = RF vào (3.16) ta sẽ có phương trình: pdbdF = 3RI2.τ.c∆.10-3 ;(3.18) Hình 3.1. Sự phụ thuộc giữa chi Từ đây ta rút ra nhận xét: nếu dây dẫn được phí quy đổi Z và tiết diện dây dẫn chọn theo mật độ dòng điện kinh tế thì thành phần khấu F hao chi phí thay đổi pbF của đường dây sẽ bằng thành phần chi phí hao tổn hàng năm 3I2.R.τ.c∆.10-3. Như vậy, chi phí tính toán có thể viết dưới dạng đơn giản là: Zd = pd(ad + 2bdF) ; (3.19) Tức là chi phí tính toán lúc này là hàm tuyến tính đối với tiết diện của dây dẫn F. 9.2. Khoảng kinh tế của đường dây cao áp Nếu không tính đến các thành phần giống nhau của các phương án thì thành phần chi phí hàng năm sẽ chỉ bao gồm chi phí tổn thất và được xác định như sau. C = 3.I2.R.τ.c∆ đ/km năm ; (3.20) Giả sử ta chọn dây dẫn với thiết diện F1, với điện trở R1 thì chi phí quy đổi của đường dây theo phương án 1 là: Zd1 = pdVd1 + 3.I2.R1.τ.c∆.10-3 ; (3.21) Tương ứng với đường dây có thiết diện F2 Zd2 = pdVd2 + 3.I2.R2.τ.c∆.10-3 ; (3.22) Các biểu thức trên cho ta các đường cong chi phí tương ứng (hình 3.2). Điểm giao nhau giữa hai đường cong xác định dòng điện giới hạn I gh. Mỗi dây dẫn có hai dòng điện giới hạn đó là dòng điện giới hạn dưới và dòng điện giới hạn trên. Khoảng phụ tải giữa hai giới hạn gọi là khoảng kinh tế của đường dây. ở khoảng kinh tế, đường cong bao giờ cũng đi thấp nhất, tức là chi phí tính toán của dây dẫn tương ứng sẽ nhỏ nhất. Dòng điện giới hạn cũng có thể xác định theo phương trình cân bằng chi phí quy đổi Z1 = Z2 hay pd.Vd1+3.I2.R1.τ.c∆.10-3= pd.Vd2+3.I2.R2.τ.c∆.10-3; (3.23) Giải phương trình (3.23) ứng với dòng điện chúng ta thu được: F1 F2 Z đ/ F3 (km.năm) pd (Vd 2 − Vd 1 )103 I gh = (3.24) 3 τ c∆ ( R1 − R2 ) Hình 3.2. Đường cong chi phí quy đổi, xác định khoảng kinh tế của đường dây Nếu thay Vd = a + bF và R = ρ/F được kết quả. I gh = F1F2 3 pd .bd .10 ; 3 τ .c∆ .ρ I, A Igh1 Igh2 (3.25) So sánh (3.4.2) và (3.4.10) ta thu được: I gh = j kt F1 F2 ; (3.26) 22 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 9.3. Khoảng kinh tế của đường dây hạ áp Đặc điểm của đường dây hạ áp là số lượng dây dẫn có thể là 2; 3 hoặc 4 nên với cùng một công suất truyền tải S dòng điện chạy trên các đường dây sẽ khác nhau. Do đó trong mô hình tính toán của lưới điện này ta phải biểu diễn phụ tải dưới dạng công suất. Dòng điện ở các phương án khác nhau được xác định theo biểu thức: I= qS ; U ph (3.27) S - Công suất truyền tải; Uph - Điện áp pha; q - Hệ số phụ thuộc vào số lượng dây dẫn µ. µ q 2 3 4 1/ 3 2 3/2 Trong thực tế ta thường gặp các trường hợp sau: a, So sánh các phương án cùng có 2 dây dẫn với tiết diện F1≠ F2; b, Phương án 1 có µ=2; phương án 2 có µ=3 với F1=F2; c, Phương án 1 có µ=3; phương án 2 có µ=4 với F1=F2; d, Cả hai phương án đều có µ=4 với F1≠ F2. Có thể tóm tắt như sau: Bảng 3.3. Các trường hợp về cấu trúc mạng điện hạ áp Trường hợp F d µ 1 F1 F2 µ1 = µ2 = 2 F1 ≠ F2 2 F1 =F2 0,895 F µ1=2, µ2= 3 3 F1 = F2 1,55F µ1=3, µ2= 4 4 3.F1 F2 µ1 = µ2 = 4 F1 ≠ F2 Ta xét cho trường hợp thứ ba µ1 = 3; µ2 = 4 và F1 = F2 Chi phí tính toán ở phương án 1 với số dây dẫn µ1 = 3 Z d 1 = pdVd 1 + 3S 2 R τ c∆ (3.28) 2 4.103U ph Đối với phương án 2 với số dây dẫn µ2 = 4 Z d 2 = pdVd 2 + S 2 R τ c∆ 2 3.103U ph ; (3.29) Đặt Zd1 = Zd2 và giải phương trình ứng với S ta được pd bd 103 S gh = U ph .1,55.F ; ρτc∆ (3.30) Gọi d = 1,55F Ta có biểu thức chung cho các trường hợp là: S gh = U ph .d pd bb103 ; ρτc∆ (3.31) Sgh - Công suất truyền tải giới hạn; d - Hệ số tổng quát cho các trường hợp. 23 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Các trường hợp khác cũng được tính tương tự, kết quả hệ số d ghi trong bảng 3.3. 10.1.Phân tích kinh tế - tài chính Trong cơ chế thị trường, phương pháp phân tích kinh tế - tài chính được áp dụng rất thuận tiện cho việc lựa chọn các phương án đầu tư cho công trình thiết kế, vì nó cho phép đánh giá công trình từ nhiều góc độ. Vì vậy chúng ta xét chi tiết hơn phương pháp này. Giá trị tiền tệ của dự án theo thời gian Các dự án thường có tuổi thọ khác nhau, doanh thu và lợi nhuận diễn ra ở các thời điểm khác nhau, trong khi đó giá trị của tiền tệ lại luôn luôn biến đổi theo thời gian bởi vậy cần có sự đánh giá tiền tệ với sự tham gia của nhân tố thời gian. Bản thân tiền tệ có hai tính chất cơ bản là sinh lợi và giảm giá do lạm phát. Giả sử tỷ lệ lãi suất hàng năm là ls , nếu ở năm đầu ta có 1 đồng vốn thì năm sau giá trị của nó sẽ là (1+ ls ) đồng và năm sau nữa sẽ là (1+2 ls ). Nếu có số vốn V thì sau t năm giá trị của vốn sẽ là: - với lãi suất đơn: Vt = V(1+ ls .t) - với lãi suất kép: Vt = V(1+ ls )t . Để có thể đánh giá chính xác giá trị của đồng vốn ta quy giá trị tiền tệ về một thời điểm nhất định t 0 theo biểu thức: V0 = Vt 1 (1 + i ) t −t0 (3.41) Nếu coi t0 = 0 thì biểu thức trên có thể viết lại là: V0 = Vt(1+i)-t = Vt. βt (3.42) Trong đó: β - hệ số quy đổi; i – hệ số chiết khấu. Trong các tài liệu nước ngoài ta thường gặp các ký hiệu FV = V t (future value) và PV=V0 (present value) để chỉ giá trị đồng vốn ở năm thứ t và năm hiện tại. Trong trường hợp có tính tới lạm phát với hệ số lạm phát d f thì công thức (1+i’) được viết dưới dạng (1+i’) = (1+i)(1+d f) Nếu coi gía trị của tích số i.df là quá nhỏ thì ta có thể viết gần đúng là: i’ ≈ i+df (3.43) Trên đây ta coi hệ số chiết khấu i là cố định trong suốt đời sống của dự án. Thực ra giá trị này thay đổi phụ thuộc vào sự bỏ vốn đầu tư. Trong điều kiện thiếu vốn thì việc bỏ vốn đầu tư càng sớm càng khó khăn về phương diện tài chính, hệ số chiết khấu i sẽ có xu hướng giảm theo thời gian. Ngược lại, đối với chủ đầu tư dư dật thì việc bỏ vốn đầu tư càng sớm càng dễ dàng hơn do đó i có xu hướng tăng. Khi giá trị i thay đổi theo thời gian thì hệ số quy đổi cũng sẽ thay đổi và ta sẽ có biểu thức xác định tổng PV∑ như sau: PVΣ = n FV1 FV2 FV3 + + + ... = ∑ 1 + i1 (1 + i1 )(1 + i2 ) (1 + i1 )(1 + i2 )(1 + i3 ) t =1 FVt n ∏ (1 + i ) ; (3.44) t t =1 n - số năm tính toán. Thường thì số năm tính toán lấy bằng tuổi thọ của công trình. Đối với các công trình điện do luôn luôn có sự bổ xung phục hồi nên tuổi thọ thường rất cao, có thể coi là vô cùng lớn n → ∞. Lúc đó cần phải xác định giá trị PV ∑ như thế nào? Trong thiết kế người ta thường lấy một chu kỳ tính toán với thời gian là T c và mọi thông tin cần thiết trong khoảng thời gian này đều được xác định, nếu ta lấy thời gian tính toán n > T c thì những thông tin của các năm sau chu kỳ tính toán T c sẽ chưa biết. Để có thể xác định tương đối chính xác giá trị PV ∑ ta cần giả thiết là các tham số kinh tế kỹ thuật của mạng điện ở những năm sau chu kỳ tính toán là không đổi và bằng các giá trị ở năm cuối cùng của chu kỳ, tức là ở năm thứ T c. Như vậy ta có thể biểu thị PV∑ ứng với thời gian tính toán từ 0 đến ∞: ∞ PV∑= ∑ t =0 Tc −1 -t FVt(1+i) = ∑ t =0 ∞ FVt(1+i)-t+ ∑ FVTc (1 + i ) t =Tc − ( t −TC ) (1 + i ) −TC ; (3.45) 24 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Tc - Thời gian của chu kỳ thiết kế, năm. Sau một số biến đổi ta sẽ được: Tc −1 PV∑ = FVTc (1 + i ) −(Tc −1) FVt (1+i) + ; i ∑ -t t =0 Tc −1 hoặc PV∑ = ∑ (3.46) FVTc β (Tc −1) FVtβ + ; i t t =0 (3.47) 10.2. Phân tích tài chính 1. Nguồn vốn của dự án Nguồn vốn của dự án có thể là vốn tự có hoặc vốn vay. Vốn tự có được huy động từ cổ phân và lãi của các doanh nghiệp. Vốn vay có thể được thực hiện từ nhiều nhiều nguồn khác nhau. Sơ đồ cơ cấu các nguồn vốn được thể hiện trên hình 3.5. Nguồn vốn Vố tự có Cổ phần Vốn vay Lãi CP thường CP ưu đãi Tín dụng Ngắn hạn Dài hạn Ngoài nước Trong nước Kho bạc ODA WB Hình 3.5. Sơ đồ cấu trúc nguồn vốn 2. Phương thức vay vốn Đối với các trường hợp vay vốn, cần xác định rõ các phương thức trả vốn và lãi. Có thể thực hiện vay vốn theo các hình thức cụ thể như sau: - Trả vốn không đổi hàng năm: số tiền vay được trả dần trong thời gian vay. Theo phương án này số tiền phải trả ở năm đầu tiên là: Vtr1 = Vvay t + lsVvay = Vtv1 + Vtl1 ; (3.48) Trong đó: Vtv1, Vtl – tiền trả vốn và trả lãi ở năm thứ nhất; t – thời hạn vay vốn, năm; ls – tỷ lệ lãi suất vay. Số tiền phải trả ở năm thứ hai: Vtr 2 = (Vvay − Vtv1 ) t −1 + ls (Vvay − Vtv1 ) = Vtv 2 + Vtl 2 (3.49) Vtv2, Vt2 – tiền trả vốn và trả lãi ở năm thứ 2 Số tiền phải trả ở năm thứ i: 25 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 i −1 Vtri = (Vvay − ∑Vtv (i−1) ) 1 i −1 + ls (Vvay − ∑Vtv (i−1) ) = Vtvi + Vtli (3.50) t − i −1 1 - Trả vốn cuối thời hạn, theo phương án này lãi sẽ được trả hàng năm, còn vốn thì được hoàn lại ở năm cuối do đó tiền trả lãi hàng năm là không đổi; - Trả vốn và lãi ở cuối thời hạn vay, tổng số tiền phải trả sẽ là: Vtr= =Vvay(1+ls)t (3.51) Vtr – tổng số cả vốn lẫn lãi phải trả ở cuối thời hạn vạy; - Tiền trả vốn + lãi hàng năm được xác định theo biểu thức: VV + l = Vvay .ls (3.52) 1 − (1 + ls ) − t 3. Phương thức tính chi phí khấu hao a, Trường hợp khấu hao tuyến tính chi phí khấu hao ở các năm là như nhau và bằng: Ckh = V0 − Vcl ; hay Ckh = kkh.V0 n (3.53) trong đó: V0, Vcl - vốn đầu tư ban đầu và vốn còn lại, đồng; n - thời gian khấu hao, năm; kkh - tỷ lệ khấu hao. b, Trường hợp khấu hao giảm dần, chi phí khấu hao ở năm đầu sẽ có giá trị cao nhất và giảm dần ở các năm tiếp theo. Giá trị chi phí khấu hao ở năm thứ t được xác định theo biểu thức: n +1− t Ckh.t = (V0 − Vcl ) n (3.54) t ; ∑ t =1 4. Dòng tiền của dự án Dòng tiền của dự án là hiệu giữa tất cả các khoản doanh thu và tất