MỤC LỤC
CHƯƠNG 1:
HIỆN TRẠNG VÀ PHƯƠNG HƯỚNG PHÁT TRIỂN KINH TẾ XÃ HỘI THỊ XÃ UÔNG BÍ GIAI ĐOẠN 2010 - 2015. 1
1.1. ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN & XÃ HỘI 1
1.1.1. Vị trí địa lý 1
1.1.2. Về hành chính: 1
1.2. ĐẶC ĐIỂM KINH TẾ 2
1.2.1. Công nghiệp - Tiểu thủ công nghiệp 2
1.2.2. Về nông nghiệp: 2
1.2.3. Lâm nghiệp: 2
1.2.4. Ngư nghiệp: 3
1.2.5. Thương mại dịch vụ du lịch: 3
1.2.6. Văn hoá giáo dục y tế: 4
1.3. PHƯƠNG HƯỚNG PHÁT TRIỂN KINH TẾ: 4
1.3.1. Sản xuất công nghiệp và tiểu thủ công nghiệp 4
1.3.2. Nông nghiệp - Lâm nghiệp - Ngư nghiệp 4
1.3.3. Thương mại - dịch vụ du lịch. 5
1.4. PHƯƠNG HƯỚNG CHỦ YẾU QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN KINH TẾ - XÃ HỘI CỦA THỊ XÃ UÔNG BÍ GIAI ĐOẠN 2010 - 2015 6
1.4.1. Nhịp độ tăng trưởng GDP của toàn Tỉnh định hướng năm 2015 6
1.4.2. Cơ sở kinh tế - kỹ thuật phát triển đô thị 6
1.4.2.1. Công nghiệp và dịch vụ du lịch 6
1.4.2.2. Ngành công nghiệp điện: 6
CHƯƠNG 2:
HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG ĐIỆN CỦA THỊ XÃ UÔNG BÍ VÀ TÌNH HÌNH CUNG CẤP ĐIỆN 7
2.1. NGUỒN VÀ LƯỚI ĐIỆN HIỆN TẠI 7
2.2. LƯỚI TRUNG THẾ 6KV 8
2.3. LƯỚI ĐIỆN HẠ THẾ 0,4 KV VÀ CÔNG TƠ. 20
2.3.1. Đường dây 0,4KV 20
2.3.2. Công tơ 21
2.4. TÌNH HÌNH SỬ DỤNG ĐIỆN HIỆN TẠI: 21
2.5. ĐÁNH GIÁ CHỈ TIÊU KỸ THUẬT LƯỚI TRUNG ÁP 26
2.5.1. Sơ đồ thay thế để tính toán 26
2.5.1.1. Sơ đồ đẳng trị của đường dây 26
2.5.1.2. Sơ đồ thay thế của máy biến áp. 27
2.5.2. Tổn thất công suất trong hệ thống cung cấp điện 31
2.5.3. Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật lưới trung áp 33
2.5.3.1. Sơ đồ nguyên lý: 34
2.5.3.2. Sơ đồ thay thế : 35
2.5.3.3 Nhận xét: 47
2.5.4. Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật lưới hạ áp. 47
2.5.5. Kết luận chung. 59
CHƯƠNG 3:
DỰ BÁO NHU CẦU ĐIỆN CỦA THỊ XÃ UÔNG BÍ 60
3.1. GIỚI THIỆU MỘT SỐ PHƯƠNG PHÁP DỰ BÁO PHỤ TẢI THÔNG DỤNG: 60
3.1.1. Phương pháp hệ số vượt trước: 60
3.1.2. Phương pháp tính trực tiếp: 61
3.1.3. Phương pháp ngoại suy theo chuỗi thời gian: 62
3.1.4. Phương pháp tương quan: 63
3.1.5. Phương pháp so sánh đối chiếu: 64
3.1.6. Phương pháp chuyên gia: 64
3.1.7. Phương pháp Medee - S: 64
3.1.8. Phương pháp hệ số tăng trưởng: 66
3.2. DỰ BÁO PHỤ TẢI THEO PHƯƠNG PHÁP TĂNG TRƯỞNG 67
3.3. DỰ BÁO TÌNH TRẠNG TẢI CỦA CÁC PHỤ TẢI NẰM TRÊN ĐỊA BÀN PHƯỜNG PHƯƠNG ĐÔNG. 71
3.3.1. Dự báo công suất của các phụ tải trong giai đoạn 2010-2015: 71
3.3.2. Dự báo công suất chạy trên các lộ đường dây giai đoạn 2010-2015: 71
3.3.3. Đánh giá khả năng tải của các mba và các đường dây trung áp: 72
3.3.3.1. Hệ số tải của các MBA: 72
3.3.3.2. Khả năng tải của các đoạn đường dây trung áp 73
3.3.4. Thống kê quá tải của mba và đường dây trung áp 74
3.3.5. Đánh giá khả năng tải của các trạm biến áp nguồn trung gian: Error! Bookmark not defined.
