Đang tải... (xem toàn văn)
CHƯƠNG I : CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN I . Cân bằng công suất tác dụng Sự cân bằng công suất tác dụng biểu diễn bằng biểu thức sau : ∑▒Pf = ∑▒Ptải + ∑▒∆P + ∑▒Ptd + Pdp (1) + ∑▒Pf : tổng công suất tác dụng phát ra từ các nguồn + ∑▒Ptải : tổng công suất tác dụng các phụ tải ở chế độ max ∑▒Ptải = Pmax1 + Pmax2 + Pmax3 + Pmax4 + Pmax5 + Pmax6 = 18 + 14 + 16 + 22 + 13 + 15 = 98 (MW) + ∑▒∆P : tổng tổn hao công suất tác dụng trên lưới điện ∆P = ∆Pdây dẫn + ∆PMBA ∑▒∆P =( 3 ÷ 5 ) %∑▒Ptải Tính toán sơ bộ : ∑▒∆P = 0,05∑▒Ptải = 0,05 . 98 = 4,9 (MW) + ∑▒Ptd : tổng công suất tác dụng tự dùng các Nhà Máy Điện phụ thuộc vào Loại máy phát → Thuỷ điện : Ptd = ( 1÷ 2 )% Pf → Nhiệt điện : Ptd = ( 8 ÷12 )% Pf Chọn loại máy phát nhiệt điện : ∑▒Ptd = 0,1∑▒Pf + Pdp : công suất tác dụng dự phòng toàn hệ thống Pdp = 10% ∑▒Ptải = 0,1 . 98 = 9,8 (MW) Vậy (1) ∑▒Pf = ∑▒Ptải + 0,05∑▒Ptải + 0,1∑▒Pf + 0,1∑▒Ptải 0,9∑▒Pf = 98 + 4,9 +9,8 ∑▒Pf = 112,7 (MW)
ĐỒ ÁN LƯỚI ĐIỆN Sinh viên thực hiện : HOÀNG TRUNG ĐÔ Mã số sinh viên : 1321060074 Lớp : Hệ thống điện A – K58 Giảng viên hướng dẫn: TS.Bùi Đình Thanh Ngày nhận đề tài : 01/10/2016 Ngày hoàn thành : 20/12/2016 Đề tài 42: Thiết kế mạng điện 110kV CHƯƠNG I : CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN I Cân bằng công suất tác dụng Sự cân bằng công suất tác dụng biểu diễn bằng biểu thức sau : f = tải + + td + Pdp (1) + f : tổng công suất tác dụng phát từ các nguồn + tải : tổng công suất tác dụng các phụ tải ở chế độ max tải = Pmax1 + Pmax2 + Pmax3 + Pmax4 + Pmax5 + Pmax6 = 18 + 14 + 16 + 22 + 13 + 15 = 98 (MW) + : tổng tổn hao công suất tác dụng lưới điện = dây dẫn + MBA = (3 5) tải Tính toán sơ bộ : = 0,05tải = 0,05 98 = 4,9 (MW) + td : tổng công suất tác dụng tự dùng các Nhà Máy Điện phụ thuộc vào Loại máy phát Thuỷ điện : Ptd = ( ) Pf Nhiệt điện : Ptd = ( Pf Chọn loại máy phát nhiệt điện : td = 0,1f + Pdp : công suất tác dụng dự phòng toàn hệ thống Pdp = 10tải = 0,1 98 = 9,8 (MW) Vậy (1) f = tải + 0,05tải + 0,1f + tải 0,9f = 98 + 4,9 +9,8 f = 112,7 (MW) II Cân bằng công suất phản kháng Sự cân bằng công suất phản kháng hệ thống điện được biểu diễn bằng công thức sau : f + b = tải + + td + Qdp (2) + f : tổng công suất phản kháng các nguồn f = f tgf Vậy f (cos f = 0,8 tgf = 0,75) = 112,7 0,75 = 84,525 (MVAR) + b : tổng công suất bù (cần xác định) + tải : tổng công suất phản kháng các phụ tải Qtải i = Ptải i tgi Sau tính toán ta thu được bảng : Phụ tải Phụ tải Phụ tải Phụ tải Phụ tải Phụ tải Ptải i (MW) 18 14 16 22 13 15 Tgi 0,75 0,881 0,881 0,75 0,881 0,75 Qtải i (MVAR) 13,5 12,334 14,096 16,5 11,453 11,25 tải = Qtải1 + Qtải2 + Qtải3 + Qtải4 + Qtải5 + Qtải6 = 13,5 + 12,334 + 14,096 + 16,5 + 11,453 + 11,25 Vậy tải = 79,133 (MVAR) + : tổng tổn hao công suất phản kháng lưới điện = dây dẫn + MBA Qdây dẫn = QL QC MBA = ( 10 15 ) tải = 0,1 tải = 0,1 79,133 = 7,9133 (MVAR) + td : tổng công suất phản kháng tự dùng các nguồn phát điện td td td = td tgtd ( cos td cos f ) = 0,1f tgtd = 0,1 112,7 0,75 = 8,4525 (MVAR) + Qdp : tổng công suất phản kháng dự phòng cho toàn hệ thống Qdp = Pdp tgdp (cosdp cosTB tải = cos TB hệ thống) Cos TB = = = 0,778 Tg dp = 0,807 Qdp = 9,8 0,807 = 7,9086 (MVAR) Vậy (2) 84,525 + b = 7,9133 + 7,9133 + 8,4525 + 7,9086 b = 32,1877 (MVAR) CHƯƠNG II : ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY VÀ LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU A Đề xuất phương án • - • Các yêu cầu đề xuất phương án nối dây : Đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải phải cao Đảm bảo chất lượng điện Về kinh tế : giá thành phải hạ,tổn thất điện phải nho An toàn đối với người thiết bị Linh hoạt vận hành phải có khả phát triển tương lai Các phương án : Dựa vào vị trí địa lý yêu cầu ta lựa chọn phương án nối dây sau : Phương Án : N Phương Án : N Phương Án 3: N Phương Án : N Phương Án 5: N B Tính toán kỹ thuật cho các phương án I Phương án : N Điện áp định mức mạng điện Việc lựa chọn điện áp định mức cho mạng điện có thể ảnh hưởng rất lớn đến các chỉ tiêu kỹ thuật kinh tế của mạng điện Do đó điện áp định mức phải được lựa chọn cho hợp lý Điện áp định mức phụ thuộc vào công suất tác dụng khoảng cách truyền tải Điện áp định mức của hệ thống được tính theo công thức sau : U = 4,34 Trong đó : P : công suất truyền tải (MW) l : khoảng cách truyền tải (km) Sau tính toán ta thu được bảng : Phụ tải N–1 N–2 N–3 N–4 N–5 N–6 P (MW) 18 14 16 22 13 15 L (km) 36,05 64,03 36,05 60 58,3 50,99 Upt (kV) 78,12 73,65 74,16 88,09 70,82 74,03 Ta thấy : 70 (KV) < Uđm < 150 (KV) Từ số liệu trên,ta chọn cấp điện áp 110kV : Uđm = 110kV Lựa chọn tiết diện dây dẫn A Đoạn đường dây N – : - Công suất chạy đoạn N1 : SN1 = S1 = 18 + j13,5 (MVA) - Dòng điện chạy đoạn N1 : IttN1 = = = 0,118 (kA) = 118 (A) - Tiết diện dây dẫn : Với thời gian sử dụng công suất cực đại T max = 5500 (h/năm) thì mật độ kinh tế của dòng điện : Jkt = (A/mm2) FN1 = = = 118 (mm ) Tra bảng ta chọn tiết diện đoạn N1 : AC-120 (mm ) dòng cho phép Icp = 390 (A) Kiểm tra điều kiện dòng nung nóng cho phép : • - Lúc bình thường : Dây dân AC-120 có dòng cho phép Icp = 390 (A) Ta thấy IttN1 = 118 (A) < IcpN1 CHƯƠNG IV: TÍNH TOÁN CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA MẠNG ĐIỆN Để đánh giá các chỉ tiêu kinh tế- kỹ thuật của mạng điện thiết