cả các chi phí cần thiết cho một dự án. Thường thì dòng tiền không thể xác định trước được mà phải dự báo, vì vậy đòi hỏi nhà đầu tư phải có sự phân tích, tính toán một cách khoa học trên cơ sở các dữ liệu tin cậy ban đầu. Phân biệt dòng tiền trước thuế và dòng tiền sau thuế, các giá trị này lại phụ thuộc vào phương thức đầu tư (chủ đầu tư không hay có vay vốn). a) Trường hợp không vay vốn * Dòng tiền trước thuế T1 bằng hiệu giữa doanh thu và chi phí (không kể chi phí khấu hao) T1 = B - C; (3.55) Doanh thu là số tiền thu được từ việc bán sản phẩm, đối với lưới điện nó được xác định như sau B = A.gb; (3.56) Trong đó B - doanh thu, đồng; A - sản lượng điện năng, kWh ; A = PM.TM gb - giá bán điện, đồng/kWh; PM- công suất tính toán của mạng điện, kW; TM - thời gian sử dụng công suất cực đại, h/năm. Chi phí bao gồm tất cả các khoản đầu tư trang thiết bị, khảo sát thiết kế, xây lắp công trình, chi phí vận hành, chi phí tổn thất (không kể chi phí khấu hao) và các chi phí khác. Lợi tức chịu thuế bằng hiệu giữa dòng tiền trước thuế T 1 và chi phí khấu hao Llt = T1 - Ckh; (3.57) Thuế lợi tức Tlt xác định theo thuế suất s: Tlt = Llt .s ; (3.58) * Dòng tiền sau thuế T2 bằng hiệu giữa dòng tiền trước thuế và thuế lợi tức T2 = T1 -Tlt; (3.59) b) Trường hợp có vay vốn 26 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Lợi tức chịu thuế sẽ là Lt = T1 - Ckh - Vtrl; (3.60) Dòng tiền sau thuế: T2 = T1 - Tlt - VV+l; (3.61) Trong đó VV+L = Trả vốn + trả lãi 5. Các chỉ tiêu cơ bản của dự án Các dự án thường được đánh giá theo các chỉ tiêu cơ bản sau: a. Giá trị thuần lãi suất Như đã biết, lãi suất là hiệu giữa doanh thu và chi phí. Những phương án có doanh thu lớn hơn chi phí là những phương án mang lại hiệu quả kinh tế. Tổng giá trị thuần lãi suất trong suốt đời sống dự án quy về thời điểm hiện tại ký hiệu là NPV (Net present value) sẽ là một trong những chỉ tiêu cơ bản để đánh giá các dự án, nó được xác định theo biểu thức: n NPV = ∑ ( Bt − Ct ) β t = t =0 n ∑ L .β t =0 t t ; (3.62) Trong đó: β - hệ số quy đổi, xác định theo biểu thức: β = 1/(1+i); i – hệ số chiết khấu. Nếu dự án có NPV < 0 thì có nghĩa là nó sẽ không thể mang lại hiệu quả kinh tế. Trong một số dự án khi doanh thu của các phương án được coi là như nhau thì phương án tối ưu sẽ là phương án có chi phí nhỏ nhất. Phương pháp này thường được áp dụng để giải các bài toán lựa chọn phương án tối ưu. b. Tỷ số giữa doanh thu và chi phí Khi các dự án có doanh thu và chi phí khác nhau, thì ta có thể dựa vào hiệu quả của một đồng vốn chi phí cho dự án để đánh giá và lựa chọn phương án: n B R= = C ∑ B .β t =0 n t t ∑ Ct .β t ; (3.63) t =0 Nếu R < 1 thì dự án sẽ bị loại bỏ, nếu R > 1 thì dự án sẽ được chấp nhận. Trong số các phương án so sánh phương án nào có giá trị R lớn nhất sẽ là phương án tối ưu. Tuy nhiên có những dự án có doanh thu không lớn nhưng chi phí cũng nhỏ nên có thể cho ta giá trị R lớn hơn các phương án khác. Bởi vậy xét một cách toàn diện, chỉ tiêu này không cho kết quả xếp hạng chính xác, nếu mức đầu tư của các dự án khác nhau. c. Hệ số hoàn vốn nội tại Hệ số hoàn vốn nội tại ký hiệu là IRR (Internal Rate of Return) chính là hệ số chiết khấu ứng với giá trị tổng lãi suất hiện tại NPV = 0 . n NPV = ∑ ( Bt − Ct )(1 + IRR) −t = 0 ; (3.64) t =0 Phương trình này có thể giải theo phương pháp gần đúng theo biểu thức: ΙRR = i1 + (i2 − i1 ) NPV1 ; NPV1 + NPV2 (3.65) i1, i2- các giá trị chiết khấu gần nhau nhất mà giá trị NPV bắt đầu đổi dấu. NPV1 , NPV2 - các giá trị tổng lãi suất ứng với i1 và i2. Nếu giá trị IRR lớn hơn giá trị chiết khấu mong muốn i 0 thì phương án có thể được chấp nhận, trường hợp ngược lại thì sẽ bị loại bỏ. Trong số các dự án nếu dự án nào có IRR max thì sẽ là dự án tối ưu. d. Thời gian hoàn vốn T Thời gian hoàn vốn (Pay back period), là thời gian mà tổng doanh thu bằng tổng chi phí, hay nói cách khác đó là thời gian mà tổng lãi suất bù đắp được chi phí của dự án. T NPV = ∑ ( Bt − Ct ) β t = 0 ; (3.66) t =0 Phương án có thời gian thu hồi vốn đầu tư nhỏ nhất sẽ là phương án tối ưu. Phương trình trên có thể giải gần đúng theo biểu thức: 27 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 T = tn + − NPV1 ; − NPV1 + NPV2 (3.67) tn - số năm tròn ngay trước khi đạt được giá trị NPV=0; NPV1, NPV2 - các giá trị ứng với thời gian tn và năm sau đó, tức là năm tn + 1. Như vậy phương pháp phân tích kinh tế - tài chính không chỉ cho phép ta lựa chọn được phương án đầu tư thích hợp mà còn cho phép đánh giá được hiệu quả kinh tế của từng phương án. 11.So sánh phương án cấp điện cho khu vực thưa dân cư bằng mạng điện đơn pha Đối với các vùng nông thôn miền núi không quá xa hệ thống điện quốc gia, thì có thể thực hiện phương án cung cấp điện bằng mạng đơn giản. Chúng ta so sánh 2 phương án: Mạng điện ba pha thông thường và mạng điện đơn pha một dây + đất (1D). a) Chi phí quy dẫn của mạng điện ba pha thông thường Để so sánh các phương án cung cấp điện bằng lưới ba pha thông thường và lưới đơn pha, ngoài các chi phí của đường dây như đã biết, ta cần xét đế chi phí cho hệ thống nối đất : Zd = pd(Vnđ+ Vd) + ∆A3fc∆ Trong đó: pd – hệ số sử dụng hiệu quả và khấu hao vốn đầu tư; Vd - vốn đầu tư cho đường dây Vnd- vốn đầu tư cho hệ thống nối đất ; Vốn đầu tư cho hệ thống nối đất được xác định theo biểu thức thực nghiệm: - Đối với mạng điện ba pha thông thường : Vnd = 2+0,025.S, triệu đ ; (4.29) S – công suất tính toán của mạng điện, kVA. ∆A3f – tổn thất điện năng ở mạng điện ba pha thông thường, được xác định theo biểu thức: ∆A3 f = 3I 2 ro .L.τ .10 −3 , kWh ; (4.30) r0 – điện trở tác dụng của 1km đường dây ; L – chiều dài đường dây, km ; τ – thời gian hao tổn cực đại, h. c∆ - giá thành tổn thất điện năng, đ/kWh ; I – dòng điện chạy trên đường dây ba pha thông thường, xác định theo biểu thức: I= S 3U S – công suất truyền tải trên đường dây, kVA; U – điện áp dây định mức, kV. b) Chi phí quy dẫn của mạng điện đơn pha dùng đất làm một dây dẫn Chi phí quy dẫn của mạng điện đơn pha bao gồm các thành phần: Chi phí cho hệ thống nối đất tăng cường, chi phí cho đường dây, chi phí phụ và chi phí tổn thất điện năng. Zd1 = pd(Vnđ1+ Vd1+ Vf) + ∆Ad1c∆ (4.31) Trong đó: Vd1 – vốn đầu tư của đường dây đơn pha; 28 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Vnđ1 – vốn đầu tư cho hệ thống nối đất tăng cường,phục vụ cho việc dẫn điện trong đất, có thể xác định theo biểu thức thực nghiệm sau : Vnđ1 = (3,5+0,015.S+0,003.S2)/Rtđ1, triệu đ ; (4.32) Rtđ1 – điện trở của hệ thống nối đất của mạng điện đơn pha, Ω. Rtđ1= Rtd-(0,0025.S+5.10-5S2); (4.33) Rtđ – điện trở của hệ thống nối đất bảo vệ ở mạng điện ba pha thông thường. Các biểu thức này chỉ áp dụng trong giới hạn công suất S ≤ 100 kVA, nếu công suất S lớn thì sẽ có sai số khi áp dụng các biểu thức thực nghiệm, cần kahi thác thêm các thông tin bổ sung để hiệu chỉnh. Vf – vốn đầu tư phụ dùng để chuyển đổi điện năng một pha về dạng ba pha , trong tính toán có thể lấy bằng 12% vốn đầu tư của mạng điện đơn pha (Vf=12%Vd1). Tổn thất điện năng trong mạng điện đơn pha được xác định theo biểu thức: ∆A1D = [ I d 1 .(ro + roe ).L.τ + I d 1 .Rtd 1.τ ].10 −3 2 I d1 = 2 S U (4.34) (4.35) r0e – điện trở của “dây đất”, xác định theo biểu thức (4.13). 14. Tính toán mạng điện trong nhà Những vấn đề chung Việc tính toán mạng điện trong nhà là để xác định tiết diện các đoạn dây, chọn các thiết bị bảo vệ và các tham số của chúng. Việc lựa chọn tiết diện dây dẫn và thiết bị nhất thiết phải tuân theo quy trình quy phạm hiện hành. Các dây dẫn cung cấp điện cho các thiết bị một pha (dây pha và dây trung tính) phải có tiết diện bằng nhau. Tiết diện dây bảo vệ PE không được nhỏ hơn tiết dây dây trung tính. Trong trường hợp chung có thể tham khảo cách chọn tiết diện dây dẫn cung cấp cho các thiết bị gia dụng theo quy định của IEC như bảng 5.1. Các số liệu trên sơ đồ cho biết tiết diện dây dẫn và dòng điện bảo vệ của các đoạn dây và thiết bị tương ứng. Trên sơ đồ nối các thiết bị mạng điện căn hộ (hình 5.10) có biểu thị các tham số của các thiết bị bảo vệ và tiết diện tối thiểu của dây dẫn của ở các đoạn tương ứng. Việc chọn dây cáp và bảo vệ phải thỏa mãn một số điều kiện đảm bảo an toàn cho thiết bị và người sử dụng. Dây dẫn phải: - Có khả năng làm việc bình thường với phụ tải cực đại và có khả năng chịu quá tải trong khoảng thời gian xác định; - Không gây ảnh hưởng xấu đến chế độ làm việc bình thường của các thiết bị khi có sự dao động điện ngắn hạn, ví dụ khi mở máy động cơ, sự đóng cắt các mạch điện v.v. Các thiết bị bảo vệ (aptomat, cầu chảy) phải: - Bảo vệ an toàn cho mạch điện (dây cáp, thanh cái v.v.) chống quá dòng điện (quá tải hoặc ngắn mạch); - Bảo đảm an toàn cho người sử dụng trong các tình huống tiếp xúc trực tiếp hoặc tiếp xúc gián tiếp. 14.1.Chọn dây dẫn Dây dẫn được chọn sao cho mạng điện có thể làm việc bình thường mà không gây sự quá nhiệt, muốn vậy giá trị dòng điện cực đại có thể xuất hiện trong mạch không được vượt quá giá trị dòng điện cho phép đối với từng loại dây dẫn. Sơ đồ khối (logigram) lựa chọn tiết diện dây dẫn và thiết bị bảo vệ mạng điện trong nhà được thể hiện trên hình 5.11. Dòng điện cho phép là giá trị lớn nhất mà dây dẫn có thể tải vô hạn định mà không làm ảnh hưởng đến tuổi thọ. 29 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Công suất cung cấp Spt Công suất ngắn mạch Sk Dòng làm việc cực đại IM Dòng