CHƯƠNG 4:
CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO LƯỚI ĐIỆN THỊ XÃ UÔNG BÍ GIAI ĐOẠN 2010-2015 75
4.1. TÌNH TRẠNG HỆ THỐNG ĐIỆN NHÌN TỔNG QUÁT : 75
4.2. CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO LƯỚI ĐIỆN : 76
4.2.1. Phương án 1 76
4.2.2. Phương án 2 76
4.2.3. Phương án 3 77
4.2.4. Nguyên tắc cải tạo 77
4.3. THIẾT KẾ CẢI TẠO HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN 77
4.3.1. Phương án 1 77
*) Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật lưới trung áp theo phương án 1. 81
4.3.2. Phương án II 86
*)Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật lưới trung áp theo phương án 2. 90
CHƯƠNG 5:
PHÂN TÍCH KINH TẾ LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO TỐI ƯU 94
5.1. CÁC CHỈ TIÊU ĐÁNH GIÁ 94
5.1.1. Giá trị hiện tại NPV 94
5.1.2. Tỉ số hoàn vốn nội tại IRR (internal rate return). 95
5.1.3. Thời gian hoàn vốn T. 95
5.2. ĐÁNH GIÁ CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ THEO PHƯƠNG ÁN 1: 97
5.2.1. Tính vốn đầu tư và chi phí vận hành. 97
5.2.2. Tính NPV : 99
5.3. ĐÁNH GIÁ CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ THEO PHƯƠNG ÁN 2: 99
5.3.1. Tính vốn đầu tư và chi phí vận hành. 99
5.3.2. Tính NPV : 101
CHƯƠNG 6:
CHỐNG TỔN THẤT KINH DOANH TRONG MẠNG ĐIỆN HẠ ÁP THỊ XÃ UÔNG BÍ 103
6.1. NHỮNG NGUYÊN NHÂN CƠ BẢN DẪN ĐẾN TỔN THẤT KINH DOANH. 103
6.1.1. Tổn thất điện năng do hành lang bảo vệ đường dây bị vi phạm. 103
6.1.2. Tổn thất điện năng do hiện tượng ăn cắp điện. 103
6.1.3. Tổn thất do tính chính xác của công tơ và độ tịn cậy của các công tơ. 104
6.1.3.1. Tính chính xác của công tơ chưa được kiểm định 105
6.1.3.2. Tính chính xác của các công tơ đã được Điện lực Quảng Ninh kiểm định và kẹp chì. 107
6.1.4. Tổn thất điện năng do công tơ hỏng. 108
6.1.5. Tổn thất do công tác quản lí điện 110
6.1.6. Tổn thất do sứ cách điện, mối nối giữa các nhánh đường dây 111
6.2. NHỮNG GIẢI PHÁP CHỐNG TỔN THẤT KINH DOANH TRÊN LƯỚI ĐIỆN UÔNG BÍ 112
6.2.1. Hoàn thiện thiết bị đo đếm 112
6.2.1.1. Đánh giá sai số của công tơ 113
6.2.1.2. Quản lý thiết bị đo đếm : 126
6.2.1.3. Chống lấy cắp điện 128
6.2.2. Hoàn thiện bộ máy tổ chức quản lí lưới điện. 134
6.2.2.1. Phân đoạn mạng điện. 136
6.2.2.2. Phân tích đánh giá các mô hình quản lý kinh doanh điện ở nông thôn 137
6.2.2.3. Tình hình quản lý kinh doanh điện ở phường Phương Đông: 143
6.2.2.4. Đề xuất mô hình quản lý kinh doanh điện ở phường Phương Đông: 144
6.2.2.5. Tổ chức đào tạo đội ngũ công nhân quản lý điện 146
6.2.2.6. Quản lý sổ sách hóa đơn, chứng từ 146
6.2.2.7. Phát hiện các hiện tượng nghi vấn. 147
6.2.3. Đánh giá hiệu quả của các giải pháp chống tổn thất kinh doanh áp dụng cho lưới điện hạ áp nông thôn 148
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 150
TÀI LIỆU THAM KHẢO.151
166 trang |
Chia sẻ: lethao | Lượt xem: 1786 | Lượt tải: 1
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Đồ án Quy hoạch, cải tạo và đề xuất một số phương án giảm tổn thất kinh doanh lưới điện Uông Bí, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
a có bảng thông số sau:
Bảng 3.4 Công suất các phụ tải phường Phương Đông giai đoạn 2010-2015
STT
Tên Trạm
Sđ
(KVA)
Cosj
Pđo
Ktb
SM
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
1
Gạch dốc đỏ
160
0.8
83.2
0.0931
104
114
124
136
148
162
177
2
XN Cơ Giới
100
0.8
52
0.0931
65
71
78
85
93
101
111
3
XHT Đồng Minh
100
0.8
52
0.0931
65
71
78
85
93
101
111
4
Phương đông 4
180
0.8
93.6
0.0931
117
128
140
153
167
183
200
5
XN Than Thùng
100
0.8
56
0.0931
70
77
84
91
100
109
119
6
Phương đông 1
100
0.8
48
0.0931
60
66
72
78
86
94
102
7
Phương đông 3
250
0.8
130
0.0931
163
178
194
212
232
254
277
8
BV Thuỵ điển
1250
0.8
600
0.0931
750
820
896
980
1071
1170
1279
9
C khí 250 xe
100
0.8
65
0.0931
81.3
88.8
97.1
106
116
127
139
10
Mỏ Hồng Thái
100
0.8
48
0.0931
60
66
72
78
86
94
102
3.3.2. Dự báo công suất chạy trên các lộ đường dây giai đoạn 2010-2015:
Căn cứ vào các số liệu đã có trong chương trước , ta có thể tính được các thông số và công suất chạy trên các lộ đường dây giai đoạn 2010-2015 trong bảng thống kê sau :
Bảng 3.5: Công suất truyền tải trên các đoạn đường dây giai đoạn
2010-2015:
Lộ 677- Trung Gian Cầu Sến
STT
Tuyến dây
P
(KW)
Cosj
Ktb
Sd
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
