Mục lục
Mục Trang
Đề tài : Thiết kế lưới điện.
Thiết kế lưới điện khu vực.
THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
CHƯƠNG 1
CÁC LỰA CHỌN KỸ THUẬT CƠ BẢN
1.1. Phân tích nguồn và phụ tải . . . . . .3
1.2. Các lựa chọn kỹ thuật . . . . .4
1.3. Lựa chọn điện áp định mức cho mạng điện . . . . .5
CHƯƠNG 2
CÂN BẰNG SƠ BỘ CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
2.1. Cân bằng công suất tác dụng . . 8
2.2. Cân bằng công suất phản kháng . . .9
CHƯƠNG 3
THÀNH LẬP CÁC PHƯƠNG ÁN CẤP ĐIỆN
3.1. Dự kiến phương thức vận hành của các nhà máy điện .11
3.1.1. Chế độ phụ tải cực đại 11
3.1.2. Chế độ phụ tải cực tiểu. 12
3.1.3. Chế độ phụ tải sự cố. 12
3.1.4. Tổng kết về phương thức vận hành 12
3.2. Thành lập các phương án lưới điện .13
3.2.1. Nguyên tắc chung thành lập phương án lưới điện. 13
3.2.2. Các phương án lưới điện . 14
3.3. Tính toán kỹ thuật các phương án . 17
3.3.1. Phương án I 17
1. Lựa chọn tiết diện dây dẫn 18
2. Tính tổn thất điện áp .23
3.3.2. Phương án II .27
1. Lựa chọn tiết diện dây dẫn .27
2. Tính tổn thất điện áp .29
3.3.3. Phương án III .32
1. Lựa chọn tiết diện dây dẫn .32
2. Tính tổn thất điện áp .34
3.3.4. Phương án IV .37
1. Lựa chọn tiết diện dây dẫn .37
2. Tính tổn thất điện áp .39
3.3.5. Phương án V .42
1. Lựa chọn tiết diện dây dẫn .42
2. Tính tổn thất điện áp .45
3.3.6. Phương án VI .48
1. Lựa chọn tiết diện dây dẫn .48
2. Tính tổn thất điện áp .50
3.4. Bảng tổng kết kỹ thuật các phương án .53
CHƯƠNG 4
SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN ĐÃ CHỌN VỀ MẶT KINH TẾ VÀ LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU
4.1. Phương pháp tính kinh tế .54
4.2. Tính cụ thể cho tong phương án đã chọn .56
4.2.1. Phương án I 56
4.2.2. Phương án II .58
4.2.3. Phương án III .60
4.2.4. Phương án IV .62
4.2.5. Phương án V .64
4.2.6. Phương án VI .66
4.3. Tổng kết và lựa chọn phương án tối ưu . .69
CHƯƠNG 5
CHỌN SỐ LƯỢNG, CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP VÀ CÁC SƠ ĐỒ NỐI DÂY
5.1. Chọn số lượng và công suấtcủa các máy biến áp .70
5.1.2. Chọn số lượng máy biến áp . .71
5.1.3. Chọn công suất của các máy biến áp .71
1. Công suất mỗi máy cho phụ tải số 1 .71
2. Công suất mỗi máy cho phụ tải số 2 .71
3. Công suất mỗi máy cho phụ tải số 3 . .71
4. Công suất mỗi máy cho phụ tải số 4 . .72
5. Công suất mỗi máy cho phụ tải số 5 .72
6. Công suất mỗi máy cho phụ tải số 6 . .72
7. Công suất mỗi máy cho phụ tải số 7 . .72
8. Công suất mỗi máy cho phụ tải số 8 . .72
9. Công suất mỗi máy cho phụ tải số 9 . .73
10. Chọn máy biến áp tăng áp của nhà máy điện I . . .73
11. Chọn máy biến áp tăng áp của nhà máy điện II . . .73
5.2. Chọn sơ đồ nối dây các trạm và mạng điện . .74
5.2.1. Sơ đồ trạm biến áp tăng áp . .74
5.2.2. Sơ đồ trạm biến áp trung gian . .75
5.2.3. Trạm cuối . . .76
CHƯƠNG 6
TÍNH TOÁN CHÍNH XÁC CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH
6.1.Phương pháp chung:.
6.2.Tính chính xác chế độ max:.
6.3.Tính chính xác chế độ Min:.
6.4. Tính chính xác chế độ sự cố :.
CHƯƠNG 7
THÀNH LẬP CÁC PHƯƠNG ÁN CẤP ĐIỆN
XÁC ĐỊNH ĐIỆN ÁP TẠI CÁC NÚT VÀ LỰA CHỌN PHƯƠNG THỨC ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP PHÙ HỢP VỚI YÊU CẦU CỦA CÁC PHỤ TẢI
7.1. Tính điện áp tại các nút của mạng điện .
7.1.1 Chế độ phụ tải cực đại :.
1. Đường dây NĐI-1-NĐII: .
2. Đường dây NĐI-2: .