ngắn mạch Ik(3) Dòng định mức của thiết bị bảo vệ In Dòng điện cắt của thiết bị bảo vệ Icắt Chọn Aptomat hoặc cầu chảy kc Điều kiện cách điện Chọn dy dẫn của mạch điện Hình 5.11. Sơ đồ thuật toán lựa chọn dây dẫn và thiết bị bảo vệ mạch điện trong nhà Kiểm tra hao tổn điện áp Sơ đồ TT Kiểm tra chế độ ổn định nhiệt Sơ đồ IT hoặc TN Kiểm tra LMax của mạch bảo vệ Khẳng định tiết diện dây dẫn Ứng với tiết diện xác định, dòng cho phép cực đại phụ thuộc vào một số tham số sau: - Kết cấu của cáp và đường dẫn (lõi Cu hoặc Al; cách điện PVC hoặc EPR v.v.; số dây dẫn hoạt động); - Nhiệt độ môi trường xung quanh; - Phương thức lắp đặt dây dẫn; - Ảnh hưởng của các mạch điện lân cận. Dây dẫn của mạng điện trong nhà được sử dụng là dây cáp hoặc dây cách điện. Tiết diện dây dẫn được lựa chọn theo dòng điện cho phép: IM ≤ Icp; (5.10) Trong đó: IM – giá trị dòng điện làm việc cực đại chạy trên dây dẫn, được xác định theo biểu thức: ntbi I M = k đt ∑ I lv.i (5.11) i =1 30 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Trong đó: Ilv.i – dòng điện làm việc của thiết bị thứ i; kđt – hệ số đồng thời, phụ thuộc vào công suất và số lượng thiết bị điện được cung cấp; ntbi – số lượng thiết bị được cung cấp bởi đoạn dây xét. Icp – giá trị dòng điện cho phép cực đại của dây dẫn chọn. Bảng 5.1. Số liệu về tiết diện dây dẫn và dòng điện bảo vệ cho các thiết bị gia dụng Loại thiết bị Tiết diện dây dẫn Công suất cực đại Dòng điện bảo vệ Ổ cắm Áptomat Cầu chảy Áptomat Cầu chảy Bình nóng lạnh Áptomat Cầu chảy Máy rửa bát đĩa Áptomat Cầu chảy Máy giặt Áptomat Cầu chảy Bếp điện Áptomat Cầu chảy Lò nướng Áptomat Cầu chảy Đèn Ghi chú: Tiết diện dây dẫn trong bảng ứng với dây đồng, nếu là dây nhôm là lấy số liệu trong ngoặc. Giá trị dòng phụ tải cho phép của dây dẫn được xác định theo biểu thức: Icp = khc. Icp.n (5.12) Trong đó: Icp - dòng điện cho phép ứng với từng loại dây dẫn, phụ thuộc vào nhiệt độ đốt nóng cho phép của chúng; Icp.n – dòng điện cho phép lâu dài của dây dẫn trong điều kiện bình thường; khc – hệ số hiệu chỉnh theo điều kiện thực tế: khc= k1k2.k3 (5.13) k1 – hệ số phụ thuộc vào phương thức lắp đặt dây dẫn (xem bảng 15.pl) k2 – hệ số phụ thuộc vào số lượng dây cáp đặt chung trong hào cáp (bảng 16.pl). k3 - hệ số hiệu chỉnh, phụ thuộc vào nhiệt độ trung bình thực tế tại nơi lắp đặt, có thể xác định theo bảng 17.pl. Bảng 5.2. Phương thức lắp đặt và loại dây dẫn được thể hiện thông qua mã chữ cái Loại dây dẫn Phương thức lắp đặt Mã chữ 31 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Dây cách điện hoặc cáp đa lõi Dây đơn hoặc cáp đa lõi Lắp đặt trong đường dẫn gắn trên tường cách nhiệt Lắp đặt trong đường dẫn gắn trên tường gỗ Khung treo có bề mặt tiếp xúc với tường hoặc trần, trên khay đục lỗ, Trong môi trường mở (thang cáp, dây treo cáp) A1, A2 B1, B2 C E, F, G Nếu cáp không mang đầy tải thì cho phép nó quá tải trong thời gian nhất định. Ví dụ cáp mang 80% phụ tải thì cho phép quá tải 30% trong thời gian không quá 5 ngày đêm. Theo phương pháp này tiết diện dây dẫn được chọn theo điều kiện: IM ≤ Icp. Giá trị dòng điện làm việc được xác định phụ thuộc vào loại mạng điện như sau: Mạng điện một pha Mạng điện 2 pha mắc theo đIện áp pha mạng điện 3 pha I lv = S ,A U ph I lv = S ,A 2.U ph I lv = S ,A 3.U n S – công suất truyền tải trên đường dây, kVA; Un, Uph – điện áp dây và điện áp pha, kV. Cáp sau khi chọn được kiểm tra: * Theo điều kiện hao tổn điện áp: Hao tổn điện áp thực tế trên đường dây không được vượt quá giá trị cho phép: P.r0 + Q.x 0 ∆U = l ≤ ∆U cP ; (5.15) Un P, Q - công suất tác dụng và phản kháng chạy trên đoạn cáp, kW và kVAr; r0 , x0 - suất điện trở tác dụng và phản kháng của đoạn cáp, Ω/km; l - chiều dài đoạn cáp, km; Un – điện áp định mức của đường dây, kV; ∆Ucp – hao tổn điện áp cho phép trên đoạn cáp, giá trị hao tổn điện áp cho phép trong mạng hạ áp từ thanh cái trạm biến áp phân phối đến đầu vào thiết bị là ∆Ucp = 5% đối với phụ tải chiếu sáng và ∆Ucp=7,5% đối với các phụ tải khác. * Kiểm tra chế độ ổn định nhiệt: Để đảm bảo chế độ ổn định nhiệt khi có dòng ngắn mạch chạy qua tiết diện của cáp phải lớn hơn giá trị tối thiểu xác định theo biểu thức: Fmin = I k tk ; Ct (5.16) Trong đó: Ik – giá trị dòng điện ngắn mạch ba pha chạy qua thiết bị, A; tk – thời gian tồn tại của dòng ngắn mạch, s; Ct – hệ số đặc trưng của dây cách điện, phụ thuộc vào vật liệu dẫn điện cho trong 25.pl. Trong trường hợp thiếu thông tin có thể lấy giá trị trung bình theo bảng 5.3. Bảng 5.3. Bảng giá trị hệ số Ct Cách điện Dân đồng Dây nhôm PVC (Polychlorure vinyle) 115 76 PR (Polyethylene reticulé) 143 94 14.2 Chọn thiết bị bảo vệ Cơ sở lý thuyết Các thiết bị bảo vệ được đặt tại đầu tuyến dây, chúng sẽ cắt dòng điện trong khoảng thời gian nhỏ hơn giá trị theo đường đặc tuyến quá nhiệt I2.t của dây cáp (hình 5.12). Sau khi xẩy ra ngắn mạch trong vòng 5 giây, các đặc tuyến của dây dẫn cách điện có thể được xác định gần đúng theo biểu thức: I k2 .t k = Ct2 F 2 ; (5.17) 32 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Trong đó: Ik – giá trị dòng ngắn mạch chạy qua dây dẫn, A; tk – thời gian dòng ngắn mạch đi qua, s; tk ≤ 5s; F – tiết diện dây dẫn cách điện, mm2. Trên hình 5.12 biểu thị đặc tuyến của các thiết bị bảo vệ: aptomat và cầu chảy. Như biểu thị trên hình 5.12, thiết bị bảo vệ cho phép dây cáp tải dòng làm việc cực đại vô thời hạn, khi bị quá tải, thiết bị bảo vệ sẽ cắt mạch sau khoảng thời gian xác định theo đoạn đặc tuyến chống quá tải, trong trường hợp xẩy ra sự cố ngắn mạch, thiết bị sẽ tác động trong khoảng thời gian xác định theo đoạn đặc tuyến bảo vệ chống ngắn mạch. Ứng với tiết diện dây dẫn xác định, giá trị dòng điện cho phép Icp sẽ thay đổi phụ thuộc vào nhiệt độ trung bình của môi trường xung quanh, (nếu nhiệt độ trung bình cao thì giá trị Icp sẽ giảm). Trên hình 5.13 biểu thị sơ đồ các mức dòng xác định đặc tính bảo vệ của aptomat hoặc cầu chảy. Điều kiện để các thiết bị bảo vệ tác động chính xác là: - Dòng định mức của thiết bị In bảo vệ lớn hơn dòng làm việc cực đại, nhưng nhỏ hơn dòng cho phép của dây dẫn, tức là: IM ≤ In ≤ Icp, (vùng a hình 5.13); - Dòng khởi động của bảo vệ Ikđ phải nhỏ hơn 1,45 lần dòng cho phép: Ikđ < 1,45 Icp, (vùng b hình 5.13); - Dòng cắt cho phép lớn nhất của thiết bị phải lớn hơn dòng sự cố (dòng ngắn mạch ba pha) lớn nhất tại điểm đặt thiết bị bảo vệ: Icắt > ISC, (vùng c hình 5.13). (ISC=Ik(3)). t Dòng tải cực đại Quá tải tạm thời t Đặc tuyến I2t của dây cáp Bảo vệ chống quá tải Bảo vệ chống ngắn mạch Đặc tuyến I2t của dây cáp Dòng tải cực Quá đại tải tạm thời Đặc tuyến bảo vệ của cầu chảy b) a) IM In Icp Icắt I IM In Icp I Hình 5.12. Đặc tuyến bảo vệ của thiết bị bảo vệ: a) Aptomat; b) Cầu chảy IM – dòng làm việc cực đại; In – dòng định mức có thể điều chỉnh của thiết bị bảo vệ; Icp – dòng điện cho phép; Icắt – dòng cắt định mức của thiết bị bảo vệ. 14.2.1. Chọn cầu chảy Yêu cầu khi chọn dây chảy là: - Ở điều kiện làm việc bình thường phải đảm bảo dẫn điện liên tục và an toàn. - Lúc sự cố phải lập tức cắt điện và chỉ cắt mạch nơi có sự cố. - Bảo đảm tính chọn lọc: khi sự cố, đường dây nhánh phía sau phải được cắt trước đường dây chính. Phụ tải Đường cáp INCLUDEPICTURE "http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/3/3a/Gluehlampe_01_KMJ.jpg/100px-Gluehla 1,45Icp Icp IM In Vùng a Ikđ Vùng b 33 Thiết bị bảo vệ Ik Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Hình 5.13. Các mức dòng xác định đặc tính bảo vệ của aptomat hoặc cầu chảy * Đối với phụ tải không có dòng điện nhảy vọt Điều kiện chọn cầu chảy: - Dòng định mức của cầu chảy được xác định trong khoảng: IM ≤ In ≤ I cp kc (5.18) và dòng cắt: Icắt ≥ ISC; (5.19) Trong đó: kc – hệ số phụ thuộc vào loại cầu chảy, Bảng 5.4. Tham số Giá trị của hệ số kc đối với loại GL In, A 10 10÷ 25 kc 1,31 1,21 > 25 1,1 Dòng khởi động của dây chảy Idc có thể được xác định theo biểu thức: Idc = k2c.In; (5.21) Trong đó: k2c – hệ số phụ thuộc vào loại cầu chảy, có giá trị trong khoảng 1,6÷1,9. * Đối với phụ tải có dòng điện nhảy vọt dây chảy phải được chọn sao cho không bị chảy trong thời gian khởi động (khoảng 10 s). Điều kiện chọn dây chảy phụ thuộc vào chế độ khởi động động cơ: I mm ≤ I dc ≤ 1,45.I cp αm (5.22) Imm – dòng mở máy động cơ: Imm= kmmIn.đc; kmm – hệ số mở máy động cơ; In.