1
6-7
56
0.8
0.0931
70
77
84
91
100
109
119
2
5-6
150
0.8
0.0931
188
205
224
245
268
293
320
3
6-14
94
0.8
0.0931
118
128
140
153
168
183
200
4
19-11
83
0.8
0.0931
104
113
124
136
148
162
177
5
19-12
52
0.8
0.0931
65
71
78
85
93
101
111
6
4-15
52
0.8
0.0931
65
71
78
85
93
101
111
7
8-10
52
0.8
0.0931
65
71
78
85
93
101
111
8
8-9
600
0.8
0.0931
750
820
896
980
1071
1170
1279
9
7-13
56
0.8
0.0931
70
77
84
91
100
109
119
10
2-17
130
0.8
0.0931
163
178
194
212
232
254
277
11
1-18
48
0.8
0.0931
60
66
72
78
86
94
102
12
3-16
48
0.8
0.0931
60
66
72
78
86
94
102
13
5-19
135
0.8
0.0931
169
184
202
220
241
263
288
14
4-5
285
0.8
0.0931
356
389
426
465
509
556
608
15
3-4
337
0.8
0.0931
421
460
503
550
601
657
719
16
8-3
652
0.8
0.0931
815
891
974
1064
1164
1272
1390
17
2-3
1037
0.8
0.0931
1296
1417
1549
1693
1851
2023
2211
18
1-2
1167
0.8
0.0931
1459
1595
1743
1905
2083
2277
2489
19
0-1
1215
0.8
0.0931
1519
1660
1815
1984
2168
2370
2591
3.3.3. Đánh giá khả năng tải của các mba và các đường dây trung áp:
3.3.3.1. Hệ số tải của các MBA:
Ta có hệ số tải của MBA: Kt=
Bảng 3.6 : Hệ số tải Phường Phương Đông giai đoạn 2010-2015
STT
Tên Trạm
S
(KVA)
Cos
F
Pmax
Ktb
Kt
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
1
Gạch dốc đỏ
160
0,8
83
0,093
0,65
0,71
0,78
0,85
0,93
1,01
1,11
2
XN thi công cgiới
100
0,8
52
0,093
0,65
0,71
0,78
0,85
0,93
1,01
1,11
3
XHT đồng minh
100
0,8
52
0,093
0,65
0,71
0,78
0,85
0,93
1,01
1,11
4
Phương đông 4
180
0,8
94
0,093
0,65
0,71
0,78
0,85
0,93
1,01
1,11
5
XN than thùng
100
0,8
56
0,093
0,7
0,77
0,84
0,91
1
1,09
1,19
6
Phương đông 1
100
0,8
48
0,093
0,6
0,66
0,72
0,78
0,86
0,94
1,02
7
Phương đông 3
250
0,8
130
0,093
0,65
0,71
0,78
0,85
0,93
1,01
1,11
8
BV VN – T. điển
1250
0,8
600
0,093
0,6
0,66
0,72
0,78
0,86
0,94
1,02
9
C khí 250 xe
100
0,8
52
0,093
0,65
0,71
0,78
0,85
0,93
1,01
1,11
10
VP Mỏ H.Thái
100
0,8
48
0,093
0,6
0,66
0,72
0,78
0,86
0,94
1,02
3.3.3.2. Khả năng tải của các đoạn đường dây trung áp
Ta có dòng điện chạy trên đoạn đường dây: I =
Như vậy căn cứ vào Bảng 3.5 trước đó ta có thể tính toán được dòng điện chạy trên các lộ đường dây vào các bảng sau:
Bảng 3.7 Dòng điện chạy trên các đoạn đường dây giai đoạn 2010-2015:
STT
Tuyến dây
Loại dây
Icp
S
2009
I
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
1
6-7
AC 50
210
70
6,7
7,4
8,0
8,8
9,6
10,5
11,5
2
5-6
AC 50
210
187
18,0
19,7
21,6
23,6
25,8
28,2
30,8
3
6-14
AC 50
210
117
11,3
12,4
13,5
14,8
16,1
17,6
19,3
4
19-11
AC 50
210
104
10,0
10,9
11,9
13,0
14,3
15,6
17,0
5
19-12
AC 50
210
65
6,3
6,8
7,5
8,2
8,9
9,8
10,7
6
4-15
AC 50
210
65
6,3
6,8
7,5
8,2
8,9
9,8
10,7
7
8-10
AC 50
210
65
6,3
6,8
7,5
8,2
8,9
9,8
10,7
8
8-9
AC 70
265
750
72,2
78,9
86,2
94,3
103,0
112,6
123,1
9
7-13
AC 70
265
70
6,7
7,4
8,0
8,8
9,6
10,5
11,5
10
2-17
AC 70
265
163
15,6
17,1
18,7
20,4
22,3
24,4
26,7
11
1-18
AC 50
210
60
5,8
6,3
6,9
7,5
8,2
9,0
9,8
12
3-16
AC 70
265
60
5,8
6,3
6,9
7,5
8,2
9,0
9,8
13
5-19
AC 50
210
169
16,2
17,8
19,4
21,2
23,2
25,3
27,7
14
4-5
AC 70
265
356
34,3
37,5
41,0
44,8
48,9
53,5
58,5
15
3-4
AC 70
265
421
40,5
44,3
48,4
52,9
57,9
63,3
69,2
16
8-3
AC 70
265
815
78,4
85,7
93,7
102,4
112,0
122,4
133,8
17
2-3
AC 70
265
1296
124,7
136,3
149,0
162,9
178,1
194,7
212,8
18
1-2
AC 70
265
1459
156,0
170,5
186,4
203,7
222,7
243,4
266,1
19
0-1
AC 70
265
1519
159,4
174,3
190,5
208,2
227,6
248,8
272,0
3.3.4. Thống kê quá tải của mba và đường dây trung áp
Bảng 3.7 Thông kê các thiết bị quá tải giai đoạn 2010-2015:
Thiết bị quá tải
2011
2012
2013
2014
2015
Số lượng MBA
0
1
1
7
10
Dung lượng quá tải KVA
0
6
16
47
177
Số Km đường dây quá tải
0
0
0
0
0.96
CHƯƠNG 4:
CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO LƯỚI ĐIỆN THỊ XÃ UÔNG BÍ GIAI ĐOẠN 2010-2015
4.1. TÌNH TRẠNG HỆ THỐNG ĐIỆN NHÌN TỔNG QUÁT :
Qua rất nhiều các kết quả tính toán trước đó ta có thể nhận thấy một điều rằng hệ thống nằm trên địa bàn phường Phương Đông nhìnn chung sau một thời gian nâng cấp cũng vận hành khá tốt tại một số nơi .Song về cơ bản đó vẫn là hệ thống cũ và không đảm bảo cho công tác vận hành mai sau . Với tình trạng hiện nay , chỉ cần nâng nhu cầu công suất trong một thời gian ngắn sắp tới thì sẽ có tác động xấu tới các thiết bị do quá tải hay sự cố chạm chập vv.