7.1.2 Chế độ phụ tải cực tiểu :.
1. Đường dây NĐI-1-NĐII: .
2. Đường dây NĐI-2: .
7.1.3 Chế độ sự cố :.
1. Đường dây NĐI-1-NĐII: .
2. Đường dây NĐI-2: .
7.2. Chọn các phương thức điều chỉnh điện áp phù hợp với yêu cầu của các phụ tải
7.2.1 Lựa chọn các đầu điều chỉnh trong MBA trạm 1: .
1. Chế độ phụ tải cực đại :.
2. Chế độ phụ tải cực tiểu :.
3. Chế độ sau sự cố : .
7.2.1 Chọn các đầu điều chỉnh của các MBA còn lại: được tiến hành tương tự.
CHƯƠNG 8
THÀNH LẬP CÁC PHƯƠNG ÁN CẤP ĐIỆN
TÍNH TOÁN CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ – KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN
8.1. vốn đầu tư để xây dựng mạng điện:
8.2. tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện:.
8.3 Tổn thất điện năng trong mạng điện:.
8.4 tính chi phí và giá thành: .
1.Chi phí vận hành hàng năm : .
2. Chi phí tính toán hàng năm:.
3. Giá thành truyền tải điện năng: .
4.Sức đầu tư cho 1 kW công suất phụ tảI trong chế độ cực đại: .
8.5.Bảng tổng kết kinh tế-kĩ thuật của lưới điện: .
113 trang |
Chia sẻ: maiphuongdc | Lượt xem: 1418 | Lượt tải: 3
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Đồ án Thiết kế mạng điện khu vực gồm hai nhà máy nhiệt điện điện, một trạm biến áp trung gian và 9 phụ tải, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
ờng dây NĐI-9 :
I3-9sc= = 104,9774 (A)
Dòng điện chạy trên đoạn NĐI-3 sẽ bằng :
II-3sc = = 209,955 (A)
Trường hợp sự cố đoạn đứt đoạn NĐI-3 dòng điện chạy trên đoạn NĐI-9 sẽ có giá trị bằng dòng điện chạy trên đoạn NĐI-3, nghĩa là:
II-3sc = 209,955 A
Vậy ta có bảng kết quả tính các thông số trong phương án 5:
Lộ dây
P(MW)
Q(MVAr)
S(MVA)
I(kA)
Ftt(mm2)
Ftc(mm)2
n
I2
29
14.0453
32.2222
169.12
84.56136
95
2
I3
22.09
10.7
24.5450
128.82
128.828
120
1
I4
38
18.4042
42.2222
221.60
110.8046
120
2
I5
29
14.0453
32.2222
169.12
84.56136
95
2
I9
13.91
28.14
31.3902
164.75
164.7561
150
1
39
4.09
1.98
4.54406
23.850
23.85014
70
1
II6
29
14.04
32.2198
169.11
84.55529
95
2
II7
18
8.72
20.0009
104.97
52.48891
70
2
II8
29
14.0453
32.2222
169.12
84.56136
95
2
I1
13,84
6,6432
15.3517
80.576
40.28802
70
2
II1
24,16
11,7592
26.8697
141.02
70.51485
70
2
Kiểm tra điều kiện phỏt núng :
Isc ≤ Icp với Isc = 2.Imax
Do đú ta cú bảng tổng hợp cỏc đoạn đường dõy như sau:
Lộ dây
Ftc(mm)2
I(kA)
Isc (kA)
Icp (kA)
Kết luận
I2
95
0.169123
0.338245
0,330
Thoả mãn
I3
120
0.128828
0.257656
0,380
Thoả mãn
I4
120
0.221609
0.443218
0,380
Thoả mãn
I5
95
0.169123
0.338245
0,330
Thoả mãn
I9
150
0.164756
0.329512
0,445
Thoả mãn
39
70
0.02385
0.0477
0,265
Thoả mãn
II6
95
0.169111
0.338221
0,330
Thoả mãn
II7
70
0.104978
0.209956
0.265
Thoả mãn
II8
95
0.169123
0.338245
0,330
Thoả mãn
I1
70
0.080576
0.161152
0,265
Thoả mãn
II1
70
0.14103
0.282059
0,265
Thoả mãn
2.Tớnh tổn thất điện ỏp:
Tính tương tự theo công thức tính ở phương án I
Ta có bảng thông số của các đoạn đường dây như sau:
Lộ dây
Ftc(mm)2
L(km)
r0(Ω/km)
x0(Ω/km)
b0.10-6(S/km)
R(Ω)
X(Ω)
B.10-6(S)
I2
AC-95
50
0,33
0,429
2,65
8.25
10.725
265
I3
AC-120
67.082
0,27
0,423
2,69
9.05607
14.18784
360.9012
I4
AC-120
63.2455
0,27
0,423
2,69
8.538143
13.37642
340.2608
I5
AC-95
50
0,33
0,429
2,65
8.25
10.725