đc – dòng định mức của động cơ. αm - là hệ số phụ thuộc vào điều kiện khởi động, cho trong bảng 5.9. Bảng 5.5. Giá trị của hệ số αm Đặc điểm khởi động Nặng nề Ngắn hạn 1,6 2 Giá trị của αm Nhẹ 2,5 * Đối với cầu chảy bảo vệ đường dây chính, trên đó có các động cơ điện dây chảy chọn giá trị lớn nhất của một trong 2 điều kiện sau: n I dc ≥ k đt ∑ I n (5.23) 1 I dc ≥ n −1 I mm.Max + k đt ∑ I n αm 1 ; (5.24) kđt - hệ số đồng thời; n ∑ In - tổng các dòng điện định mức của cả nhóm; ImmMax - dòng điện khởi động lớn nhất của một động cơ; 1 34 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 n −1 ∑ In - tổng các dòng điện định mức trừ động cơ lớn nhất. Giá trị lớn trong 2 điều kiện trên sẽ được chọn làm dòng khởi động của dây chảy theo giá trị gần nhất về phía trên của thang dây chảy. * Cầu chảy bảo vệ nhánh dây các thiết bị làm việc theo chế độ ngắn hạn lặp lại như máy biến áp hàn: Dòng khởi động của dây chảy được xác định theo điều kiện: 1 ε Idc ≥ 1,2 In.tb n , (5.25) In.tb - dòng điện định mức của thiết bị; εn - hệ số tiếp điện định mức. Các tham số kỹ thuật của cầu chảy được biểu thị trong bảng 19.pl. 14.2.2 Chọn Aptomat Aptomat có hai phần tử bảo vệ là cuộn điện từ và rơle nhiệt. Cuộn điện từ dùng để bảo vệ chống dòng điện ngắn mạch, còn rơle nhiệt dùng để bảo vệ chống quá tải. Đặc tính bảo vệ của aptomat cũng tương tự như đặc tính bảo vệ của cầu chảy. Dòng khởi động của phần tử nhiệt aptomat cũng được chọn giống như đối với cầu chảy theo biểu thức (5.23 và 5.24). Dòng định mức của áptômát phải thoả mãn điều kiện (5.18). Dòng khởi động cắt nhanh của cuộn điện từ của áptômát phải thoả mản điều kiện: IkđCN ≥ (1,25 ÷ 1,5) Imm (5.26) Sự phù hợp giữa dòng khởi động của thiết bị bảo vệ và dòng cho phép của dây dẫn cũng có thể được kiểm tra theo điều kiện sau: khcIcp ≥ kbvIkđ (5.27) Icp - dòng điện cho phép lâu dài của dây dẫn ở điều kiện lắp đặt bình thường; khc - hệ số hiệu chỉnh tính đến sự thay đổi của điều kiện lắp đặt, (k hc=k1.k2.k3); kbv - bội số dòng điện cho phép, phụ thuộc vào mạng điện và điều kiện bảo vệ cho trong bảng 5.6 sau. Bảng 5.6. Giá trị của bội số dòng điện cho phép kbv Mạng điện cần bảo vệ quá tải không Dây cách điện cao su cáp Giá trị dòng điện khởi động của thiết cần Nơi đặt có nguy cơ Nơi đặt cách bị bảo vệ bảo vệ hoả hoạn b.thường điện Ikđ qúa tải Dòng định mức dây chảy 1,25 1 1 0,3 Dòng kđ của Apt. chỉ có bộ phân tác 1,25 1 1 0,22 động nhanh Dòng đ.mức của móc bảo vệ không 1 1 1 1 điều chỉnh In của móc bảo vệ có điều chỉnh phụ 1,0 1,0 0,8 0,66 thuộc ngược 15. Sơ đồ mạng điện phân phối cung cấp cho các xí nghiệp công nghiệp 15.1. Sơ đồ hình tia 35 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Trong sơ đồ hình tia (hình 6.1) các trạm biến áp được cung cấp bởi các đường dây độc lập. Các trạm phân phối (TPP) có thể được bố trí phụ thuộc vào vị trí, số lượng và công suất của các trạm biến áp. Đôi khi các trạm phân phối được xây dựng chung trong trạm biến áp phân xưởng. Các trạm biến áp phân xưởng được cung cấp điện từ thanh cái chính (TCC), được xây dựng với hai phân đoạn (TCC1 và TCC2). Ở chế độ làm việc bình thường mỗi trạm biến áp phân xưởng được cung cấp từ một phân đoạn TCC, khi xẩy ra sự cố mất điện hoặc sửa chữa, thì các máy cắt liên lạc (MCL) sẽ đóng mạch để cấp điện từ phân đoạn thanh cái kia. Như vậy ở chế độ bình thường các máy cắt liên lạc sẽ luôn ở trạng thái mở và chúng chỉ được đưa vào hoạt động khi có tín hiệu đóng dự phòng. Các phụ tải loại 3 được cung cấp điện từ trạm phân phối 3, nơi không có nguồn dự phòng. Sơ đồ hình tia có độ tin cậy cung cấp điện khá cao, nhưng đòi hỏi vốn đầu tư lơn cho các thiết bị phân phối cao áp, các đường dây và trạm phân phối. DCL DCL MC1 TCC1 MC2 MCL TCC2 MCL TPP1 TBA1 TBA2 MCL TPP2 TBA4 TPP3 TBA8 Hình 6.1. Sơ đồ hình tia 15.2. Sơ đồ hình tia với nguồn dự phòng từ đường cáp đi qua DCL được áp dụng đối với phụ tải loại hai. Tiết diện dây cáp Sơ đồ hình tia dự phòng bằng DCLđường dây cáp đi qua thường được chọn ứng với công suất lớnMC1 nhất trong số các trạm biến áp phân MC2 xưởng. Khi có sự cố mất điện ở một trong các trạm MCL biến áp, thì người TCC1 vận hành sẽ đóng cầu dao dự phòng nối với đường cáp (đường TCC2 chấm chấm trên sơ đồ hình 6.2 ). Sơ đồ này thường áp dụng đối với phụ tải loại I, khi yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện cao. ĐDDP TBA1 TBA2 TBA3 TBA4 TBA5 36 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Hình 6.2. Sơ đồ hình tia có đường dây dự phòng 15.3. Sơ đồ đường trục phân nhánh Khác với sơ đồ hình tia, sơ đồ đường trục phân nhánh cung cấp điện cho các trạm biến áp phân xưởng bằng các nhánh rẽ (hình 6.3). Điện năng truyền tải theo đường trục lấy từ thanh cái của trạm biến áp trung gian và phân phối cho các trạm biến áp. Như vậy sơ đồ cho phép tiết kiệm được các thiết bị và đường dây phân phối, tuy nhiên độ tin cậy cung cấp điện bị giảm. Để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện người ta bố trí dự phòng từ phía hạ áp của các trạm biến áp được cung cấp điện bởi các đường trục khác nhau (hình 6.4). 15.4. Sơ đồ cung cấp điện bởi các đường trục đơn với đường trục dự phòng chung Trên hình 6.4 biểu thị sơ đồ cung cấp điện bởi các đường trục đơn với đường trục dự phòng TBA1 TBA2 TBA3 TBA4 chung. Ở chế độ bình thường nhóm các máy biến áp phân xưởng được cung cấp từ các đường trục làm việc, khi có sự cố xẩy ra đối với một trong các đường trục, thì đoạn dây sự cố sẽ bị cắt ra và sự Hình 6.3. Sơ đồ đường trục phân nhánh không có đường dây dự phòng cung cấp điện cho phụ tải được thực hiện bởi đường trục dự phòng. TBA1 TBA2 TBA3 TBA4 Hình 6.4. Sơ đồ cung cấp điện bởi các đường trục đơn với đường dây dự phòng phía hạ áp TBA5 TBA6 TBA7 TBA8 37 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 DCL DCL TCC1 MC1 MCL MC2 TCC2 ĐDDP Hình 6.5 Sơ đồ cung cấp điện bởi các đường trục đơn với đường trục dự phòng Nhược điểm cơ bản của sơ đồ này là đường dây dự phòng không được sử dụng cho việc truyền tải điện năng ở chế độ bình thường, do đó gây lãng phí. 15.5. Sơ đồ cung cấp điện bởi đường trục mạch vòng Sơ đồ mạch vòng (hình 6.6) thường được áp dụng cung cấp điện cho các hộ phụ tải loại 2. Các máy biến áp phân xưởng được cung cấp điện bởi đường trục khép kin. Mỗi đầu đường trục được cấp điện từ các phân đoạn độc lập. Trong thực tế thường sơ đồ mạch vòng làm việc theo chế độ vận hành hở, tức là máy cắt liên lạc luôn ở trạng thái mở và chỉ đóng khi có sự cố trên các đường trục. 38 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 DCL DCL MC1 TCC1 MCL MC2 TCC2 MCL Hình 6.6. Sơ đồ cung cấp điện bởi đường trục mạch vòng 16. Một số khái niệm cơ bản về độ tin cậy Hỏng hóc là sự kiện phá vỡ khả năng làm việc bình thường của các thiết bị. Trong quá trình làm việc, do nhiều nguyên nhân khác nhau, các thiết bị có thể sẽ không đảm bảo được chức năng mà chúng đảm nhận và sẽ dẫn đến sự ngừng làm việc, thậm chí có thể dẫn đến sự đào thải. Sự cố là những hỏng hóc ngẫu nhiên của thiết bị, gây gián đoạn cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ. Sự cố gây ảnh hưởng đến một bộ phận nhỏ của hệ thống điện gọi là sự cố cục bộ, còn sự cố gây ảnh hưởng trầm trọng đến nhiều phần tử của hệ thống điện gọi là sự cố hệ thống. 39 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Thời gian làm việc an toàn của thiết bị là một đại lượng ngẫu nhiên (T), đặc trưng cho khoảng thời gian từ khi thiết bị làm việc đến khi xuất hiện sự cố đầu tiên. Độ tin cậy cung cấp điện là khả năng hệ thống đảm bảo cung cấp điện liên tục và chất lượng cho các hộ dùng điện dưới tác động của các nhân tố khác nhau. Để đánh giá độ tin cậy người ta dựa trên các chỉ tiêu cơ bản sau: 1. Xác suất làm việc tin cậy và xác suất không tin cậy Gọi T là đại lượng ngẫu nhiên đặc trưng cho khoảng thời gian từ khi bắt đầu vận hành đến khi xẩy ra sự cố đầu tiên. Xác suất để trong khoảng thời gian quan sát t (ví dụ trong một năm) không xảy ra sự cố, tức là p(T ≥ t) gọi là xác suất làm việc tin cậy, hay gọi tắt là xác suất tin cậy p(t). Xác suất tin cậy là hàm đơn điệu giảm dần theo thời gian, khi t = 0 thì p = 1 (hình 6.19). Xác suất không tin cậy là xác suất sự kiện hỏng hóc xảy ra sớm hơn khoảng thời gian xét. q(t) = p (T 0 có xác suất tin cậy p(t). Ta có thể biểu thị sự kiện này như sau: R(t) = kS. p(t) = kS.e-λt ; (6.21) Bảng 6.1. Thông số về độ tin cậy của các phần tử mạng điện (ứng với thời gian xét 1 năm) Phần tử Đ.Dây điện áp (cho Cáp (cho 1km) TBATG:U1/U2 TBATT 1km) U/0,4 11 35 35 35 22 10÷2 0,4 35 10÷2 0,4 110 0 2 2 λ , 103 tf , h 7,5 12 6,4 5 24 4,5 24 52,5 8 3 50 4,5 40 12 24 12 330 7,5 300 4,5 200 6 70 T.bị PP 10 T .cái MC 7,5 50 9,75 8 1,05 16 17. 1.Vai trò của công suất phản kháng của mạng điện 41 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 17.1.1 Bản chất của công suất phản kháng Đối với mạng điện xoay chiều khi có sự hiện diện của thành phần cảm kháng, sự biến đổi của điện áp và dòng điện theo thời gian được thể hiện theo biểu thức: u(t)=Umsin (ωt - θ); (6.41) i(t) =Imsin((ωt) (6.42) Trong đó: u và i là điện áp và dòng điện xoay chiều; θ - góc lệch pha thay đổi do sự hiện diện của thành phần phản kháng của phụ tải. Um, Im- biên độ của điện áp và dòng điện; ω = 2.π.f; f – tần số. Công suất phản kháng được hiểu là tích của điện áp và dòng điện khi sự lệch pha giữa hai đại lượng này là 90 0, tức là: i ' (t ) = I m sin(ωt + π ) 2 (6.43) q(t)= u(t).i’(t) Như vậy công suất phản kháng có giá trị: q (t ) = U m sin(ωt + θ ).I m sin(ωt + π ) = U.I.sin(θ) + U.I.cos(2ωt-θ). 2 (6.44) Biểu đồ biến đổi của các đại lượng u, i và q theo thời gian được thể hiện trên hình 6.23. Giá trị trung bình của công suất phản kháng trong n chu kỳ T được xác định: Q= 1 nT nT ∫ q(t )dt = U .I . sin(θ ) ; (6.45) 0 T – chu kỳ. (+) (+) (+) (-) (-) (+) (-) (-) Hình 6.23. Biểu đồ biến đổi của điện áp, dòng điện và công suất phản kháng theo thời gian 42 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 (+) (+) (+) (+) (+) (+) (-) (-) (-) (+) (+) (-) (-) (-) (-) Hình 6.24. Biểu đồ biến đổi của điện áp, dòng điện và công suất phản kháng theo thời gian khi phụ tải không có thành phần cảm kháng (góc θ = 0). Điện năng phản kháng được xác định theo biểu thức: Aq = ∫ q (t )dt (6.46) Nếu ở phụ tải không có thành phần cảm kháng, thì góc θ = 0, khi đó biểu đồ biến đổi của công suất phản kháng trong trường hợp này được thể hiện trên hình 6.24. Phân tích biểu đồ công suất phản kháng ta thấy ở nửa chu kỳ đầu công suất phản kháng mang dấu (+), còn ở nửa chu kỳ sau nó lại mang dấu (-). Như vậy giá trị trung bình trong một chu kỳ biến đổi sẽ bằng 0, tức là mặc dù vẫn có sự hiện diện của công suất phản kháng nhưng không có sự tiêu thụ điện năng phản kháng (A q =0). 