Hiện nay nguồn chủ yếu vẫn là do trung gian Cầu Sến cấp tại các thanh cái 6KV . Tổng công suất của hai máy biến áp là 3600KVA do Liên Xô tài trợ lắp đặt và vận hành khá tin cậy . Mặc dù vậy công suất của cả hai máy là nhỏ so với khả năng tăng trưởng của nhu cầu phụ tải trên địa bàn phường . Đặc biệt hơn là tình trạng hệ thống lưới trung áp luôn trục trặc do chắp vá hay sử dụng không đúng tiêu chuẩn . Nhiều lộ không tương xứng với khả năng tải cũng như về tiết diện dây rất dễ gây sự cố.
Trong nhiều trường hợp , có một số phụ tải quan trọng đã không được đảm bảo cung cấp điện gây ảnh hưởng khá nghiêm trọng . Nhiều đoạn đường dây không còn đảm bảo tính năng kỹ thuật cũng như các chỉ tiêu cho phép .Như vậy xuất phát từ hiện trạng cũng như tốc độ tăng trưởng phụ tải , để đáp ứng nhu cầu thì cần phải có một biện pháp nâng cấp cũng như cải tạo lại sao cho phù hợp cũng như đặt được các tiêu chuẩn cho công tác vận hành và đó cũng là công việc cấp thiết đòi hỏi đặt ra trước mắt .
4.2.CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO LƯỚI ĐIỆN :
4.2.1. Phương án 1
Đối với phương án này ta dựa trên hiện trạng lưới điện và kết quả dự báo nhu cầu điện năng trong từng giai đoạn để từ đó xây dựng các phương án cải tạo hệ thống cung cấp điện bao gồm :
+ Cải tạo nguồn
Ta tiến hành nâng công suất của trạm biến áp trung gian Cầu Sến hoặc lắp thêm các trạm biến áp trung gian .
+Cải tạo lưới
Đối với đường dây trung và hạ áp ta tiến hành tăng tiết diện đường dây , lắp đặt thêm các lộ mới hoặc ta có thể thay đổi cấu trúc của lưới
Đối với các máy biến áp phân phối ta tiến hành nâng công suất của máy bằng cách thay thế hoặc đặt thêm máy , phân chia khu vực và đặt thêm các trạm tức là thay đổi cấu trúc lưới . Ta có thể nâng công suất một lần để đáp ứng nhu cầu của phụ tải hoặc có thể phân từng giai đoạn để nâng cấp , điều này phụ thuộc vào vốn và tính kinh tế của lưới điện .
Ta thấy phương án này chỉ có tác dụng trước mắt đáp ứng được sự tăng nhanh của phụ tải , tiết kiệm được vốn đầu tư , nhưng trong tương lai lưới điện trở nên cháp vá , thiết bị nhiều chủng loại dẫn đến vận hành phức tạp , độ tin cậy cung cấp điện thấp .
4.2.2. Phương án 2
Trên cơ sở mật độ phụ tải và giá bán điện ta xác định dung lượng tốt ưu của trạm biến áp và tiết diện tối ưu của dây dẫn . Trong tương lai , tuỳ thuộc vào độ tăng trưởng của phụ tải mà ta có thể đặt các MBA hoặc là tách các phụ tải và đặt thêm các trạm biến áp mới với công suất hợp lý của MBA đã chọn . Đối với phương án này cần huy động một lúc nhiều vốn vào thời điểm bắt đầu cải tạo , song trong tương lai ta có một lưới điện ít chủng loại thiết bị , vận hành linh hoạt ,độ tin cậy cung cấp điện cao.
4.2.3. Phương án 3
Thay thế toàn bộ lưới điện 6KV lên lưới điện 22KV.Xây dựng các trạm biến áp tiêu thụ 22/0,4KV cho các xã để thay thế toàn bộ các trạm biến áp tiêu thụ 6/0,4 hiện có. Xây dựng và cải tạo đường dây cũ để đảm bảo kỹ thuật và an toàn cho công việc vận hành và quản lý lưới 22KV.
Do tính hình phát triển của toàn thị xã và do định hướng cho tương lai của chi nhánh điện Uông Bí thì phương án 3 có chi phí lớn hơn và có lượng đầu tư quá lớn do đó phương án 3 tôi không đưa vào tính toán so sánh, nên tôi chỉ đi tính toán cụ thể cho phương án 1 và phương án 2 .
4.2.4. Nguyên tắc cải tạo
Ta chỉ tiến hành cải tạo các thiết bị quá tải hoặc vượt quá chỉ tiêu kỹ thuật tại một thời điểm , ta tiến hành cải tạo trước đó một năm.
4.3. THIẾT KẾ CẢI TẠO HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN
4.3.1. Phương án 1
Cải tạo các MBA phân phối
Ta có các MBA phân phối trong tình trạng quá tải và thời điểm quá tải trong những khoảng thời gian như sau:
Bảng 4.1: Danh sách các MBA bị quá tải và thời điểm quá tải .