265
I9
AC-150
70
0,21
0,416
2,74
7.35
14.56
383.6
39
AC-70
31.622
0,46
0,44
2,58
7.27306
6.95684
163.1695
II6
AC-95
80.6225
0,33
0,429
2,65
13.30271
17.29353
427.2993
II7
AC-70
50.9901
0,46
0,44
2,58
11.72772
11.21782
263.1089
II8
AC-95
60
0,33
0,429
2,65
13.8
13.2
309.6
I1
AC-70
80.6225
0,46
0,44
2,58
18.54318
17.73695
416.0121
II1
AC-70
60.8276
0,46
0,44
2,58
8.25
10.725
265
Tính tổn thất điện áp trong mạch vòng đã xét:
Bởi trong mạch vòng này chỉ có 1 điểm phân chia công suất là nút 3, do đó nút này sẽ có điện áp thấp nhất trong mạch vòng, nghĩa là tổn thất điện áp lớn nhất trong mạch vòng bằng :
%= % = = 2,907%
Khi ngừng đoạn NĐI-3 tổn thất điện áp trên đoạn NĐI-9 bằng :
% = = 4,953%
Tổn thất điện áp trên đoạn 3-9 bằng :
% = = 1,583%
Khi ngừng đoạn NĐI-9 tổn thất điện áp trên đoạn NĐI-3 bằng :
% = = 5,5625%
Tổn thất điện áp trên đoạn 9-3 bằng :
% = = 1,583%
Từ các kết quả trên nhận thấy rằng, đối với mạch vòng đã cho, sự cố nguy hiểm nhất xảy ra khi ngừng đoạn NĐI-3. Trong trường hợp này tổn thất điện áp lớn nhất bằng:
% = 5,5625% + 1,583% = 7,1455
Ta có bảng kết quả tính toán sau:
Lộ dây
ΔUbt(%)
I2
3.222197
I3
2.907922
I4
4.715965
I5
3.222197
I9
4.231049
39
0.359681
II6
5.194874
II7
2.553045
II8
4.839653
I1
3.094774
II1
2.742833
Trong cỏc đoạn trờn thỡ tổn thất trờn đoạn NĐII-6 là lớn nhất . Vậy tổn thất điện ỏp lớn nhất trong chế độ bỡnh thường là:
ΔU%maxbt = 5,194874 %
Hoàn toàn tương tự ta tớnh ra được tổn thất khi cú sự cố trờn cỏc đoạn đường dõy là:
ΔUsc % = 2.ΔU%maxbt
Ta cú bảng kết quả tớnh toỏn sau:
Lộ dây
ΔUsc %
I2
6.444394
I3
5.815843
I4
9.43193
I5
6.444394
I9
8.462098
39
0.719361
II6
10.38975
II7
5.10609
II8
9.679305
I1
6.189548
II1
5.485666
Trong cỏc đoạn trờn thỡ tổn thất trờn đoạn NĐI-9-3 là lớn nhất. Vậy tổn thất điện ỏp lớn nhất trong chế độ sự cố là:
ΔU%maxsc = ΔUI-9sc + ΔU9-3sc
= 8,462098% + 1,583% = 11,015%
Do đó:
ΔU%maxbt = 5,194874 %
ΔUsc % = 11,015 %
3.4. Bảng tổng kết kỹ thuật các phương án:
Sau khi tớnh toỏn cỏc phương ỏn kể trờn ta cú bảng kết quả tổng kết sau:
Tổn thất
điện áp
Phương án I
Phương án II
Phương án III
Phương án IV
Phương án V
ΔUmaxbt%
5,19956 %
7,236 %
8,54468 %
9,10976 %
5,194874 %
ΔUmaxsc%
10,3912 %
11,251 %
12,619 %
14,20438 %
11,015 %
Dựa vào bảng tổng kết trờn ta thấy cú 5 phương ỏn đạt yờu cầu đề ra về chỉ tiờu kỹ thuật trong 5 phương ỏn đề ra. Do đó ta sẽ so sánh cả 5 phương án về mặt kinh tế.
Chương 4
SO SáNH CáC PHươNG áN đã CHọN VỀ MặT KINH Tế Và LựA CHọN PHươNG áN TốI ưU
4.1.Phương pháp tính kinh tế:
Việc quyết định bất kỳ một phương án nào của hệ thống điện cũng phải dựa trên cơ sở so sánh kinh tế, kỹ thuật, nói khác đi là dựa trên nguyên tắc bảo đảm cung cấp điện và kinh tế để quyết định sơ đồ nối dây. Lẽ tất nhiên, chỉ những phương án nào thoả mãn yêu cầu về kỹ thuật thì mới giữ lại để tiến hành so sánh về kinh tế.
Khi so sánh các phương án nối dây của mạng điện thì chưa cần đề cập đến các trạm biến áp vì coi các trạm biến áp ở các phương án là giống nhau. Để giảm khối lượng cần so sánh những phần khác nhau của các phương án với nhau.
Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hàng năm bé nhất.