17.1.2. Sự tiêu thụ công suất phản kháng của các thiết bị điện Lượng công suất phản kháng mà các thiết bị điện tiêu thụ phụ thuộc vào đặc tính của chúng, các động cơ không đồng bộ, máy biến áp vv… là những thiết bị tiêu thụ nhiều công suất phản kháng. Công suất phản kháng mà động cơ không đồng bộ tiêu thụ từ lưới điện xác định như sau: xp % 2 U U I % Q = S n  0 [0,7 + 0,3.( ) 5 ] + k mt } (6.47) Un Un 100  100 trong đó: I0% - dòng điện không tải khi điện áp định mức; xρ% - điện trở kháng của stato và roto quy về công suất toàn phần; kmt - hệ số mang tải; Sn - công suất định mức của động cơ; Un- điện áp định mức của động cơ. Lượng công suất phản kháng tiêu thụ bởi thiết bị điện cũng có thể xác định theo biểu thức: Q = Q0 + (Qn- Q0) k2mt ; (6.48) trong đó: Q0 - công suất phản kháng lúc động cơ làm việc không tải; Qn - công suất phản kháng lúc động cơ làm việc với tải định mức; kmt – hệ số mang tải của thiết bị điện. Thông thường thành phấn công suất phản kháng Q 0 chiếm tới gần 70% tổng công suất phản kháng mà thiết bị tiêu thụ: Q0 = (60 ÷70)% Qn. Biểu thị hệ số công suất cosϕ của động cơ dưới dạng hàm của hệ số mang tải: 43 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 cos ϕ = P = S 1  Q + (Qn − Q0 )k mt2  1+  0  Pn k mt   2 (6.49) Từ biểu thức trên ta thấy, nếu động cơ làm việc non tải (kmt bé) thì cosϕ sẽ thấp. Phân tích biểu thức (6.48) ta thấy chế độ làm việc của động cơ có ảnh hưởng rất lớn đến sự tiêu thụ công suất phản kháng và cũng có nghĩa là ảnh hưởng đến giá trị của hệ số cos ϕ. Chế độ làm việc tốt nhất là khi hệ số mang tải bằng 1, lúc đó sự tiêu thụ công suất phản kháng sẽ có giá trị nhỏ nhất. Các kết quả nghiên cứu thực nghiệm cho thấy đặc tính tiêu thụ công suất phản kháng của các thiết bị điện phụ thuộc vào giá trị điện áp, mà có thể biểu thị dưới dạng tổng quát sau: Q* = A + BU* + C(U*) 2 Trong đó: A, B, C là các hệ số hồi quy. Dấu (*) biểu thị đại lượng tính trong hệ đơn vị tương đối. Tốc độ biến thiên của các đặc tính được biểu thị bởi giá trị: q= ∂Q * = B + 2CU * ∂U * (6.50) và được gọi là hiệu ứng điều chỉnh phụ tải phản kháng theo điện áp. Khi điện áp trong lưới tăng thì hiệu ứng điều chỉnh q cũng sẽ tăng. Ví dụ đối với động cơ lớn hơn 20 kW với hệ số mang tải k m t =0,75 và U* = 0,9 thì q = 1,15; khi U* = 1 thì q = 2,25 và khi U* = 1,1 thì q=4,31. Trong tính toán thực tế, với những dao động nhỏ của điện áp thì q=2÷3 (giới hạn dưới ứng với động cơ công suất lớn). Độ tăng công suất phản kháng có thể tính gần đúng như sau: ∆Q = 0,01.q.vd.Q (6.51) Trong đó: vd – biên độ thay đổi của điện áp, % Q – giá trị công suất phản kháng khi điện áp bằng giá trị định mức: U = U n. Công suất phản kháng mà động cơ không đồng bộ tiêu thụ có thể được xác định theo biểu thức: Q=K U2 f .V . µt Trong đó: K – hằng số; U – điện áp; µt – hệ số dẫn từ của mạch từ; f – tần số của dòng điện; V – thể tích mạch từ. Từ biểu thức trên ta thấy rằng, công suất phản kháng Q tỷ lệ với bình phương điện áp U, vì vậy nếu giảm U thì Q giảm đi rõ rệt và do đó cosϕ của động cơ tăng lên. 17.2. Ảnh hưởng của hệ số công suất cosϕ đối với các tham số kinh tế-kỹ thuật của mạng điện Mức độ tiêu thụ công suất phản kháng được đánh giá bởi hệ số công suất, xác định bởi tỷ số giữa công suất tác dụng (P) và công suất biểu kiến (S): cosϕ=P/S. P P cos ϕ = = ; (6.52) S 3UI Để thuận tiện cho việc phân tích và tính toán, đôi khi người ta thường dùng khái niệm hệ số công suất phản kháng (tg ϕ) thay cho hệ số công suất (cosϕ), đó là tỷ lệ giữa công suất phản kháng và công suất tác dụng: tgϕ = Q/P. Tuy nhiên hệ số tgϕ chỉ áp dụng trong các bước tính trung gian, kết quả cuối cùng lại được trả về hệ số cosϕ tương ứng. 44 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Khi cosϕ của thiết bị điện càng lớn, tức là mức độ tiêu thụ công suất phản kháng càng bé, vì vậy làm cho mức độ yêu cầu về Q từ lưới ít, nó góp phần cải tiện chế độ làm việc của lưới. Hệ số cosϕ của các hộ tiêu thụ lại phụ thuộc vào chế độ làm việc của các phụ tải điện. Khi hệ số cosϕ thấp sẽ dẫn đến sự tăng công suất phản kháng, sự truyền tải công suất phản kháng trong mạng điện làm giảm sút các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của mạng điện như: a) Làm tăng tổn thất công suất và tăng đốt nóng dây dẫn Tổn thất công suất trong mạng điện được xác định theo biểu thức: P2 + Q2 (6.53) R =∆Pr +∆ Px U2 Khi truyền tải điện năng trong mạng điện cao áp do điện trở phản kháng lớn nên thành phần tổn hao công suất phản kháng thường lớn hơn thành phần tổn thất công suất tác dụng. Đặc biệt đối với máy biến áp thành phần tổn thất công suất phản kháng chiếm tỷ lệ rất lớn. Chẳng hạn đối với máy 320 kVA 10/0,4 thì ∆P%= 2,4 còn ∆Q% = 3,2 . b) Tăng tiết diện dây dẫn Khả năng truyền tải của đường dây và máy biến áp phụ thuộc vào điều kiện phát nóng cho phép, tức là phụ thuộc vào dòng điện cho phép của chúng. Dòng điện chạy qua dây dẫn và máy biến áp được xác định : ∆P = 3 I 2 R = I= 2 S P 2 +Q = 3⋅U 3U (6.54) Từ biểu thức trên chúng ta nhận thấy: Với cùng một điều kiện phát nóng nhất định của đường dây và máy biến áp với P = const, nếu tăng lượng công suất phản kháng Q buộc phải tăng tiết diện dây dẫn, do đó sẽ làm tăng chi phí của mạng điện. Theo số liệu tính toán, khi hệ số công suất giảm 20% (từ 1 xuống 0,8) thì lượng tổn thất công suất tăng lên khoảng 1,56 lần và khối lượng dây dẫn tăng lên 25%. Ví dụ minh hoạ dưới đây cho thấy ảnh hưởng của hệ số cosϕ đối với sự thay đổi của công suất toàn phần. P P 100 kW 100 kW a) cosϕ = 1 P = 100 kW Q=0 S = 100 kVA P Q 75 kVAr 100 kW Q 100 kVAr b) cosϕ = 0,8 P = 100 kW Q = 75 kVAr S = 125 kVA c) cosϕ = 0,7 P = 100 kW Q=100kVAr S = 141 kVA Kết quả tính toán ở ví dụ trên cho thấy khi hệ số cosϕ giảm từ 1 xuống 0,7 thì giá trị công suất toàn phần tăng lên 1,41 lần. c) Làm hạn chế khả năng truyền tải công suất tác dụng Cũng từ biểu thức (6.54) trên ta thấy, nếu vẫn giữ dòng I=const thì khi Q tăng buộc phải giảm P để đảm bảo điều kiện đốt nóng cho phép của các phần tử hệ thống điện. Còn nếu vẫn giưa nguyên giá trị P = const thì nếu công suất phản kháng quá lớn sẽ có thể gây quá tải cho các thiết bị điện vì công suất toàn phần S phải tăng lên. Điều đó sẽ làm giảm tuổi thọ thậm chí có thể phá huỷ thiết bị. Việc giảm công suất tác dụng sẽ làm giảm hiệu suất truyền tải của mạng điện. d) Không sử dụng hết khả năng của động cơ sơ cấp Khi tăng công suất phản kháng truyền tải sẽ dẫn tới hiện tượng không sử dụng hết khả năng của động cơ sơ cấp và máy phát vì để đảm bảo giá trị định mức của cosϕ thì công suất tác dụng phải giảm xuống. Nếu công suất phản kháng vượt quá giá trị định mức mà được xác định bởi cosϕn, thì tại nhà máy điện người ta buộc phải giảm công suất tác dụng của các máy phát để tránh sự đốt nóng quá mức của máy. e) Giảm chất lượng điện 45 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Tăng công suất phản kháng sẽ làm giảm chất lượng điện do tổn thất điện áp tăng và do dao động điện áp khi công suất phản kháng thay đổi. Như đã biết, tổn thất điện áp được xác định bởi biểu thức PR + QX ∆U = = ∆U r + ∆U x (6.55) U Thành phần tổn thất phản kháng ∆Ux tỷ lệ thuận với công suất phản kháng. Việc tăng công suất Q sẽ làm tăng đáng kể tổn thất điện áp, do đó làm giảm chất lượng điện. Điều đó làm tăng thêm chi phí do phải trang bị các cơ cấu điều chỉnh điện áp trong hệ thống. Khi chất lượng điện giảm quá mức cho phép sẽ dẫn đến sự thay đổi chế độ làm việc của các phần tử hệ thống điện. Sự thay đổi này có thể làm giảm năng suất của các thiết bị gây thiệt hại về kinh tế cho các ngành sản xuất. f) Tăng giá thành điện năng Sự truyền tải công suất phản kháng trong mạng điện đòi hỏi những chi phí gia tăng do đó là tăng giá thành điện năng. Sau đây chúng ta sẽ phân tích một cách chi tiết một số ảnh hưởng lớn của sự truyền tải công suất phản kháng đối với các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện. 18.1. Xác định công suất của các thiết bị bù Công suất của thiết bị bù cần thiết để nâng hệ số công suất từ cosϕ1 lên cosϕ2 được xác định theo biểu thức: Qb = P(tgϕ1 - tgϕ2) = P.kq, kVAr ; (6.58) Với P là công suất tác dụng của phụ tải, kW. Giá trị hệ số kq được tính sẵn và cho trong phụ lục. Khi đã biết tổng công suất bù của toàn xí nghiệp thì có thể phân bố tối ưu công suất bù giữa các phân xưởng. Giả sử dung lượng bù tối ưu tại điểm nút A (hình 6.26) đã được xác định, nếu cần phải đặt các cơ cấu bù tại các nhánh khác nhau thì bài toán lại tiếp tục được giải với hàm mục tiêu là cực tiểu hóa giá trị hao tổn công suất ∆P ∆P = Σ(Qi − Qbi ) 2 Ri → min ; U2 (6.59) Trong đó: Qi, Qbi - phụ tải phản kháng và công suất cần bù tại điểm i, kVAr; Ri – điện trở tác dụng của nhánh thứ i, Ω; U – điện áp của mạng, kV. Q = ∑Qi ; Qb = ∑Qbi. Hình 6.26. Sơ đồ bù trong mạng điện hình tia Lấy đạo hàm: Qb S=P+jQ A P1+jQ1 Qb1 Pi+jQi Qbi Pm+jQm Qbm ∂∆P =0; ∂Qbi Giải hệ phương trình theo Qbi ta được các giá trị bù tối ưu: Qbi = Qi − (Q − Qb ) Rtd ; Ri Rtd - Điện trở tương đương của mạng điện song song: 1 1 =∑ ; Rtd Ri (6.60) (6.61) 18.2. Đánh giá hiệu quả bù công suất phản kháng Hiệu quả bù công suất phản kháng có thể đánh giá trên cơ sở so sánh lượng điện năng tiết kiệm được do việc lắp đặt các thiết bị bù. 46 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Thành phần tổn thất công suất tác dụng do dòng điện phản kháng gây ra: - Trước khi bù: - Sau khi bù: Q ∆P1 = ( ) 2 R.10−3 , kW ; U Q − Qb 2 ∆P2 = ( ) R.10−3 ; U (6.62) (6.63) Lượng công suất tiết kiệm được do bù là: δP = ∆P1 − ∆P2 = QQb R Q (2 − b ) 2 U Q (6.64) Giá trị công suất tiết kiệm được trên một đơn vị công suất bù: k dl = do Q δP QR = 2 (2 − b ) , kW/kVAr; Qb U Q (6.65) Qb ≤ 1 nên ta có thể viết: Q (1 ÷ 2)QR ; (6.66) U2 Từ biểu thức trên ta nhận thấy là hiệu quả bù sẽ cao khi: - Phụ tải phản kháng trong mạng điện lớn, (Q lớn); - Vị trí của cơ cấu bù cách xa nguồn, ( R lớn); - Điện áp của mạng điện thấp. Những nhận xét trên cho phép ta lựa chọn vị trí đặt bù hợp lý và hiệu quả nhất, tuy nhiên để có thể xác định được vị trí và dung lượng bù tối ưu cần tiến hành giải bài toán kinh tế – kỹ thuật. 