STT
Tên Trạm
Sđ
(KVA)
Cosj
Pđo
Ktb
SM
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
1
Gạch dốc đỏ
160
0.8
83.2
0.0931
104
114
124
136
148
162
177
2
XN Cơ Giới
100
0.8
52
0.0931
65
71
78
85
93
101
111
3
XHT Đ.Minh
100
0.8
52
0.0931
65
71
78
85
93
101
111
4
Phương đông 4
180
0.8
93.6
0.0931
117
128
140
153
167
183
200
5
XN than thùng
100
0.8
56
0.0931
70
77
84
91
100
109
119
6
Phương đông 1
100
0.8
48
0.0931
60
66
72
78
86
94
102
7
Phương đông 3
250
0.8
130
0.0931
163
178
194
212
232
254
277
8
BV Thuỵ điển
1250
0.8
600
0.0931
750
820
896
980
1071
1170
1279
9
C khí 250 xe
100
0.8
65
0.0931
81.3
88.8
97.1
106
116
127
139
10
Mỏ Hồng Thái
100
0.8
48
0.0931
60
66
72
78
86
94
102
Căn cứ vào thời điểm và dung lượng công suất bị quá tải , ta có bảng sau nhằm xác định thời điểm cũng như lượng công suất cải tạo như sau :
Bảng 4.2 Danh sách các MBA và công suất cải tạo.
STT
Tên Trạm
Sđ
(KVA)
SM
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
1
Gạch dốc đỏ
160
250
2
XN Cơ Giới
100
160
3
XHT đồng minh
100
160
4
Phương đông 4
180
320
5
XN than thùng
100
160
6
Phương đông 1
100
160
7
Phương đông 3
250
400
8
BV Thuỵ điển
1250
1800
9
C khí 250 xe
100
180
10
Mỏ Hồng Thái
100
160
Lượng công suất cải tạo và nâng cấp trong các năm
Nâng cấp
80
590
Xây mới
880
2120
Sau khi cải tạo ta có thông số các MBA và hệ số tải sẽ đáp ứng được nhu cầu tăng trong các năm .
Cải tạo các đường dây trung áp :
Ta có có các đoạn dường dây trung áp bị quá tải như sau :
Bảng 4.3 Danh sách các đoạn đường dây quá tải .
STT
Tuyến dây
Icp
S
2009
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
1
1-2
265
1459
156,0
170,5
186,4
203,7
222,7
243,4
266,1
2
0-1
265
1519
159,4
174,3
190,5
208,2
227,6
248,8
272,0
Như vậy để đảm bảo các chỉ tiêu kỹ thuật và đảm bảo khả năng truyền tải công suất ,cũng như tính đồng nhất chủng loại dây của lưới điện trong giai đoạn 2010-2015, ta tăng tiết diện của các đoạn đường dây trục chính từ AC-70 lên dây AC-120, dây nhánh từ AC-50 lên AC-70.Ta tiến hành cải tạo trước đó 1 năm.
Sau khi cải tạo xong ta có sơ đồ nguyên lý lưới trung áp phường Phương Đông.
677 - T.G Cầu Sến
13
14
1
5
6
7
8
7’
XN Than (160KVA)
AC70/ 0,1
Phương Đông (320KVA)
AC70/ 0,12
AC120/ 0,5
15
4
Đồng Minh (160KVA)
AC70/ 0,3
3
Hông Thái (160KVA)
AC70/ 0,8
16
AC7120/ 0,28
AC70/ 0,072
AC120/ 0,92
AC70/ 0,6
AC120/ 1,8
AC120/ 0,96
AC120/ 0,6
Phương Đông 3 (400KVA)
AC70/ 0,45
2
17
Phương Đông1 (160KVA)
AC70/ 0,85
AC120/ 0,36
18
AC70/ 0,025
T. Cơ Giới (160KVA)
12
G. Dốc Đỏ (250KVA)
11
10
Cơ Khí (180KVA)
AC70/ 1,3
AC70/ 1
B.V Thuỵ Điển (1800KVA)
9
Hình 4.4: Sơ đồ nguyên lý đ. dây 677- TG Cầu Sến sau cải tạo theo PA 1
Phương thức vận hành và hướng đi đường dây trung thế thuộc phường Phương Đông vẫn như cũ , riêng tiết diện dây được nâng cấp và thay thế theo bảng thống kế sau:
Vị trí
Cải tạo
Vị trí
Xây mới
Loại dây
Chiều dài(km)
Loại dây
Chiều dài(km)
Các đường rẽ nhánh
AC-70
5,842
0¸7
AC-120
5,42
c) Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật lưới trung áp theo phương án 1.
Trong phương án 1, như ta đã tính ở phần trước ta đã cải tạo các MBA và các lộ dây trung áp . Để tính toán lại sau khi cải tạo ta vẫn xét lộ cũ lộ 677- Trung Gian Cầu Sến.
Xét lộ 677- Trung Gian Cầu Sến : tương tự như phần trước ta có sơ đồ tính toán như sau.