Phí tổn tính toán của mỗi phương án được tính theo biểu thức:
Z= (avh+ atc).K + DA.C
Trong đó:
K : Là vốn đầu tư của mạng điện. Trong vốn đầu tư chỉ kể những thành phần chủ yếu như đường dây, máy cắt phía cao áp mà thôi. Nếu không cần chi tiết lắm thì có thể bỏ qua máy cắt. Trong đồ án đang xét, cũng chỉ tính đến giá thành đường dây, đường dây lộ kép đi song song trên một cột lấy giá bằng 1,6 lộ đơn.
avh : Là hệ số vận hành bao gồm khấu hao, tu sửa thường kỳ và phục vụ các đường dây của mạng điện.
Với đường dây dùng cột bê tông thì avh = 4%.
atc : Là hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ, atc bằng : atc=
Ttc : Là thời gian tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư phụ. Ttc= 8 năm.
ị atc = 0,125
C : Là giá tiền 1 kWh điện năng tổn thất. C= 600 đồng /1kWh.
SDA: Là tổng tổn thất điện năng trong toàn mạng điện, được xác định bởi biểu thức : SDA=DA1 + DA2 +…+ DAn ; với DAi(i=1- n) là tổn thất điện năng trên từng tuyến đường dây của mạng điện, DAi được tính như sau:
DAi= (kWh).
Pi , Qi : Là công suất tác dụng và phản kháng tương ứng của tuyến đường dây thứ i;
Uđm : Là điện áp định mức của mạng điện (Uđm=110kV)
t : Là thời gian tổn thất công suất lớn nhất, nó phụ thuộc vào giá trị Tmax =5500h tra trong đường cong tính toán hoặc áp dụng công thức sau:
t= (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 h
Ta tìm được t = 3979,5 h
Căn cứ theo số liệu tính toán, ta sẽ chọn phương án nào có hàm chi phí tính toán Z là bé nhất.
Nếu các phương án có phí tổn tính toán chênh lệch nhau không quá 5% (tức là nằm trong phạm vi tính toán chính xác) được coi là tương đương về mặt kinh tế.
Trong trường hợp này muốn quyết định chọn phương án nào cần phải có phân tích cân nhắc thận trọng và toàn diện. Lúc này người thiết kế cần phải tỏ rõ tinh thần trách nhiệm của mình, tuyệt đối không hấp tấp, ngại khó như chỉ nêu vài lý do chung chung hay là tìm cách tránh mạng kín tìm mạng hở … Một khi đã tương đương nhau về mặt kinh tế ta nên chú ý tới phương án có điện áp vận hành cao hơn, khối lượng kim khí màu sử dụng là ít nhất, sơ đồ nối dây mạng điện đơn giản nhất, có nhiều khả năng phát triển nhất, mức đảm bảo cung cấp điện cao, tổ chức thi công và quản lý vận hành đơn giản thuận lợi …
4.2. Tính cụ thể cho từng phương án đã chọn:
4.2.1. Phương án I:
1. Tổng vốn đầu tư của mạng:
Ta có tổng vốn đầu tư:
K0 = ∑k0i.Li
Trong đó: k0i : giá thành 1 km đường dây có tiết diện Fi
Li : Chiều dài đoạn đường dây thứ I tương ứng.
Ta có suất đầu tư tương ứng cho 1 km đường dây đặt trên cột bê tông ly tâm cốt thép : AC-70 có k0i = 300.106 đ/km
AC-95 có k0i = 308.106 đ/km
AC-120 có k0i = 320.106 đ/km
AC-150 có k0i = 336.106 đ/km
AC-185 có k0i = 352.106 đ/km
Đối với đường dây mạch kép thì suất đầu tư bằng 1,6 lần so với mạch đơn.
Do đó, ta có kết quả tính toán sau:
KI-2 = 1,6.308.106 .50 = 2,464.1010 đ
KI-3 = 1,6.300.106 .67,082 = 3,219936.1010 đ
KI-4 = 1,6.320.106 .63,2455 = 3,238169.1010 đ
KI-5 = 1,6.308.106 .50 = 2,464.1010 đ
KI-9 = 1,6.300.106 .70 = 3,36.1010 đ
KII-6 = 1,6.308.106 .80,6225 = 3,97307.1010 đ
KII-7 = 1,6.300.106 .50,9901 = 2,4475.1010 đ
KII-8 = 1,6.308.106 .60 = 2,9568.1010 đ
KI-1 = 1,6.300.106 .80,6225 = 3,86988.1010 đ
KII-1 = 1,6.300.106 .60,8276 = 2,97172.1010 đ
Vậy tổng vốn đầu tư của mạng:
K0 = ∑Ki = KI-2 +KI-3 +KI-4 +KI-5 +KI-9 +KII-6 +KII-7 +KII-8 +KI-1 +KII-1
= 309,13112.109 đồng.