19. Hệ số mang tải tối ưu của máy biến áp Chi phí quy đổi của trạm biến áp được xác định theo biểu thức: k dl = Z B = pbVB + (∆P0t + ∆Pk S2 τ )c∆ ; 2 S nB (7.11) Trong đó: pB – hệ số khấu hao và sử dụng hiệu quả vốn đầu tư trạm biến áp; VB – vốn đầu tư trạm biến áp, đồng; ∆Pk; ∆P0 – tổn thất ngắn mạch và tổn thất không tải của máy biến áp, kW; S – phụ tải của máy biến áp, kVA; SnB – công suất định mức của máy biến áp, kVA; t và τ – thời gian vận hành và thời gian tổn thất cực đại của máy biến áp, h. ZB Suất chi phí trên một đơn vị công suất: 4 Z pV ∆P t.c ∆P τ .c S 2 cB = B = b B + 0 ∆ + k ∆ ( ) (7.12) ZB.min S S S S SnB Hình 7.7. Biểu đồ chi phí của trạm biến áp 2 ZB=f(S) 1 1 – chi phí vốn đầu tư; 2 – chi phí tổn thất trong các cuộn dây; 3 3 – chi phí tổn thất trong lõi thép; 4 – tổng chi phí của trạm biến áp 30 50 Skt70 Theo điều kiện cực tiểu suất chi phí, lấy đạo hàm (7.12), S 90 MVA 47 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 ∂cB / ∂S = 0 và giải phương trình tìm được ta có thể xác định được công suất tối ưu (công suất kinh tế) của máy biến áp theo biểu thức: S kt = S nB pbVB + ∆P0t.c∆ ∆Pkτ .c∆ (7.13) Khi đó hệ số mang tải tối ưu của máy biến áp sẽ là: S kmt .kt = kt 100% S nB (7.14) Có thể dễ dàng nhận thấy chi phí quy dẫn của trạm biến áp gồm ba thành phần: chi phí cho vốn đầu tư, tổn thất trong các cuộn dây và tổn thất trong lõi thép. Các kết quả khảo sát và tính toán đối với trạm biến áp 110 kV công suất 40 MVA cho thấy ứng với phụ tải tối ưu (S kt=67,5 MVA) thành phần cho phí vốn đầu tư chiếm khoảng 46%, chi phí tổn thất trong các cuộn dây – 44% và chi phí tổn thất trong lõi thép – 10% (hình 7.7). Từ biểu thức (7.14) ta thấy công suất tối ưu của máy biến áp phụ thuộc vào các tham số, các chỉ tiêu kinh tế, đặc tính của phụ tải và giá thành điện năng. Theo số liệu thống kê và kết quả tính toán hệ số mang tải tối ưu của một số máy biến áp cho trong bảng sau: Bảng 7.1. Các đặc tính tối ưu của máy biến áp 35 kV 110 kV Công suất Sn, kmt.kt, % suất chi phí Công suất Sn, kmt.kt, % suất chi phí MVA $/kVA.năm MVA $/kVA.năm 2,5 156 1,41 6,3 180 1,38 4 160 1,08 10 186 1,07 6,3 150 0,90 16 177 0,90 10 140 0,89 25 178 0,83 16 139 0,76 40 169 0,71 25 131 0,63 63 156 0,62 Phân tích các kết quả tính toán, ta thấy công suất tối ưu của phụ tải máy biến áp lớn hơn công suất định mức của chúng. Tuy nhiên các máy biến áp đồng thời phải làm việc theo các điều kiện kỹ thuật, đặc biệt là nhiệt độ đốt nóng cho phép, vì vậy trong thực tế các máy biến áp không thể làm việc ở chế độ mang tải tối ưu. Các kết quả tính toán cũng cho thấy phụ tải tối ưu của máy biến áp đạt được khi tổn thất không tải bằng tổn thất ngắn mạch, tức là khi ∆P0 = ∆Pk. 20. Các vấn đề cơ bản về thiết kế chiếu sáng đường phố Các tiêu chuẩn về chất lượng chiếu sáng đường bộ yêu cầu đảm bảo cho phép thị giác phản ứng nhanh chóng, chính xác và tiện nghi. Để đạt được điều đó cần lưu ý: 1) Độ chói mặt đường Đại lượng quang học tác động trực tiếp đến người lái xe là độ chói. Độ chói trung bình của mặt đường do người lái xe quan sát khi nhìn mặt đường ở tầm xa 170m xét khi thời tiết khô. Phạm vi quan sát mặt đường được xét đến dưới góc 0,5o đến 1,5o và trải dài từ 60 đến 170 m từ vị trí người lái xe (hình 7.9). Mức độ yêu cầu phụ thuộc vào loại đường (mật độ giao thông, tốc độ, vùng đô thị hay nông thôn…) trong các điều kiện làm việc bình thường. 1,50 60m 10 170m 0,50 48 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Hình 7.9. Phạm vi quan sát mặt đường của tài xế Độ chói của mặt đường phụ thuộc vào các nhân tố: Đặc điểm của mặt đường; Tốc độ của phương tiện giao thông; Giải pháp chiếu sáng (kiểu chiếu sáng, kiểu đèn, kiểu bố trí đèn, chiều cao treo đèn v.v.). 2) Độ đồng đều của độ chói Độ chói tại các điểm trên mặt đường không thể giống nhau, vì mặt đường không phải là bề mặt phản xạ khuếch tán đều, mà là phản xạ hỗn hợp, bởi vậy độ chói sẽ khác nhau từ các hướng quan sát khác nhau. Độ đồng đều chung được xác định theo biểu thức: k0 = Lmin ; Ltb (7.22) Độ đồng đều dọc được xác định theo biểu thức: k1 = Lmin ; Lmax (7.23) Trong đó: Lmin, Ltb và Lmax – độ chói nhỏ nhất, độ chói trung bình và độ chói cực đại trên mặt đường, cd/m 2. Cần chú ý sự khác nhau của công thức hệ số đồng đều: giá trị của k 0 từ 0,4 có thể đảm bảo tri giác nhìn chính xác khi nhìn mặt dường thấy phong cảnh thấp thoáng, còn gọi là “hiệu ứng bậc thang”. Nếu độ đồng đều theo chiều dọc k 1 lớn hơn 0,7, thì hiệu ứng này không còn nữa. Ngoài hai chỉ tiêu về độ đồng đều của độ chói, người ta cũng quan tâm đến độ đồng đều của độ rọi, mà được xác định theo biểu thức: kE = Emin Etb (7.24) Emin, Etb – giá trị độ rọi ở điểm tối nhất và giá trị trung bình của độ rọi trên mặt đường chiếu sáng. 3) Tiêu chuẩn chói lóa mất tiện nghi Các yếu tố như sự loá mắt không tiện nghi, sự cản trở và mệt mỏi do số lượng và quang cảnh của các đèn xuất hiện trong trường nhìn, liên quan đến độ chói trung bình của con đường. Sự chói lóa mất tiện nghi là nguyên nhân nguy hiểm dẫn đến những tai nạn đáng tiếc. Để đánh giá đại lượng này người ta đưa ra một khái niệm “chỉ số loá mắt” G (Glare index). Giá trị của chỉ số G được xác định theo biểu thức: G = ISL+0,97.lg(Ltb) + 4,41lg(H’) – 1,46lg(Nđ); (7.25) Trong đó: ISL- chỉ số riêng của đèn (do nhà sản xuất cung cấp, thường có giá trị trong khoảng 3÷6) H – độ cao treo đèn, m; H’ – độ cao tính từ vị trí quan sát đến vị trí đèn (H’= H -1,5m); Ltb – độ chói trung bình trên mặt đường, cd/m2; Nđ – số lượng đèn trên một km đường. Theo kết quả phân tích thực nghiệm, các giá trị của chỉ số G được đánh giá như sau: Giá trị của G Hiệu ứng 1 Chói lóa quá mức chịu đựng 5 Chói lóa ở mức chịu đựng được Không cảm nhận được sự chói lóa ≥9 Hiệu quả dẫn hướng nhìn khi lái xe phụ thuộc vào vị trí của các điểm sáng trên các đường cong, loại nguồn sáng trên một tuyến đường và tín hiệu báo trước những nơi cần chú ý (đường vòng, chỗ thu thuế đường, ngã tư…) cũng như các lối rẽ vào của con đường nhánh v.v. 49 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 21.1. Đặc điểm của việc thiết kế cung cấp điện hầm mỏ Hệ thống cung cấp điện hầm mỏ có những nét đặc trưng rất cần được xét đến trong quá trình thiết kế và vận hành, dưới đây là một số đặc điểm cơ bản nhất: 1) Phụ tải ở khu vực khai thác mỏ phân tán trên một phạm vi rộng và ở các độ sâu khác nhau. 2) Các thiết bị điện hầm mỏ hầu hết đều làm việc trong các điều kiện nặng nề: độ ẩm cao, môi trường bụi với các hổn hợp khí dễ phát sinh ra cháy nổ như hổn hợp khí metan. Độ giàu khí tương đối trung bình ở các hầm mỏ than khỏang 79,6 m 3/tấn than. Bởi vậy tất cả các thiết bị điện trong hầm mỏ phải có cấu trúc đặc biệt, tức là có khả năng bảo vệ chống cháy nổ, nhất thiết phải loại bỏ khả năng phát sinh tia lửa điện hoặc hồ quang trong quá trình làm việc. 3) Sự giới hạn của không gian nơi làm việc trong hầm lò buộc phải sử dụng các thiết bị có kích thước nhỏ gọn. 4) Những công việc trong các hầm lò được đặc trưng bởi sự nguy hiểm điện giật lớn, bởi vậy việc cung cấp điện phải gắn liền với vấn đề an toàn lao động. 5) Sự đa dạng của các chế độ làm việc của các thiết bị điện và các cơ cấu dẫn đến sự không ổn định của phụ tải, sự dao động điện áp lớn do các động cơ công suất lớn khởi động gây nên. 6) Tuyệt đại đa số các cơ cấu máy móc được hoạt động với sự trợ giúp của các động cơ dị bộ rotor ngắn mạch. Các điều kiện vận hành của chúng rất khác biệt so với các động cơ bình thường, không chỉ vì điều kiện đặc biệt trong hầm mỏ mà còn do đặc điểm của các quá trình công nghệ ở hầm lò. 21.2. Yêu cầu đối với thiết kế cung cấp điện hầm mỏ Với những điều kiện làm việc khắc nghiệt, buộc hệ thống cung cấp điện hầm mỏ phải được thiết kế và xây dựng phù hợp. Cũng như đối với hệ thống cung cấp điện bất kỳ nào, hệ thống cung cấp điện cho các tầng lò cần thỏa mãn các yêu cầu cơ bản sau: - Chất lượng điện cao nhất, tức là giá trị điện áp và tần số trên đầu vào các hộ dùng điện luôn nằm trong giới hạn cho phép; - Cung cấp điện liên tục (độ tin cậy cung cấp điện cao); - Kinh tế và an toàn; - Tổn thất trong mạng điện thấp nhất. Ngoài những yêu cầu trên, do đặc điểm khác biệt, mạng điện hầm mỏ còn đòi hỏi một số yêu cầu khác là: - Tính cơ động và linh hoạt cho các thiết bị điện di động (máy đào, tổ hợp khai thác, máy san, thiết bị bốc dỡ, tời, băng tải v.v.); - Sử dụng các thiết bị được chế tạo đặc biệt chống cháy