kế, cần xác định các thông số chế độ xác lập các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu sau sự cố phụ tải cực đại Khi xác định các dòng công suất các tổn thất công suất, ta lấy điện áp ở tất cả các nút mạng điện bằng điện áp định mức:= =110 kV Để tính tổn thất công suất chạy trê một đoạn đường dây ta sử dụng công thức: ∆S = ∆P + j∆Q = (R + jX) - Tính tổn thất điện áp: ∆U = Tính tổn thất công suất máy biến áp: ∆=∆+∆ - Với : I ∆ = m∆ + jm∆ ∆=∆+j Trong đó: m : số máy biến áp làm việc song song ∆ : tổn hao có tải ∆ : tổn hao lúc không tải ∆: tổn thất công suất ngắn mạch : điênạ áp ngắn mạch phần trăm Tổn thất điện áp máy biến áp: ∆= CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI Trong chế độ phụ tải cực đại, chọn sơ bộ: = 1,1 = 1,1.110 = 121 (kV) Các thông số đường dây : Nhánh N-1 Số Loại đường dây dây (n) AC-120 l (km) P (MW) 36,05 18 Q (MVAr R (Ω) X(Ω) ) 13,5 8,53 11,54 B (S) 85,06 N-2 AC-70 64,03 14 12,334 13,42 11,14 300,87 N-3 AC-70 36,05 16 14,096 12,25 20,87 159,77 N-4 AC-150 60 22 16,5 N-5 AC-70 58,3 13 11,453 17,78 19,98 277,87 N-6 AC-70 50,99 15 11,25 27,98 23,23 291,9 Đoạn N-1: 11,5 9,55 258 Đoạn N-1 sử dụng máy biến áp TPDH- 25000/110 Chọn =110kV Tổn thất công suất các cuộn dây máy biến áp là: ∆ = ∆× + j =120× + j = 0,11+ j2,37(MVA) Công suất trước tổng trở của máy biến áp: = +∆ 19 + j 14,25 + 0,11+ j2,37= 19,11 + j16,62 (MVA) - Tổn thất công suất lõi thép máy biến áp là: ∆ = m∆ + jm∆ = 29× + j = 0,029 + j0,2 (MVA) Công suất truyền vào góp cao áp của trạm biến áp: = +∆ 19,11 + j16,62 + 0,029 + j0,2 = 19,14 + j16,82 (MVA) Công suất phản kháng điện dung ở cuối đường dây N-1 sinh ra: = ×85,06 = 0,51 (MVAr) Công suất chạy đoạn đường dây sau tổng trở : = -j 19,14 + j16,82 –j0,51 = 19,14 + j16,31 (MVAr) Tổn thất công suất đoạn đường dây N-1: =×( = × (8,54 + j13,38) = 0,45 + j0,7 (MVA) - Công suất chạy đoạn đường dây trước tổng trở : = + 19,14 + j16,31 + 0,45 + j0,7 = 19,59 + j17,01 (MVA) - Công suất phản kháng điện dung ở đầu đường dây sinh ra: = 0,51 (MVAr) - Công suất chạy vào đường dây N-1: = -j = 19,59 + j17,01 – j0,51= 19,59 + j16,5 (MVA) • Xác định điện áp các nút: - Tổn thất điện áp đường dây: ∆ = = 3,21 kV Điện áp góp cao áp trạm thứ I được tính theo công thức: = kV Tính tổn thất điện áp máy biến áp của trạm thứ I theo công thức: ∆ = = 8,3 kV Điện áp góp hạ áp thứ I quy phía cao áp được tính theo công thức: == 109,49 kV Điện áp thực cái hạ áp: = = 109,49× = 20,95kV - Tổn thất điện đường dây N-6 ∆A - N1 = ∆P N ×τ = 0, × 3979,5 = 1519,8(MWh) Tổn thất điện trạm biến áp ∆AB1 = ∆P × t + S max pt 23, 752 × × τ = (29 × 8760 + 120 × 3979,5) ×10 −3 n ∆P n Sdm B 252 =685,01 (MWh) - Tổng tổn thất điện đoạn N1 ∑ ∆A N1 = 1519,8 + 685,01 =2204,81 (MWh) Tính toán tương tự cho các trạm biến áp còn lại, ta có bảng số liệu: Đường dây SN , (MVA) SN’ , (MVA) ΔSN , (MVA) SN”, (MVA) Qcc , (MVA) Sb (MVA) ΔSb, (MVA) N–1 19,59+j16,5 19,59 +j17,01 0,45 + j0,7 19,14 j16,31 0,51 19,11+j16,62 0,11+ j2,37 20,1+j17,5 1,82 20,07+j19,12 0,07+j1,52 N–2 20,89+j16,43 20,89 0,79+j0,75 +j18,25 N–3 N–4 N–5 N–6 27,47+j27,03 27,47 +j28 1,34+j2,66 26,17+j25,34 0,97 26,13+j26,03 0,13+j3,15 26,09+j18,86 26,09 0,96+j0,92 +j20,42 25,13+j19,5 1,56 25,09+j20,85 0,096+j2,1 15,42+j11,82 15,42 +j13,5 0,41+j0,39 15,1+j13,09 1,68 15,08+j14,63 0,077+j1,43 17,6+j11,33 17,6 +j13,1 0,49+j0,46 1,77 17,08+j14,26 0,08+j1,51 17,1+j12,63 Trạm Biến Áp Uc (kV) 117,79 116,95 112,8 116,8 118,26 117,94 U’h (kV) 109,49 107,38 Bảng tính toán tổn thất điện 104,4 109,44 106,86 106,7 Phụ tải Tổn g Số MB A 2 2 S dm B • • • • ∆P0 ∆AB ∆Add ∑ ∆A 120 85 175 120 85 85 29 21 42 29 21 21 685,01 506,27 889,90 698,4 502,45 377,95 3659,98 1591,8 3143,81 4815,2 3700,94 1631,6 1949,96 16833,3 2276,81 3650,08 5705,1 4399,34 2134,05 2327,91 20493,2 (MVA (MVA ) 23,75 19,03 34,63 22,32 14,27 15,18 • • ∆PN ) 25 25 40 25 16 16 Cân bằng CSPK MĐ - Dòng CS đầu các nhánh SN1 = 19,59+j16,5 (MVA) SN4 = 26,09+j18,86(MVA) SN2 = 20,89+j16,43 (MVA) SN5 = 15,42+j11,82 (MVA) SN3 =27,47+j27,03 (MVA) SN6 = 17,6+j11,33 (MVA) - Tổng công suất yêu cầu cái của nguồn SN = SN1 + SN2 + SN3 + SN4 + SN5 + SN6 = 127,06+j101,97(MVA) • - Tổng công suất phản kháng yêu cầu • ∑QYC = 101,97 (MVAr) • - Tổng công suất phản kháng nguồn phát • ∑QF = ∑PF.tgφF (cosφF = 0,8 → tgφF = 0,75) • →∑QF = 127,06.0,75 = 95,295(MVAr) • Ta thấy ∑QYC > ∑QF • Vì phải bù kĩ thuật cho mạng điện xuất hiện ở chế độ phụ tải cực đại ∑Qb cực đại = 101,97 – 95,295 = 6,675 (MVAr) CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC TIỂU Trong chế độ phụ tải cực tiểu, = 1,05 = 1,05×110 = 115,5 kV Phụ tải cự tiểu bằng 40% phụ tải cự đại = 40% Smax • II Công suất các phụ tải chế độ phụ tải cực tiểu: Phụ tải Công suất 7,6+j5,7 8+ j7,04 10,4+j9,15 10+ j7,5 6+j5,28 6,8+ j5,1 Trong chế độ phụ tải cực tiểu, có thể cắt bớt một máy biến áp các trạm, cần phải thoa mãn điều kiện: < = Trạm có máy biến áp: = - Trạm biến áp ở phụ tải 1: = = 9,5 (MVA) Tính toán tương tự cho các trạm biến áp còn lại, ta có bảng số liệu: Trạm biến áp Kết luận (MVA) 9,5 10,66 13,85 12,5 (MVA) 17,38 Thoa mãn 17,38 Thoa mãn 7,99 8,5 11,25 11,25 Thoa mãn Thoa mãn Tính toán tương tự chế chế độ cực đại ta có bảng sau: Đườn g dây N–1 N–2 SN , (MVA) 7,82+j7,38 8,23+j5,24 SN’ , (MVA) ΔSN , (MVA) SN”, (MVA) Qcc , (MVA) Sb (MVA) ΔSb, (MVA) 7,28+j7,89 