7
0
1
DS d2
2
3
4
5
6
18
DSB18
Spt18
DSd18
ZB14
17
DSB17
Spt17
DSd17
16
DSB16
Spt16
DSd16
15
DSB15
Spt15
DSd15
14
DSB14
Spt14
DSd14
13
DSB13
Spt13
DSd13
19
DSd5-19
DSB12
Spt12
DSd12-19
11
DSB11
DSd11
8
DSB10
DSd10
DSB9
DSd9
DSd3-20
Spt11
DS d3
DS d4
DS d5
DS d6
DS d7
DS d1
12
9
10
Hình 4.5 Sơ đồ thay thế tính toán cho lộ 677- Trung Gian Cầu Sến PA I
Với Tmax =3500 h/năm ta có:
t = (0,124 + 3500 .10-4)2. 8760 = 1968 (h)
Cosj = 0,8 ® Sinj = 0,6
DPB = D P0 + 0.5 + 2,95 . (0,6)2 =1,562 (kW)
DQB = D Q0 + = 9.6+ 6.4 . (0,6)2 = 11.904(KVAr)
DAB = DPo . t + . t
= 0,5. 8760 + [2,95 . (0,6)2 ] . 1968 = 6470 (KWh )
Tính toán tương tự ta có bảng kết quả như sau:
Bảng 4.6 Thông số vận hành của các phụ tải và các MBA phương án I
Lộ 677- Trung Gian Cầu Sến
Nút
Tên trạm
Sđm
KVA
Kt
cosj
Ppt
kW
Qpt
KVAr
DPB
kW
DQB
KVAr
DAB
KWh
18
Phương Đông 1
160
0.6
0.8
76.8
57.6
1.562
11.904
6470
17
Phương Đông 3
400
0.65
0.8
208
156
3.269
26.76
12139
9
Bệnh việnTĐ
1800
0.6
0.8
864
648
16.94
132.12
89712
10
C khí 250 xe
180
0.65
0.8
93.6
70.2
1.861
13.842
7262
12
XN C. giới
160
0.65
0.8
83.2
62.4
1.746
12.304
6832.9
11
Gạch Dốc Đỏ
250
0.65
0.8
130
97.5
2.372
19.225
9015.5
14
Phương Đông 4
320
0.65
0.8
166.4
125
2.799
24.608
10603
13
XN than thùng
160
0.7
0.8
89.6
67.2
1.946
12.736
7224.7
15
HTXĐồng Minh
160
0.65
0.8
83.2
62.4
1.746
12.304
6832.9
16
Mỏ Hồng Thái
160
0.6
0.8
76.8
57.6
1.562
11.904
6470
Bảng 4.7 Thông số kỹ thuật của đường dây sau cải tạo PA I.
Đoạn
Loại dây
ro(W/km)
xo(W/km)
L(km)
R(W)
X(W)
0-1
AC120
0.27
0.365
0.6
0.162
0.219
1-2
AC120
0.27
0.365
0.96
0.259
0.350
2-3
AC120
0.27
0.365
1.8
0.486
0.657
3-4
AC120
0.27
0.365
0.92
0.248
0.336
4-5
AC120
0.27
0.365
0.28
0.076
0.102
5-6
AC120
0.27
0.365
0.5
0.135
0.183
6-7
AC70
0.46
0.382
0.1
0.046
0.038
7-13
AC70
0.46
0.382
0.12
0.055
0.046
6-14
AC70
0.46
0.382
0.3
0.138
0.115
4-15
AC70
0.46
0.382
0.8
0.368
0.306
3-16
AC70
0.46
0.382
0.45
0.207
0.172
2-17
AC70
0.46
0.382
0.85
0.391
0.325
1-18
AC70
0.46
0.382
0.6
0.276
0.229
3-8
AC70
0.46
0.382
1.8
0.828
0.688
8-9
AC70
0.65
0.382
0.12
0.078
0.046
8-10
AC70
0.46
0.382
0.72
0.331
0.275
19-11
AC70
0.46
0.382
1.3
0.598
0.497
19-12
AC70
0.46
0.382
0.025
0.012
0.010
Tính tổn thất trên từng đoạn đường dây:
1.Đoạn từ 13 ¸ 7:
S “13¸7 = Spt13 + DSB13 = 89.6+ j 67.2+1,946 +j12,736
= 91,546 + j 79,936 (KVA)
- Tổn thất công suất:
DS13¸7 =
=
= 0,022+ j 0,019 (KVA)
® S ‘13¸7 = S “13¸7 + DS13¸7 = 91,568 + j 79,955 (KVA)
- Tổn thất điện áp:
DU13-7 =
= 0,009 (KV)
- Tổn thất điện năng:
DA13-7 = DP13-7 . t = 0,022 .1968 = 43,296 (KWh)
Bảng 4.8: Tổn thất của lộ 677- TG Cầu Sến sau cải tạo PA I
Đoạn đường dây
Tổn thất công suất
(KVA)
Tổn thất điện áp
(KV)
Tổn thất điện năng
(KWh)
0-1
0,298+j 0,248
0,00085
351,2
1-2
0,15+j 0,25
0,0009
231,1
2-3
0,95+j 1,085
0,0049
210,3
3-4
1,52+j 1,6
0,152
203,4
4-5
0,164+j 0,128
0,0063
102
5-6
0,189+j 0,372
0,0021
106
6-7
1,345+j 1,214
0,06
41,34
7-13
0,022+j 0,019
0,0014
54,21
6-14
0,013+j 0,012
0,0061
51.25
4-15
0,0135+j 0,0121
00052
46,57
3-16
0,021+j 0,0234
0,0072
50,12
2-17
0,0098+j 0,0078
0,0032
42,1
1-18
0,035+j 0,05
0,0052
51,3
3-8
0,257+j 0,324
0,06
85.76
8-9
0,012+j 0,009
0,003
41,21
8-10
0,02+j 0,032
0,0045
41,23
19-11
0,042+j 0,031
0,007
52,14
19-12
0,025+j 0,034
0,00065
54,68
Công suất yêu cầu tại thanh góp là.
S= S1-2+ Spt18 =2014,6+j 1975,4 (KVA)
Tổng tổn thất công suất tác dụng.
DPS = S DPdd +S DPB = 5,0843 + 35,803 = 40,89 ( kW)
DP% = = 2,2%
Tổn thất điện áp
DUmax = DU0-13 = 0.152 (KV)
DU% = = 2,5%
Tổn thất điện năng
DAS = S DAdd +S DAB = 163959 (KWh)
DA% = = 4,1%
4.3.2. Phương án II
a) Xác định dung lượng MBA theo mật độ phụ tải
Ta có công thức tính mật độ phụ tải như sau :
s =
Trong đó :
s là mật độ phụ tải (VA/m2)
Sđmi là hệ số tải của MBA thứ i
KTi là hệ số tải của MBA thứ i
F là diện tích khu vực tính toán (m2)
Ta có diện tích khu vực F=0,523 Km2
Tính toán ta được
s = ==3,00(VA/m2)
Dựa vào hệ số tăng trưởng trung bình của các năm Ktb=9,31% ta có thể dự báo mật độ phụ tải của phường đến năm 2015 như sau.