nổ, ẩm ướt v.v.; - Kích thước tối thiểu do không gian chật hẹp trong hầm lò; - Độ bền cơ học cao, có khả năng chống rung cao. Hệ thống cung cấp điện cần phải được lập kế hoạch để đảm bảo sự phát triển của sản xuất mà không cần đến quá trình cải tạo hệ thống điện trong quá trình vận hành ở giai đoạn tính toán. Thêm vào đó các tham số của hệ thống cần phải được giám sát và điều chỉnh để có thể đảm bảo hiệu quả kinh tế cao nhất. Hệ thống cung cấp điện hầm mỏ phải được trang bị các phương tiện bảo vệ tác động nhanh, đảm bảo sự an toàn tối đa và sự làm việc tin cậy của các phần tử hệ thống. Các sơ đồ cung cấp điện phải được xây dựng đảm bảo yêu cầu cung cấp điện cho các loại phụ tải thích hợp. Dưới góc độ tin cậy cung cấp điện phụ tải điện hầm mỏ được phân thành ba loại: - Loại I bao gồm: buồng nâng hạ (thang máy, máy quạt của tất cả các hệ thống thông thoáng, máy bơm và các cơ cấu phòng cứu hỏa, thiết bị của hệ thống khử khí, thiết bị nồi hơi v.v. Phụ tải loại I chỉ được phép mất điện không quá thời gian tự động đóng nguồn dự phòng. - Loại II bao gồm: xe kíp nâng hạ, máy hút chân không, tổ hợp công nghệ, thiết bị của xí nghiệp tuyển khoáng, các thiết bị chính của các điểm dân cư v.v. Phụ tải loại II chỉ được phép mất điện không quá thời gian đóng nguồn dự phòng bằng tay. - Loại III gồm: các phương tiện giao thông, phân xưởng cơ khí, nhà kho, chiếu sáng trong nhà v.v. 22. Sơ đồ cung cấp điện hầm mỏ 50 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Cũng như tất cả các hệ thống cung cấp điện khác, hệ thống điện hầm mỏ phải đáp ứng được các yêu cầu cơ bản là: đảm bảo cung cấp cho các hộ tiêu thụ đầy đủ khối lượng điện năng chất lượng, tin cậy, kinh tế an toàn và linh hoạt. Các thiết bị điện hầm mỏ được cung cấp từ lưới quốc gia hoặc từ các trạm phát điện địa phương. Điện năng được truyền tải đến các trạm biến áp phân phối chính và từ đó sẽ được đưa đến các trạm phân phối và từ thanh cái các trạm phân phối điện năng được dẫn đến các thiết bị dùng điện. Hệ thống cung cấp điện cho các vỉa tầng dọc được xác định có xét đến vị trí của trạm biến áp vùng, sự hiện diện của các nguồn dự phòng và khả năng truyền tải của các phần tử mạng điện. Để đảm bảo an toàn trong trường hợp sự cố mất điện, cần trang bị các cầu thang máy có cơ cấu truyền động bằng tời đặc biệt quay tay, hoặc sử dụng mạng điện từ trạm phát Diesel. Công suất cực đại xuất hiện trong giai đoạn mở tầng lò, nó có thể đạt đến 0,8÷1,2 MW cho mỗi vỉa tầng. 22.1. Các dạng sơ đồ cung cấp điện cơ bản Trong thực tế có hai loại sơ đồ được áp dụng rộng rãi là sơ đồ hình tia và sơ đồ đường trục hoặc sơ đồ hỗn hợp (kết hợp hai dạng sơ đồ trên). 1. Ở sơ đồ hình tia, điện năng được đưa đến mỗi hộ tiêu thụ theo một đường dây độc lập. Sơ đồ này thường áp dụng có hiệu quả khi cần cung cấp điện cho cụm phụ tải tập trung. Dạng sơ đồ này cho phép vận hành thuận tiện, trang bị các cơ cấu bảo vệ đơn giản. 2. Hệ thống đường trục được áp dụng để cung cấp cho một số điểm tải qua một hoặc hai đường dây song song với một hoặc hai nguồn cung cấp. Sơ đồ này cho phép sử dụng có hiệu quả theo nguyên lý phân trạm biến áp. 3. Sơ đồ hổn hợp được áp dụng ở các xí nghiệp lớn, nơi có các điểm tải khác nhau về số lượng hộ dùng điện cũng như công suất tiêu thụ với các yêu cầu về độ tin cậy khác nhau. Sơ đồ cung cấp điện dẫn sâu được áp dụng rất rộng rãi ở các xí nghiệp mỏ. Sơ đồ này cho phép tiếp cận điện áp cao đến của điểm tải với số cấp điện áp tối thiểu. Phụ thuộc vào độ sâu của các tầng khai thác và khả năng lắp đặt đường dây trên không và đường cáp phân biệt hai phương pháp cung cấp điện cho các thiết bị từ trạm biến áp chính là: - Nếu tầng lò ở sâu (300÷ 350) và không có tuyến dây trên bề mặt thì xây dựng đường dây cáp dọc theo tầng khai thác; - Nếu tầng lò không quá sâu (dưới 300m) và có sự hiện diện của các tuyến dây trên bề mặt, thì dùng cáp đặt dọc theo các giếng khoan. 22.2. Thực hiện sơ đồ cung cấp điện cho các khu vực đặc trưng Khi thiết kế mạng điện hầm mỏ cần chú ý đến một số yêu cầu phụ sau: 1. Sơ đồ cung cấp điện cần được thiết kế trên cơ sở là ở chế độ bình thường tất cả các đường dây và máy biến áp phải ở trạng thái làm việc. Các đường dây và máy biến áp dự phòng chỉ xét đến khi có sự hiện diện của phụ tải loại I (nhất thiết phải có ít nhất hai nguồn cung cấp) Dự phòng cung cấp cho các hộ phụ tải loại II cho phép lấy từ trạm phân phối lân cận với điều kiện các trạm phân phối này được cung cấp từ phân đọa thanh cái khác của TBAC. a không quá 3 trạm biến áp 2. Mỗi đường trục điện áp 6 (10) kV cấp cho không quá hai trạm biến áp công suất 1600 kVA; công suất 1000 kVA và không quá 4 trạm biến áp công suất dưới 1000 kVA. 3. Ở các tầng khai thác nên chọn sơ đồ cung cấp của các trạm biến áp di động (TBAD) và các thiết bị di động khác lấy điện từ một đường trục chung. Việc đấu nối vào mỗi đường dây di động cần được tuân thủ theo các điều kiện như sau: - Không quá ba máy đào một gàu thể tích đến 5 m3 và 2÷3 TBAPX công suất mỗi trạm đến 630 kVA; - Không quá một máy đào một gàu thể tích 15 m3 và một TBAPX công suất đến 630 kVA; - Không quá năm TBAPX công suất mỗi trạm đến 630 kVA; - Không quá hai máy đào rotor năng suất lý thuyết đến 1300m3/h và một TBAPX công suất đến 630 kVA; - Không quá một máy đào kiểu rotor năng suất trên 1300 m3/h và một TBAPX công suất đến 630 kVA. b c 51 d e Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Hình 8.10. Sơ đồ cung cấp điện hầm mỏ: a – Trạm biến áp chính; b – Cung cấp điện cho các thiết bị trên mặt đất; c – Trạm phân phối chính cung cấp điện cao áp; cho các thiết bị dưới hầm lò; d – Cung cấp điện cho các thiết bị tĩnh tại và bán tĩnh tại; e – Cung cấp điện cho các thiết bị phụ trợ. 4. Việc đấu nối các thiết bị điện vào đường dây trên không và đường cáp điện áp đến 35 kV cần thực hiện theo các điều kiện sau: - Đối với các máy di động (không phụ thuộc vào khoảng cách đến các đường dây) qua trạm đấu nối di động (TĐN) với cầu dao, máy cắt và các thiết bị bảo vệ; - Đối với các thiết bị khác – bằng trạm biến áp di động qua (TĐN) với dao ngắt mạch và cầu chảy. Nếu TBA gần đường dây cung cấp (dưới 10m) thì không cần sử dụng trạm đấu nối di động. Tổ hợp cung cấp điện hầm mỏ bao gồm một số mắt xích cơ bản có đặc thù riêng, bởi vậy theo nguyên lý, tổ hợp cung cấp điện có thể phân ra các tiểu hệ thống sau: (hình 8.10): 1. Các hộ tiêu thụ trên mặt đất; 2. Hệ thống cung cấp điện cao áp dưới hầm mỏ; 3. Hệ thống cung cấp điện cho các thiết bị tĩnh tại; 4. Hệ thống cung cấp điện cho các thiết bị di động. a) Sơ đồ cung cấp điện cho khu vực mỏ lộ thiên Đối với các thiết bị điện ở mỏ lộ thiên, việc cung cấp điện có thể được thực hiện theo sơ đồ hình tia, sơ đồ đường trục, hoặc sơ đồ hổn hợp. Đường trục chính có thể xây dựng dọc hoặc ngang mặt cắt khu vực mỏ. Các thiết bị điện được đấu vào qua trạm phân phối lộ thiên và qua các cơ cấu chuyển đổi. Các nhánh rẽ được xây dựng dưới dạng đường dây trên không hoặc đường cáp. b) Cung cấp điện cho các thiết bị sân giếng Trong buồng trạm biến áp phân xưởng và trạm tháo nước chính và ở khu vực sân giếng có thể lắp đặt các thiết bị sau: máy bơm thoát nước chính, các cơ cấu vận chuyển và bốc dỡ (băng truyền, máy đẩy, máy đảo), các thiết bị phục vụ giếng khoan (máy bơm, máy đào), các thiết bị cung cấp cho mạch tín hiệu, tự động, chiếu sáng v.v. Các thiết bị này được cung cấp điện từ TBAPX. Phụ thuộc vào loại động cơ máy bơm của trạm tháo nước chính (cao hay hạ áp) người ta áp dụng các sơ đồ cung cấp cho thiết bị sân giếng (hình 8.11). TBAC TBAC TBAPX TBAPX M M M M MB MB a) b) Hình 8.11. Sơ đồ cung cấp điện cho các thiết bị sân giếng: a) – Khi có các trạm bơm hạ áp; b) – Khí có các trạm bơm cao áp TBAC – trạm biến áp chính; TBAPX – trạm biến áp phân xưởng; MB – Máy bơm thoát nước 52 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Ở sơ đồ hình 8.11a tất cả các thiết bị dưới 1000 V được cung cấp từ hai máy biến áp làm việc đặt tại trạm biến áp phân xưởng. Công suất mỗi máy được tính toán với điều kiện đảm bảo cung cấp cho tất cả các thiết bị sân giếng, kể cả các động cơ của máy bơm tháo nước chính. Để thực hiện sơ đồ này thường người ta sử dụng các máy biến áp di động (hoặc trạm biến áp di động) công suất 400÷ 630 kVA. Sơ đồ hình 8.11b sử dụng khi các máy bơm của trạm tháo nước chính có các động cơ trên 1000V (thường là 6 kV). Các động cơ nhận điện trực tiếp từ thanh cái tủ phân phối 6 kV của trạm biến áp phân xưởng, các thiết bị còn lại của sân giếng nhận điện từ hai máy biến áp của TBAPX. Công suất của mỗi máy cần được tính chọn sao cho đảm bảo cung cấp cho phụ tải của các thiết bị hạ áp ở sân giếng. c) Sơ đồ cung cấp điện dưới hầm lò Cung cấp điện cho các thiết bị dưới hầm lò được thực hiện từ trạm biến áp chính qua trạm biến áp trung tâm dưới lòng đất và trong một số trường hợp – trực tiếp từ trạm biến áp chính qua các giếng khoan. Trong bất kỳ trường hợp nào cũng cần thực hiện việc cung cấp riêng biệt cho các thiết bị điện dưới hầm lò, tức là mạng cung cấp cho các thiết bị dưới đất độc lập với các mạng điện cung cấp cho các thiết bị trên bề mặt. Cung cấp riêng biệt là một trong những biện pháp nâng cao độ an toàn và tin cậy cung cấp điện dưới hầm lò, nó nhất thiết phải được áp dụng để thiết kế hệ thống cung cấp cho các thiết bị mới và cải tạo mạng điện đang hoạt động. Việc cung cấp riêng biệt cho các thiết bị dưới hầm