0,08+j0,13 7,74+j7,76 0,51 7,71+j8,0 0,11+j2,37 8,23+j7,06 0,13+j0,12 8,1+j6,94 1,82 8,07+j8,5 0,07+j1,52 0,97 10,5+j12, 0,13 +j3,15 N–3 10,8+j11,1 10,8+j,12,1 0,25+j0,5 10,55+j11,6 N–4 10,3+j6,84 10,3+j8,4 0,17+j0,16 10,13+j8,24 1,56 10,1+j9,6 0,096+j2,1 6,15+j3,8 0,05+j0,05 6,1+j3,72 1,68 6,07+j5,2 0,07+j1,43 7+j3,27 7+j5,04 0,68+j0,07 6,92+j4,97 1,77 6,9+j6,6 0,08+j1,51 Trạm Biến Áp Uc (kV) 114,01 113,96 111,8 113,82 112,62 114,36 U’h (kV) 109,88 109,58 107,84 108,88 N–5 N–6 6,15+j2,12 100,64 109,03 • • • • • • • • • • • • • • Cân bằng CSPK MĐ - Dòng CS đầu các nhánh SN1 = 7,82+j7,38 (MVA) SN4 = 10,3+j6,84(MVA) SN2 = 8,23+j5,24 (MVA) SN5 = 6,15+j2,12 (MVA) SN3 =10,8+j11,16 (MVA) SN6 = 7+j3,27 (MVA) - Tổng công suất yêu cầu cái của nguồn SN = SN1 + SN2 + SN3 + SN4 + SN5 + SN6 = 50,3+j36,01(MVA) - Tổng công suất phản kháng yêu cầu ∑QYC = 36,01(MVAr) - Tổng công suất phản kháng nguồn phát ∑QF = ∑PF.tgφF (cosφF = 0,8 → tgφF = 0,75) →∑QF = 50,3.0,75 = 37,725(MVAr) Ta thấy ∑QYC > ∑QF Vì phải bù kĩ thuật cho mạng điện xuất hiện ở chế độ phụ tải cực đại ∑Qb cực tiểu = 37,725 – 36,01 = 1,715 ( MVAr ) Chế độ sự cố Xét ở chế độ sự cố nặng nhất đứt một dây đường dây dây Tính toán tương tự ta có bảng III - Đườ ng dây SN , (MVA) SN’ , (MVA) ΔSN , (MVA) SN”, (MVA) Qcc , (MVA) Sb (MVA) ΔSb, (MVA) N–1 19,59+j16,5 19,59 + j17,01 0,45 + j0,7 19,14 j16,31 0,51 19,11+j16,62 0,11+ j2,37 20,92 +j19,2 0,82+j0,79 20,1+j18,41 0,91 20,07+j19,12 0,07+j1,52 26,17+j25,34 0,97 26,13+j26,03 0,13+j3,15 25,13+j20,27 0,78 25,09+j20,85 0,096+j2,1 N–2 20,92+j18,29 N–3 27,47+j27,03 N–4 26,12+j20,44 27,47 +j28 26,12 +j21,22 1,34+j2,66 0,99+j0,95 N–5 15,53 +j13,5 15,53+j14,34 0,43+j0,41 15,1+j13,93 N – 17,6+j13,12 17,6+j14 0,5+j0,48 17,1+j14,4 Trạm Biến Áp 0,84 15,08+j14,63 0,077+j1,43 0,885 17,08+j14,26 0,08+j1,51 Uc (kV) 118,06 166,75 113,65 116,66 118,09 117,76 U’h (kV) 109,878 107,16 105,435 106,12 106,67 106,5 • • • • • • • • • • • • • • Cân bằng CSPK MĐ - Dòng CS đầu các nhánh SN1 = 19,59+j16,5 (MVA) SN4 = 26,12+j20,44(MVA) SN2 = 20,92+j18,29 (MVA) SN5 = 15,53+j13,5 (MVA) SN3 =27,47+j27,03 (MVA) SN6 = 17,6+j13,12 (MVA) - Tổng công suất yêu cầu cái của nguồn SN = SN1 + SN2 + SN3 + SN4 + SN5 + SN6 = 111,7+j95,38(MVA) - Tổng công suất phản kháng yêu cầu ∑QYC = 95,38 (MVAr) - Tổng công suất phản kháng nguồn phát ∑QF = ∑PF.tgφF (cosφF = 0,8 → tgφF = 0,75) →∑QF = 111,7.0,75 = 83,775(MVAr) Ta thấy ∑QYC > ∑QF Vì không phải bù kĩ thuật cho mạng điện xuất hiện ở chế độ phụ tải cực đại CHƯƠNG VI: LỰA CHỌN ĐẦU PHÂN ÁP CỦA MÁY BIẾN ÁP Đối với mạng điện 110kV, ta sử dụng các máy biến áp điều chỉnh dưới tải (điều chỉnh khác thường) Các