Bảng 4.9 Hệ số mật độ phụ tải qua các năm .
Năm
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
s
3
3.28
3.585
3.918
4.28
4.68
5.118
Từ kết quả dự báo mật độ phụ tải của năm 2015 và giá bán điện là 750đ/KWh. Theo giản đồ khoảng chia kinh tế cấu trúc hợp lý cấu trúc lưới hạ áp trong tài liệu ta chọn được công suất hợp lý cho trạm biến áp phân phối trong phường là : Sđm= 250 (KVA)
b) Cải tạo các lộ đường dây.
Cũng như vậy với mật độ phụ tải như trên ta tài liệu kỹ thuật xác định định tiết diện dây trục , dây nhánh tối ưu như sau :
Dây dẫn
Tiết diện tối ưu (mm2)
Đường trục
120
Đường nhánh
70
Như vậy, phương án này đường trục sẽ được thay thống nhất một loại dây AC - 120 và đường nhánh thay thống nhất một loại dây AC-70. Tuy nhiên, vẫn có thể tận dụng dây dẫn có tiết diện trên đang vận hành để sử dụng.
Khối lượng đường dây cải tạo và xây mới
Vị trí
Cải tạo
Vị trí
Xây mới
Loại dây
Chiều dài(km)
Loại dây
Chiều dài(km)
Các đường rẽ nhánh
AC-70
5,842
0¸7
AC-120
5,42
c) Cải tạo các MBA trên địa bàn phường
Như đã xác định ở phần trước ta có thể nhận thấy tất cả các MBA mà ta thay thế tối ưu là loại MBA 250KVA. Còn đối với phụ tải nào có công suất quá tải lớn hơn 250KVA thì ta sẽ phân chia lại khu vực phụ tải hoặc sẽ đặt thêm nhiều máy có cùng công suất . Như vậy ta có bảng sau :
Bảng 4.10: Danh sách các MBA và công suất cải tạo.
STT
Tên Trạm
Sđ
(KVA)
SM
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
1
Gạch dốc đỏ
160
250
2
XN Cơ Giới
100
250
3
XHT đồng minh
100
250
4
Phương đông 4
180
2x250
5
XN than thùng
100
250
6
Phương đông 1
100
250
7
Phương đông 3
250
2x250
8
BV Thuỵ điển
1250
2x1000
9
C khí 250 xe
100
250
10
Mỏ Hồng Thái
100
250
Lượng công suất cải tạo và nâng cấp trong các năm
Nâng cấp
150
250
Xây mới
2000
1500
Như vậy với phương án 2 , sau khi cải tạo ta có các lộ dây và các MBA ta có sơ đồ nguyên lý các đường dây như sau :
677 - T.G Cầu Sến
13
14
1
5
6
7
8
19
XN Than (250KVA)
AC70/ 0,1
Phương Đông (2x250KVA)
AC70/ 0,12
AC120/ 4,5
15
4
Đồng Minh (250KVA)
AC70/ 0,3
3
Hông Thái (250KVA)
AC70/ 0,8
16
AC7120/ 0,28
AC70/ 0,072
AC120/ 0,92
AC70/ 0,6
AC120/ 1,8
AC120/ 0,96
AC120/ 0,6
Phương Đông 3 (250KVA)
AC70/ 0,45
2
17
Phương Đông1 (250KVA)
AC70/ 0,85
AC120/ 0,36
18
AC70/ 0,025
T. Cơ Giới (250KVA)
12
G. Dốc Đỏ (2x250KVA)
11
10
Cơ Khí (250KVA)
AC70/ 1,3
AC70/ 1,8
B.V Thuỵ Điển (2x1000KVA)
9
Hình 4.11 Sơ đồ nguyên lý đường dây 677- TG Cầu Sến sau cải tạo
phương án 2
Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật lưới trung áp theo phương án 2.
Bảng 4.12. Thông số vận hành của các phụ tải và các MBA phương án 2.
Nút
Tên trạm
Sđm
KVA
Kt
cosj
Ppt
kW
Qpt
KVAr
DPB
kW
DQB
KVAr
DAB
KWh
18
Phương Đông 1
250
0.6
0.8
120
90
2.116
18.6
8511.2
17
Phương Đông 3
2x250
0.65
0.8
260
97.5
4.745.
16.725
18031
9
Bệnh việnTĐ
2x1000
0.6
0.8
960
720
21.25
69.8
108378
10
C khí 250 xe
250
0.65
0.8
130
97.5
2.372
16.725
9015.5
12
XN c giới
250
0.65
0.8
130
97.5
2.372
16.725
9015.5
11
Gạch Dốc Đỏ
250
0.65
0.8
130
97.5
2.372
16.725
9015.5
14
Phương Đông 4
2x250
0.65
0.8
260
97.5
4.745
16.725
18031
13
XN than thùng
250
0.7
0.8
140
105
2.649
17.4
9560.1
15
HTXĐồng Minh
250
0.65
0.8
130
97.5
2.372
16.725
9015.5
16
Mỏ Hồng Thái
250
0.6
0.8
120
90
2.116
16.1
8511.2
Tổng
47.11
207084
Với Tmax =3500 h/năm ta có:
t = (0,124 + 3500 .10-4)2. 8760 = 1968 (h)
Cosj = 0,8 ® Sinj = 0,6
DPB = D P0 + 0.64 + 4,1 . (0,6)2 =2,116 (kW)
DQB = D Q0 + = 15+ 10 . (0,6)2 = 18,6(KVAr)
DAB = DPo . t + . t
= 0,64. 8760 + [4,1 . (0,6)2 ] . 1968 = 8511,168 (KWh )
Bảng 4.13 Thông số kỹ thuật của đường dây sau cải tạo phương án 2.