2.Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng:
DPi= (kW)
Trong đoạn NĐI-2, tổn thất được tính :
DPI-2=
=
=707,91167 (kW)
Các đoạn còn lại tính toán hoàn toàn tương tự theo công thức trên, ta có bảng tổng kết sau:
Đoạn
Pi (MW)
Qi (MVAr)
Ri (Ω)
ΔPi (kW)
I-2
29
14,0453
8,25
707.91167188
I-3
18
8,7178
19,78534
654,06088669
I-4
38
18,4042
9,05607
1334,24694257
I-5
29
14,0453
10,03655
861,21101702
I-9
18
8,7178
21,20494
700,98981663
II-6
29
14,0453
13,30263
1141,46509621
II-7
18
8,7178
11,73
387,76863075
II-8
29
14,0453
9,9
849,49400626
I-1
13,84
6,6432
18,54306
361,17238409
II-1
24,16
11,7592
13,99035
834,77803600
Tổng
7833,0984
Do đó tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện:
∑ΔPmđ = ∑ΔPi
= 7,83309.103 (kW)
Tổng tổn thất điện năng của mạng điện:
DA = ồDP. t = 7,83309.10.3979,5 = 31,1718.10 (kWh)
3. Chi phí tính toán hàng năm:
Z = (avh+ atc).K + DA.C
= (0,04+0,125).309,1311.109 +31,1718.106.600
= 69,7097.109 ( đồng)
4.2.2. Phương án II:
1. Tổng vốn đầu tư của mạng:
Ta có tổng vốn đầu tư:
K0 = ∑k0i.Li
Trong đó: k0i : giá thành 1 km đường dây có tiết diện Fi
Li : Chiều dài đoạn đường dây thứ I tương ứng.
Ta có suất đầu tư tương ứng cho 1 km đường dây đặt trên cột bê tông ly tâm cốt thép :
AC-70 có k0i = 300.106 đ/km
AC-95 có k0i = 308.106 đ/km
AC-120 có k0i = 320.106 đ/km
AC-150 có k0i = 336.106 đ/km
AC-185 có k0i = 352.106 đ/km
Đối với đường dây mạch kép thì suất đầu tư bằng 1,6 lần so với mạch đơn.
Do đó, ta có kết quả tính toán sau:
KI-2 = 1,6.336.106 .50 = 2,688.1010 đ
K2-4 = 1,6.300.106 .53,851 = 2,757.1010 đ
KI-3 = 1,6.320.106 .67,08204 = 3,2199.1010 đ
KI-5 = 1,6.336.106 .50 = 2,688.1010 đ
K5-9 = 1,6.300.106 .42,4264 = 2,0364.1010 đ
KII-6 = 1,6.308.106 .80,622 = 3,9730352.1010 đ
KII-7 = 1,6.300.106 .50,9901 = 2,44752.1010 đ
KII-8 = 1,6.308.106 .60 = 2,9568.1010 đ
KI-1 = 1,6.300.106 .80,622 = 3,8698.1010 đ
KII-1 = 1,6.300.106 .60,8276 = 2,9197.1010 đ
Vậy tổng vốn đầu tư của mạng:
K0 = ∑Ki = KI-2 +K2-3 +KI-4 +KI-5 +K5-9 +KII-6 +KII-7 +KII-8 +KI-1 +KII-1
= 295,565.109 đồng.
2.Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng:
DPi= (kW)
Trong đoạn NĐI-2, tổn thất được tính :
DPI-2=
=
=1183,271 (kW)
Các đoạn còn lại tính toán hoàn toàn tương tự theo công thức trên, ta có bảng tổng kết sau:
Đoạn
Pi (MW)
Qi (MVAr)
Ri (Ω)
ΔPi (kW)
I2
47
22,7631
5,25
1183,27134615
24
38
18,4
7,269885
1070,99224840
I3
18
8,7178
15,42886
510,04500565
I5
47
22,7631
5,25
1183,27134615
59
18
8,7178
9,758072
322,58092227
II6
29
14,0453
13,30263
1141,46509621
II7
18
8,7178
11,73
387,76863075
II8
29
14,0453
9,9
849,49400626
I1
13,84
6,6432
18,54306
361,17238409
II1
24,16
11,7592
13,99035
834,77803600
Tổng
7844,839
Do đó tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện:
∑ΔPmđ = ∑ΔPi
= 7,8448.103 (kW)
Tổng tổn thất điện năng của mạng điện:
DA = ồDP. t = 7,8448.10.3979,5 = 31,2183.10 (kWh)
3. Chi phí tính toán hàng năm:
Z = (avh+ atc).K + DA.C
= (0,04+0,125).295,565.109 +31,2183.106.600
= 67,4992.109 ( đồng)
4.2.3. Phương án III:
1. Tổng vốn đầu tư của mạng:
Ta có tổng vốn đầu tư:
K0 = ∑k0i.Li
Trong đó: k0i : giá thành 1 km đường dây có tiết diện Fi
Li : Chiều dài đoạn đường dây thứ I tương ứng.
Ta có suất đầu tư tương ứng cho 1 km đường dây đặt trên cột bê tông ly tâm cốt thép :
AC-70 có k0i = 300.106 đ/km
AC-95 có k0i = 308.106 đ/km
AC-120 có k0i = 320.106 đ/km
AC-150 có k0i = 336.106 đ/km
AC-185 có k0i = 352.106 đ/km
Đối với đường dây mạch kép thì suất đầu tư bằng 1,6 lần so với mạch đơn.