trạm dùng máy biến áp loại TDH 16000/110, TPDH 25000/110, TPDH 40000/110 Các máy biến áp có phạm vi điều chỉnh: ± 91,78%, = 115kV, = 22kV Với các trạm yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, độ lệch điện áp góp hạ áp các chế độ là: - Trong chế độ phụ tải cực đại: = +5% - Trong chế độ phụ tải cực tiểu: = 0% - Trong chế độ sau sự cố: = 0÷5% Điện áp yêu cầu góp hạ áp của trạm được tính theo công thức sau: = +dU% Trong đó, điện áp hạ áp định mức, = 22kV + Chế độ phụ tải lớn nhất: = + 5% 22 + 0,0522 = 23,1 kV + Chế độ phụ tải nho nhất: = + 0% 22 kV + Chế độ sau sự cố: = + 5% 22 + 0,0522 = 23,1 kV Ta có bảng điện áp số đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: n -8 U(KV 91,2 ) -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 98,62 100,6 102,7 105,8 108,8 110,4 112,7 11 117,2 119,5 Bảng điện áp góp hạ áp các trạm chế độ: Phụ tải Chế độ cực đại 109,49 107,38 104,4 109,44 106,86 106,7 Chế độ cực tiểu 109,88 109,58 107,84 108,88 100,64 114,58 12 106,12 Chế độ sự 107,16 106,67 117,76 cố Chọn các đầu điều chỉnh máy biến áp trạm 1: -Chế độ phụ tải cực đại: Điện áp góp hạ áp quy phía cao áp là: = 109,49 kV Tính đầu điều chỉnh máy biến áp: = = 104,28 kV Chọn đầu điều chỉnh số -4, đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn là: = 105,89 kV Điện áp thực góp hạ áp: = = = 22,75 kV Độ lệch điện áp góp hạ áp: = = 100 = 3,4% Đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn phù hợp Chế độ phụ tải cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trog máy biến áp: = = 109,88 kV Chọn đầu điều chỉnh số -3, đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: = 108,86 kV Điện áp thực góp hạ áp: = = = 22,21 kV Độ lệch điện áp góp hạ áp: = = 100 = 0,95% Đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn phù hợp Tính toán tương tự đối với các trạm còn lại, ta có các kết quả sau: Bảng tính toán chế độ phụ tải cực đại: Phụ tải (kV) N-1 N-2 109,49 107,38 N-3 104,4 N-4 109,44 N-5 106,86 N-6 106,7 (kV) 104,28 102,27 99,43 104,23 101,77 101,62 -6 -4 -5 -5 Đầu điều chỉnh -4 -5 (kV) Điện áp thực (kV) Độ lệch điện áp % 105,89 102,72 100,67 105,89 102,72 102,72 22,75 3,4 22,82 3,73 22,74 3,36 22,89 4,05 22,85 3,86 23 4,55 Bảng tính toán chế độ phụ tải cực tiểu: Phụ tải (kV) N-1 109,88 N-2 109,5 109,5 -3 N-3 107,84 N-4 108,88 N-5 100,64 N-6 114,58 (kV) 109,88 107,84 108,88 100,64 114,58 Đầu điều chỉnh (kV) -3 -4 -3 -7 -1 108,86 108,86 105,89 108,86 98,624 112,72 22,41 1,86 22,01 0,45 22.45 2,05 22.36 1,64 Điện áp thực (kV) 22,21 Độ lệch điện áp 0,95 % 22,15 0,68 Bảng tính toán chế độ cố: Phụ tải (kV) (kV) Đầu điều chỉnh (kV) Điện áp thực (kV) Độ lệch điện áp % N-2 107,1 