Đoạn
Loại dây
ro(W/km)
xo(W/km)
L(km)
R(W)
X(W)
0-1
AC120
0.27
0.365
0.6
0.162
0.219
1-2
AC120
0.27
0.365
0.96
0.259
0.350
2-3
AC120
0.27
0.365
1.8
0.486
0.657
3-4
AC120
0.27
0.365
0.92
0.248
0.336
4-5
AC120
0.27
0.365
0.28
0.076
0.102
5-6
AC120
0.27
0.365
0.5
0.135
0.183
6-7
AC70
0.46
0.382
0.1
0.046
0.038
7-13
AC70
0.46
0.382
0.12
0.055
0.046
6-14
AC70
0.46
0.382
0.3
0.138
0.115
4-15
AC70
0.46
0.382
0.8
0.368
0.306
3-16
AC70
0.46
0.382
0.45
0.207
0.172
2-17
AC70
0.46
0.382
0.85
0.391
0.325
1-18
AC70
0.46
0.382
0.6
0.276
0.229
3-8
AC70
0.46
0.382
1.8
0.828
0.688
8-9
AC70
0.65
0.382
0.12
0.078
0.046
8-10
AC70
0.46
0.382
0.72
0.331
0.275
19-11
AC70
0.46
0.382
1.3
0.598
0.497
19-12
AC70
0.46
0.382
0.025
0.012
0.010
Tính tổn thất trên từng đoạn đường dây:
1.Đoạn từ 13 ¸ 7:
S “13¸7 = Spt13 + DSB13 = 140+ j 105+2,649 +j 17,4= 142,649 + j 122,4 (KVA)
- Tổn thất công suất:
DS13¸7 =
=
= 0,054+ j 0,045 (KVA)
® S ‘13¸7 = S “13¸7 + DS13¸7 = 142,703 + j 122,45 (KVA)
- Tổn thất điện áp:
DU13-7 =
= 0,0022 (KV)
- Tổn thất điện năng:
DA13-7 = DP13-7 . t = 0,054 .1968 = 106,272 (KWh)
Tương tự cho các đoạn dây khác kết quả tính toán được ghi trong bảng sau:
Bảng 4.14: Thông số tổn thất của đường dây sau cải tạo phương án 2
Đoạn đường dây
Tổn thất công suất
(KVA)
Tổn thất điện áp
(KV)
Tổn thất điện năng
(KWh)
0-1
0,28+j 0,26
0,00046
124,35
1-2
0,115+j 0,15
0,00085
154,23
2-3
0,75+j 0,85
0,0059
134,68
3-4
1,2+j 1,49
0,123
132,1
4-5
0,124+j 0,108
0,0065
108,02
5-6
0,129+j 0,172
0,0034
112,08
6-7
1,445+j 1,514
0,06
157,21
7-13
0,054+j 0,045
0,0038
106,272
6-14
0,034+j 0,022
0,0084
115,64
4-15
0,0165+j 0,0171
00073
101,02
3-16
0,081+j 0,0734
0,0051
112,354
2-17
0,0068+j 0,0098
0,0045
108,02
1-18
0,045+j 0,05
0,0042
105,234
3-8
0,127+j 0,214
0,07
85.76
8-9
0,015+j 0,011
0,006
116,024
8-10
0,03+j 0,032
0,0055
109,087
19-11
0,062+j 0,051
0,008
95,89
19-12
0,085+j 0,074
0,00075
97,95
Công suất yêu cầu tại thanh góp là.
S= S1-2+ Spt18 =2436,3+j 2075,4 (KVA)
Tổng tổn thất công suất tác dụng.
DPS = S DPdd +S DPB = 4,599 + 47,11 = 51,709 ( kW)
DP% = =2,12%
Tổn thất điện áp
DUmax = DU0-13 = 0.123 (KV)
DU% = = 2,05%
Tổn thất điện năng
DAS = S DAdd +S DAB = 2177,6+207084=209261(KWh)
DA% = = 4,36%
Kết luận:
Sau khi hoàn thành công tác tính toán cho lộ đường dây trung áp của phường theo các phương án , ta có thể khẳng định một điều rằng các lưới trung áp sau khi được cải tạo có các chỉ tiêu kỹ thuật đạt được là khá tốt và nằm trong phạm vi cho phép . Và để tiếp tục chọn ra phương án tối ưu cần so sánh về phương diện kinh tế tại chương tiếp theo .
CHƯƠNG 5:
PHÂN TÍCH KINH TẾ LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO TỐI ƯU
Đứng trước bất kỳ một dự án nào , ta có thể dùng nhiều phương án hay công nghệ khác nhau để giải quyết. Song không phải lúc nào ta cũng có thể lựa chọn ra một phương án hợp lý mà chỉ dựa vào các thông số kỹ thuật . Sau khi giải quyết song các vấn đề về kỹ thuật của dự án, phân tích kinh tế của dự án đóng vai trò rất quan trọng , giúp cho chủ đầu tư đánh giá được hiệu quả kinh tế của dự án và quá trình chuyển biến của dòng tiền , để từ đó đi đến việc lựa chọn và thực hiện dự án .Để phân tích kinh tế của dự án năng lượng, chúng ta sử dụng các chỉ tiêu sau:
5.1. CÁC CHỈ TIÊU ĐÁNH GIÁ
5.1.1 . Giá trị hiện tại NPV
NPV =
Trong đó:
N
Các file đính kèm theo tài liệu này:
- Quy hoạch - cải tạo và đề xuất một số phương án giảm tổn thất kinh doanh Lưới điện Uông Bí.doc