Do đó, ta có kết quả tính toán sau:
KI-2 = 1,6.336.106 .50= 2,464.1010 đ
KI-3 = 1,6.300.106 .67,082 = 3,21993.1010 đ
KI-4 = 1,6.320.106 .63,2455 = 3,23817.1010 đ
KI-5 = 1,6.308.106 .50 = 2,56.1010 đ
K5-9 = 1,6.300.106 .42,4264 = 2,0365.1010 đ
KII-7 = 1,6.336.106 .50,9901 = 2,74123.1010 đ
K7-6 = 1,6.300.106 .53,8516 = 2,6538.1010 đ
KII-8 = 1,6.308.106 .60 = 2,9568.1010 đ
KI-1 = 1,6.300.106 .80,622 = 3,8699.1010 đ
KII-1 = 1,6.300.106 .60,8276 = 2,9197.1010 đ
Vậy tổng vốn đầu tư của mạng:
K0 = ∑Ki = KI-2 +K2-3 +KI-4 +KI-5 +KI-9 +KII-6 +KII-7 +KII-8 +KI-1 +KII-1
= 286,599.109 đồng.
2.Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng:
DPi= (kW)
Trong đoạn NĐI-2, tổn thất được tính :
DPI-2=
= =1206,706 (kW)
Các đoạn còn lại tính toán hoàn toàn tương tự theo công thức trên, ta có bảng tổng kết sau:
Đoạn
Pi (MW)
Qi (MVAr)
Ri (Ω)
ΔPi (kW)
I2
29
14,04
8,25
707,81018182
I3
18
8,7178
15,5986
515,65624584
I4
38
18,4042
8,538143
1257,93983406
I5
47
22,7578
6,75
1521,21428601
59
18
8,7178
9,758072
322,58092227
II7
47
22,7631
5,353961
1206,70259804
76
29
14,04
8,885514
762,33421574
II8
29
14,0453
9,9
849,49400626
I1
13,84
6,6432
18,54306
361,17238409
II1
24,16
11,7592
13,99035
834,77803600
Tổng
8339,683
Do đú tổng tổn thất cụng suất tỏc dụng trong mạng điện:
∑ΔPmđ = ∑ΔPi
= 8,339683.103 (kW)
Tổng tổn thất điện năng của mạng điện:
DA = ồDP. t = 8,339683.10.3979,5 = 33,1878.10 (kWh)
3.Chi phớ tớnh toỏn hàng năm:
Z = (avh+ atc).K + DA.C
= (0,04+0,125).286,599.109 +33,1878.106.600
= 67,2016.109 ( đồng)
4.2.4. Phương án IV:
1. Tổng vốn đầu tư của mạng:
Ta có tổng vốn đầu tư:
K0 = ∑k0i.Li
Trong đó: k0i : giá thành 1 km đường dây có tiết diện Fi
Li : Chiều dài đoạn đường dây thứ I tương ứng.
Ta có suất đầu tư tương ứng cho 1 km đường dây đặt trên cột bê tông ly tâm cốt thép :
AC-70 có k0i = 300.106 đ/km
AC-95 có k0i = 308.106 đ/km
AC-120 có k0i = 320.106 đ/km
AC-150 có k0i = 336.106 đ/km
AC-185 có k0i = 352.106 đ/km
Đối với đường dây mạch kép thì suất đầu tư bằng 1,6 lần so với mạch đơn.
Do đó, ta có kết quả tính toán sau:
KI-2 = 1,6.308.106 .50= 2,816.1010 đ
K2-4 = 1,6.352.106 .53,8516 = 2,7572.1010 đ
KI-3 = 1,6.300.106 .67,082 = 2,31994.1010 đ
KI-5 = 1,6.308.106 .50 = 2,464.1010 đ
KI-9 = 1,6.300.106 .70= 3,584.1010 đ
KII-7 = 1,6.336.106 .50,9901 = 2,44753.1010 đ
K7-6 = 1,6.308.106 .44,7213 = 2,2039.1010 đ
KII-8 = 1,6.308.106 .60= 2,959.1010 đ
KI-1 = 1,6.300.106 .80,6225 = 3,870.1010 đ
KII-1 = 1,6.300.106 .60,8276 = 2,9197.1010 đ
Vậy tổng vốn đầu tư của mạng:
K0 = ∑Ki = KI-2 +KI-4 +K4-3 +KI-5 +KI-9 +KII-7 +K7-6 +KII-8 +KI-1 +KII-1
= 292,389.109 đồng.