cho phép: - Ngăn ngừa sự hư hỏng cách điện khi xẩy ra sự cố ở các thiết bị điện trên mặt đất hoặc trong các mạng điện của các đối tượng cung cấp điện khác (ngắn mạch chạm đất, quá điện áp khí quyển v.v.); - Tự động kiểm tra và cắt dòng điện rò (ngắn mạch chạm đất) bởi các cơ cấu bảo vệ chống ngắn mạch chạm đất; - Hạn chế điện thế trên vỏ thiết bị điện; - Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện; - Giảm ảnh hưởng xấu của các thành phần sóng hài bậc cao đối với mạng điện dưới hầm lò và hạn chế sự dao động điện áp khi đóng cắt các thiết bị công suất lớn; Thiết kế cung cấp điện riêng biệt cho các thiết bị dưới hầm cần sử dụng số lượng tối thiểu máy biến áp. Thường các máy biến áp được sử dụng là loại điều biến ba pha ba cuộn dây, máy biến áp với cuộn dây phân tách phía hạ áp và máy biến áp cách ly. Phụ thuộc vào độ sâu của hầm, có thể áp dụng các sơ đồ cung cấp điện sau: 1. Các thiết bị dưới hầm có độ sâu trên 300m được cung cấp điện theo sơ đồ điện áp 6 kV đặt trong ống dẫn; 2. Các thiết bị dưới hầm có độ sâu dưới 300m và ở cách xa đường dẫn được cung cấp điện qua các lỗ khoan. Đặc điểm khác biệt của hầm cụt là sự gián đoạn cung cấp điện có thể dẫn đến sự tích lũy khí đốt và sẽ dẫn đến sự cháy nổ, đe dọa đến tính mạng người thợ mỏ, do đó tất cả các thiết bị tiêu thụ điện ở đây được coi là phụ tải loại I. Sơ đồ cung cấp điện nhất thiết phải có nguồn dự phòng. Sơ đồ cung cấp điện phải có độ tin cậy cao như phân đoạn thanh cái, phân đoạn đường dây v.v. d) Sơ đồ cung cấp điện cho tổ hợp máy đào Đặc điểm của máy đào là luôn luôn thay đổi vị trí trong quá trình làm việc, vì vậy sơ đồ cung cấp điện cho các thiết bị này được thực hiện với sự trợ giúp của các rulo cáp mềm, có thể thay đổi chiều dài đường dây. Có thể áp dụng ba phương án xây dựng sơ đồ cấp điện cho các tổ hợp máy đào: Phương án 1: Cung cấp điện trực tiếp từ trạm giảm áp chính (hình 8.12a) với đường dây phân phối 6÷10kV. Điểm kết nối dùng để liên kết đường dây phân phối với đường cáp mềm. Phương án 2: Cấp điện cho tổ hợp máy đào qua trạm biến áp dẫn sâu 35/6÷10kV (hình 8.12b) với rulô cáp mềm gắn ngay trên máy đào. 53 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Phương án 3: Cấp điện cho tổ hợp máy đào với sự tham gia của trạm biến áp dẫn sâu đặt ngay trên tổ hợp máy (hình 8.10c). Phương án này thường áp dụng cho các tổ hợp máy công suất rất lớn. ∼ ∼ ∼ 1 1 2 3 4 5 6 6 6 7 Hình 8.12. Sơ đồ cung cấp điện cho tổ hợp máy đào: a) Trực tiếp từ trạm biến áp chính; b) Qua trạm biến áp di động dẫn sâu; c) Với trạm 1biến áp dẫn sâu gắn ngay trên máy đào. 1 – Trạm biến áp chính; 2 - ĐD 6 ÷10kV; 3 3 - ĐD 35kV; 4 - Điểm kết nối; 5 - TBA dẫn 4 sâu 35/6÷10kV; 6 - Cáp mềm; 7 - Máy đào; 8 - TBA 35/6 kV lắp trên máy đào. 8 7 b) a) c) 23. Chế độ mở máy của các động cơ mạng điện Ở chế độ mở máy của các động cơ công suất suất lớn, cường độ dòng điện trong mạng có thể đạt đến giá trị rất cao, điều đó dẫn đến giá trị điện áp giảm, làm ảnh hưởng xấu đến chế độ mở máy của các động cơ làm việc trong mạng. Giá trị lớn của dòng mở máy còn dẫn đến sự quá nhiệt, làm tăng quá trình hao mòn cách điện và giảm tuổi thọ của thiết bị. Tuổi thọ trung bình của cách điện N phụ thuộc vào nhiệt độ của môi trường xung quanh và hệ số mang tải có thể biểu thị dưới dạng biểu thức sau: N = Ce-bθ (8.11) Trong đó: C và b là các hàng số, xác định trên cơ sở số liệu thống kê. Độ lão hóa cách điện ứng với nhiệt độ nhất định được xác định theo biểu thức: 1 M = e bθ (8.12) C và ứng với nhiệt độ thay đổi theo thời gian: t M= 1 bθ e dt C ∫0 Trong thực tế người quan tâm đến không phải là giá trị lão hóa tương đối M, mà là đại lượng lão hóa tổng hợp Z=M.C. Sự lão hóa phụ thuộc vào rất nhiều nhân tố như: hằng số thời gian đốt nóng, sự mang tải của thiết bị, nhiệt độ của môi trường xung quanh. Một cách gần đúng có thể xác định độ lão hóa của cách điện cuộn dây động cơ theo biểu thức: T 2 e bθn Z= [4e b∆θ n ( k qt2 − 1)t qt b∆θ n ( kqt2 −1) tqt 2T +e b∆θ n ( k qt2 −1) tqt T (1 + t qt T )−5− t qt T ] (8.13) Trong đó: T – hằng số thời gian đốt nóng cuộn dây động cơ, s; θn - nhiệt độ đốt nóng cuộn dây động cơ ứng với phụ tải định mức, 0C; ∆θn – chênh lệch nhiệt độ giữa cuộn dây vói nhiệt độ trung bình của môi trường ở chệ độ tải định mức, 0C; kqt – hệ số quá tải; tqt – thời gian quá tải, s. 54 Nguyễn Sỹ Tùng Đ3H3 Có thể coi ở chế độ mang tải định mức với nhiệt độ môi trường xung quanh là 35 0C, nhiệt độ của cuộn dây θn = 950C. Hằng số thời gian đốt nóng của các cuộn dây stator Ts và rotor Tr tương ứng là: 150∆θ n Ts = ; (8.14) jn2 Tr = Ts ; 2 (8.15) Trong đó: jn – mật độ dòng điện của cuộn dây stator ở chế độ mang tải định mức, A/mm 2. Cuộn dây rotor có hằng số thời gian đốt nóng nhỏ hơn so với của cuộn dây stator, nên khi quá tải nhiệt độ tăng cao hơn, do đó dễ bị gây hại hơn. Tần suất mở máy tăng sẽ là giảm tuổi thọ cách điện của các động cơ. Số lần mở máy của các thiết bị hầm mỏ phụ thuộc vào quá trình công nghệ khai thác, sơ đồ vận chuyển, sơ đồ mạng điện, cường độ sự cố của các phần tử, công suất của các thiết bị, chất lượng điện v.v. Việc áp dụng các biện pháp hạn chế tối thiểu số lầm mở máy không chỉ cho phép nâng cao tuổi thọ thiết bị mà còn tiết kiệm được điện năng rất đáng kể. 55 [...]... phương án cấp điện cho khu vực thưa dân cư bằng mạng điện đơn pha Đối với các vùng nông thôn miền núi không quá xa hệ thống điện quốc gia, thì có thể thực hiện phương án cung cấp điện bằng mạng đơn giản Chúng ta so sánh 2 phương án: Mạng điện ba pha thông thường và mạng điện đơn pha một dây + đất (1D) a) Chi phí quy dẫn của mạng điện ba pha thông thường Để so sánh các phương án cung cấp điện bằng lưới... kiện: IM ≤ Icp Giá trị dòng điện làm việc được xác định phụ thuộc vào loại mạng điện như sau: Mạng điện một pha Mạng điện 2 pha mắc theo đIện áp pha mạng điện 3 pha I lv = S ,A U ph I lv = S ,A 2.U ph I lv = S ,A 3.U n S – công suất truyền tải trên đường dây, kVA; Un, Uph – điện áp dây và điện áp pha, kV Cáp sau khi chọn được kiểm tra: * Theo điều kiện hao tổn điện áp: Hao tổn điện áp thực tế trên đường... Ilv.i – dòng điện làm việc của thiết bị thứ i; kđt – hệ số đồng thời, phụ thuộc vào công suất và số lượng thiết bị điện được cung cấp; ntbi – số lượng thiết bị được cung cấp bởi đoạn dây xét Icp – giá trị dòng điện cho phép cực đại của dây dẫn chọn Bảng 5.1 Số liệu về tiết diện dây dẫn và dòng điện bảo vệ cho các thiết bị gia dụng Loại thiết bị Tiết diện dây dẫn Công suất cực đại Dòng điện bảo vệ Ổ... thống cung cấp điện 1 Chi phí quy dẫn 2 Các tham số kinh tế của một số phần tử cơ bản - Đường dây - Trạm biến áp - Mạng điện 3 Xác định một số tham số kinh tế - kỹ thuật của mạng điện - Mật độ dòng điện kinh tế của đường dây - Khoảng kinh tế của đường dây cao áp - Khoảng kinh tế của đường dây hạ áp - Khoảng kinh tế của trạm biến áp - Giá thành truyền tải và phân phối điện năng - Giá thành tổn thất điện. .. chung trong trạm biến áp phân xưởng Các trạm biến áp phân xưởng được cung cấp điện từ thanh cái chính (TCC), được xây dựng với hai phân đoạn (TCC1 và TCC2) Ở chế độ làm việc bình thường mỗi trạm biến áp phân xưởng được cung cấp từ một phân đoạn TCC, khi xẩy ra sự cố mất điện hoặc sửa chữa, thì các máy cắt liên lạc (MCL) sẽ đóng mạch để cấp điện từ phân đoạn thanh cái kia Như vậy ở chế độ bình thường các... phả hệ xác định phụ tải tính toán của hệ thống cung cấp điện 1 – phụ tải của nhóm thiết bị dùng điện; 2 – phụ tải của tủ phân phối cung cấp cho các nhóm thiết bị; 3 – phụ tải trên thanh cái hạ áp của trạm biến áp phân phối; 4 – phụ tải trên thanh cái cao áp của trạm biến áp phân xưởng có xét đến tổn thất trong máy biến áp; 5 – phụ tải trên thanh cái thứ cấp của trạm biến áp trung gian có xét đến tổn... mạng điện ba pha thông thường : Vnd = 2+0,025.S, triệu đ ; (4.29) S – công suất tính toán của mạng điện, kVA ∆A3f – tổn thất điện năng ở mạng điện ba pha thông thường, được xác định theo biểu thức: ∆A3 f = 3I 2 ro L.τ 10 −3 , kWh ; (4.30) r0 – điện trở tác dụng của 1km đường dây ; L – chiều dài đường dây, km ; τ – thời gian hao tổn cực đại, h c∆ - giá thành tổn thất điện năng, đ/kWh ; I – dòng điện. .. kiện lắp đặt, (k hc=k1.k2.k3); kbv - bội số dòng điện cho phép, phụ thuộc vào mạng điện và điều kiện bảo vệ cho trong bảng 5.6 sau Bảng 5.6 Giá trị của bội số dòng điện cho phép kbv Mạng điện cần bảo vệ quá tải không Dây cách điện cao su cáp Giá trị dòng điện khởi động của thiết cần Nơi đặt có nguy cơ Nơi đặt cách bị bảo vệ bảo vệ hoả hoạn b.thường điện Ikđ qúa tải Dòng định mức dây chảy 1,25 1 1 0,3... để chuyển đổi điện năng một pha về dạng ba pha , trong tính toán có thể lấy bằng 12% vốn đầu tư của mạng điện đơn pha (Vf=12%Vd1) Tổn thất điện năng trong mạng điện đơn pha được xác định theo biểu thức: ∆A1D = [ I d 1 (ro + roe ).L.τ + I d 1 Rtd 1.τ ].10 −3 2 I d1 = 2 S U (4.34) (4.35) r0e – điện trở của “dây đất”, xác định theo biểu thức (4.13) 14 Tính toán mạng điện trong nhà Những vấn đề chung Việc... phức tạp và tính phi tuyến của các 0 tc 24 bài toán cung cấp điện dẫn đến việc áp dụng phương pháp mô phỏng các quá trình ngẫu nhiên Phươngh pháp này được xây dựng trên cơ sở kết hợp lý thuyết xác suất thống kê và phương pháp luận của việc tính toán phụ tải Cơ sở của phương pháp là dựa trên quy luật phân bố nhiệt độ đốt nóng dây dẫn gây ra bởi dòng điện phụ tải Do sự phức tạp của quá trình phân bố nhiệt,