102,0 -6 N-3 106,1 101,6 -5 N-5 106,6 101,5 -5 N-6 117,7 112,1 -1 100,6 22,3 102,7 22,73 102,7 22,85 112,7 22.98 1,36 3,31 3,86 4,45 Chương VI: Tính toán các tiêu kinh tế kỹ thuật mạng điện Các tiêu khác về kỹ thuật a Tổng công suất các phụ tải = ∑=+j = 98 + 79,13j (MVA) b Tổng chiều dài mạng = ∑ = 36,05+64,03.2+36,05.2+60+58,3.2+50,99.2 = 454,79(km) Các tiêu về kinh tế a Vốn đầu tư Ta có vốn đầu tư xây dựng đường dây là: - = 230,530 (đồng) Vốn đầu tư cho các trạm biến áp được cho bảng: Công suất định mức 16 25 40 (MVA) Gía thành 13 19 27 ( đồng/1 MBA) Gía thành trạm có MBA = 1,6 ÷ 1,8 lần trạm có MB Vậy vốn đầu tư để xây dựng trạm biến áp là: = 161,2.( đồng) Giá thành cho 1kVAr thiết bị bù : 30 (đồng) Vậy tổng vốn đầu từ để xây dựng mạng điện : a V = + = 230,530 + 161, = 391,73( đồng) Chi phí tổn thất điện - Tổn thất điện đường dây: ∆ = ∆P×τ Trong đó: τ : thời gian tổn thất công suất cực đại: τ = (0,124 + ×)2×8760 = (0,124 + 5500×)2×8760 = 3979,5 (giờ) Từ kết quả tính toán chương 2, tổn thất công suất tác dụng các đoạn đường dây mạng điện ∆P = 4,079 MVW ∆ = 4,079×3979,5 = 16232,38 (MWh) Tổng tổn thất công suất tác dụng lõi thép của các máy biến áp: ∆ = ∑∆ = (29 + 29×2 + 29 + 42 + 2×21 +2 ×21)× = 0,242 (MW) Theo kết quả tính toán chương 4, tổng tổn thất công suất tác dụng các cuộn dây máy biến áp là: ∆ = ∑∆ = 0,11 + 0,07 + 0,13 + 0,096 + 0,077 + 0,08 = 0,563 MW Khi đó, tổn thất điện các trạm biến áp là: ∆ = ∆8760 + ∆ × τ = 0,242×8760 + 0,563×3979,5 = 4360,37 MWh Tổng tổn thất điện mạng điện là: ∑∆A = ∆ + ∆ = 16232,38 + 4360,37 = 20592,75 MWh b Chi phí sản xuất điện năng: β= - Trong đó: : Chi phí hàng năm : Tổng điện năng/năm Xác định chi phí hằng năm: = + + + Ta có: + Chi phí khấu hao: = =26,11 (đồng/năm) + Chi phí bảo dưỡng: = 3%V = 3%× = 11,75 (đồng/năm) + Tiền lương: = 3%×× = 11,75 (đồng/năm) = ∑∆A× = 20592,75 × ×1650 = 33,97 (đồng/năm) = 33,97 + 26,11 + 11,75 +11,75 = 83,58.(đồng/năm) Xác định tổng điện năng/năm: = × = 98 ××5500 = 539 (kWh) - Vậy chi phí sản xuất điện là: β= = 155,06(đồng/kWh) giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải chế độ cực đại: K0= Z' ∑ PMAX = = 0,85.109(đ/MW) Tổng công suất phụ tải cực đại Tổng chiều dài đường dây Tổng công suất các máy biến áp hạ áp Tổng vốn đâu tư cho mạng điên Tổng vốn đầu tư đường dây Tổng vốn đầu tư trạm biến áp Tổng điện các phụ tải tiêu thụ Tổng tổn thất công suất ΔP Tổng tổn thất điện ΔA Chi phí vận hành hàng năm Chi phí tính toán hàng năm Giá thành truyền tải điện β Giá thành xây dựng 1MW công suất cực đại MW Km MVA đ đ đ kW.h MW MW.h đ đ đ/kW.h 109đ/MW 98 514,79 229 109 230,530.109 161,2 539 0,563 20592,75 11,75 83,58 155,06 0,85