2.Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng:
DPi= (kW)
Trong đoạn NĐI-2, tổn thất được tính :
DPI-2=
=
=1946,34 (kW)
Các đoạn còn lại tính tương tự ta có bảng kết quả sau:
Đoạn
Pi (MW)
Qi (MVAr)
Ri (Ω)
ΔPi (kW)
I-2
67
32,44
4,25
1946,34320661
2-4
38
18,4
7,269966
1071,00418124
I-3
18
8,7178
15,42886
510,04500565
I-5
29
14,0453
8,25
707,91167188
I-9
18
8,7178
16,1
532,23145398
II-7
47
22,76314
6,883664
1551,47577270
7-6
29
14,0453
7,379015
633,17464794
II-8
29
14,0453
9,9
849,49400626
I-1
13,84
6,6432
18,54318
361,17472139
II-1
24,16
11,7592
13,99035
834,77803600
Tổng
8997,633
Do đó tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện:
∑ΔPmđ = ∑ΔPi
= 8,997633.103 (kW)
Tổng tổn thất điện năng của mạng điện:
DA = ồDP. t = 8,997633.10.3979,5 = 35,80608.10 (kWh)
3. Chi phí tính toán hàng năm:
Z = (avh+ atc).K + DA.C
= (0,04+0,125).292,389.109 +35,80608.106.600
= 69,73.109 ( đồng)
4.2.5. Phương án V:
1. Tổng vốn đầu tư của mạng:
Ta có tổng vốn đầu tư:
K0 = ∑k0i.Li
Trong đó: k0i : giá thành 1 km đường dây có tiết diện Fi
Li : Chiều dài đoạn đường dây thứ I tương ứng.
Ta có suất đầu tư tương ứng cho 1 km đường dây đặt trên cột bê tông ly tâm cốt thép :
AC-70 có k0i = 300.106 đ/km
AC-95 có k0i = 308.106 đ/km
AC-120 có k0i = 320.106 đ/km
AC-150 có k0i = 336.106 đ/km
AC-185 có k0i = 352.106 đ/km
Đối với đường dây mạch kép thì suất đầu tư bằng 1,6 lần so với mạch đơn.
Do đó, ta có kết quả tính toán sau:
KI-2 = 1,6.308.106 .50= 2,464.1010 đ
KI-3 = 1,6.300.106 .67,082 = 3,4346.1010 đ
KI-4 = 1,6.320.106 .63,2455 = 3,2382.1010 đ
KI-5 = 1,6.308.106 .50 = 2,464.1010 đ
KI-9 = 1,6.300.106 .70 = 3,7632.1010 đ
K3-9 = 1.336.106 .31,622 = 1,5178.1010 đ
KII-6 = 1.336.106 .80,6225 = 3,9731.1010 đ
KII-7 = 1.300.106 .50,9901 = 2,448.1010 đ
KII-8 = 1,6.308.106 .60 = 2,957.1010 đ
KI-1 = 1,6.300.106 .80,6225 = 3,8699.1010 đ
KII-1 = 1,6.300.106 .60,8276= 2,9198.1010 đ
Vậy tổng vốn đầu tư của mạng:
K0 = ∑Ki = KI-2 +KI-3 +KI-4 +KI-5 +KI-9 +KII-6 +KII-7 +K7-6 +KII-8 +KI-1 +KII-1
= 301,291.109 đồng.
2.Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng:
DPi= (kW)
Trong đoạn NĐI-2, tổn thất được tính :
DPI-2=
=
=721,9311 (kW)
Các đoạn còn lại tính toán hoàn toàn tương tự theo công thức trên, ta có bảng tổng kết sau
Đoạn
Pi (MW)
Qi (MVAr)
Ri (Ω)
ΔPi (kW)
I2
29
14,0453
8,4134
707,91167188
I3
22,09
10,7
19,7853
450,90105171
I4
38
18,4042
9,0561
1257,93983406
I5
29
14,0453
10,0366
707,91167188
I9
13,91
28,14
21,2049
598,53765248
39
4,09
1,98
11,8794
12,41138673
II6
29
14,04
12,6
1141,30831318
II7
18
8,72
20,5718
387,73044169
II8
29
14,0453
12,0122
1184,14316023
I1
13,84
6,6432
23
361,17472139
II1
24,16
11,7592
18,4
492,26208044
Tổng
7302,23
Do đó tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện:
∑ΔPmđ = ∑ΔPi
= 7,30223.103 (kW)
Tổng tổn thất điện năng của mạng điện:
DA = ồDP. t = 7,30223.10.3979,5 = 29,06.10 (kWh)
3. Chi phí tính toán hàng năm:
Z = (avh+ atc).K + DA.C
= (0,04+0,125).301,291.109 +29,06.106 ..600
= 67,149.109 ( đồng)
4.3.Tổng kết và lựa chọn phương án tối ưu:
Phương ỏn
Phương ỏn I
Phương ỏn II
Phương ỏn III
Phương ỏn IV
Phương ỏn V
Kdd.109 (đồng)
309,13112
295,565
286,599
292,389
301,291
ΔA.106 (kWh)
31,2185
31,2183
33,1878
35,806
29,06
Z (tỷ VNĐ)
69,7377
67,4992
67,2016
69,73
67,149
Căn cứ vào bảng tổng kết cỏc phương ỏn ta thấy chi phớ tớnh toỏn hành năm Z của cỏc phương ỏn chờnh lệch nhau không quá 5%. Vỡ vậy ta coi hiệu quả kinh tế giữa cỏc phương ỏn là tương đương nhau. Đồng thời nếu xột đến cả chỉ tiờu tổn thất điện ỏp thỡ ta thấy cú thể chọn được phương ỏn I là phương ỏn tối ưu trong cỏc phương ỏn đó nờu ra. Như vậy ta chọn phương ỏn I là phương ỏn chớnh thức để tớnh toỏn trong đồ ỏn này.
Chương 5
CHọN Số LượNG, CÔNG SUấT các máy biến áp Và CáC Sơ đồ NốI DâY
5.1. Chọn số lượng và công suất của các máy biến áp:
5.1.1. Nguyên tắc chọn số lượng và công suất của các máy biến áp:
Số lượng máy biến áp ở các trạm biến áp phụ tải phụ thuộc vào loại phụ tải.
ã Do tất cả các phụ tải đều là hộ loại I nên ta chọn hai máy biến áp vận hành song song.
Việc xác định công suất của các máy biến áp là một vấn đề hết sức quan trọng, nó ảnh hưởng đến độ tin cậy cung cấp điện. Để chọn lựa công suất của các máy biến áp ta cần căn cứ vào công suất cực đại của các phụ tải. Mạng điện thiết kế có cấp điện áp 110kV và điện áp thứ cấp là 10kV. Như vậy ở trạm biến áp phụ tải ta chọn máy biến áp ba pha hai dây quấn có tỉ số biến áp là: 110/10,5.
Ta coi các máy biến áp đã được nhiệt đới hoá do vậy không cần phải hiệu chỉnh công suất của chúng theo nhiệt độ nữa.
Công suất của máy biến áp được chọn theo điều kiện:
Trong đó:
n: là số máy biến áp (n = 2)
Smax: là công suất phụ tải ở chế độ cực đại.
Stt: là công suất tính toán của máy biến áp.
k: là hệ số quá tải của máy biến áp ( k = 1,4 )
Công suất của máy biến áp phải đảm bảo:
ã Cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường.
ã Khi có 1 máy biến áp bất kì nghỉ, các máy biến áp còn lại với khả năng quá tải sự cố cho phép phải đảm bảo đủ công suất cần thiết.
5.1.2. Chọn số lượng mỏy biến ỏp:
Theo yêu cầu của đồ án môn học , các phụ tải đều là phụ tải loại 1 nên để đảm bảo cung cấp điện liên tục ta phải chọn tối thiểu 2 MBA làm việc song song cung cấp điện cho mỗi phụ tải. Như vậy tại mỗi trạm biến áp phía đầu phụ tải ta phải đặt 2 MBA mỗi máy nối vào một phần đoạn thanh góp riêng và giữa các phân đoạn này có đặt một thiết bị đóng cắt tự động khi cần thiết.
5.1.3 Chọn cụng suất của cỏc mỏy biến ỏp:
Do ta cú n=2 nờn cụng thức xỏc định cụng thức cụng suất tớnh toỏn của mỏy biến ỏp cú thể được xỏc định theo cụng thức sau:
Si =
Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 1:
Ta cú :
S1= (MW)
Vậy ta chọn mỏy TPDH-32000/110 cú Sdm = 32 (MW).
Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 2:
Ta cú :
S2= (MW)
Vậy ta chọn mỏy TPDH-25000/110 cú Sdm = 25 (MW).
Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 3:
Ta cú :
S3= (MW)
Vậy ta chọn mỏy TDH-16000/110 cú Sdm =16 (MW).
Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 4:
Ta cú :
S4= (MW)
Vậy ta chọn mỏy TPDH-32000/110 cú Sdm = 32 (MW).
Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 5:
Ta cú :
S5= (MW)
Vậy ta chọn mỏy TPDH-25000/110 cú Sdm = 25 (MW).
Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 6:
Ta cú :
S6= (MW)
Vậy ta chọn mỏy TPDH-25000/110 cú Sdm = 25 (MW).
Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 7:
Ta cú :
S7= (MW)
Vậy ta chọn mỏy TDH-16000/110 cú Sdm =16 (MW).
Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 8:
Ta cú :
S8= (MW)
Vậy ta chọn mỏy TPDH-25000/110 cú Sdm = 25 (MW).
Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 9:
Ta cú :
S9= (MW)
Vậy ta chọn mỏy TDH-16000/110 cú Sdm =16 (MW).
Chọn mỏy biến ỏp tăng ỏp của nhà mỏy điện I:
Do máy phát điện của nhà máy nhiệt điện nối bộ với máy biến áp tăng áp, lượng công suất tự dùng lấy ngay ở đầu cực máy phát, nên ta chọn máy biến áp tăng áp cho nhà máy theo điều kiện sau :
SđmBA ³ SđmF- STd
Trong đó:
SđmF: Là công suất đặt của một tổ máy.
STd : Là công suất tự dùng = 8%.Sđmáy phát
Nhà máy I có công suất đặt của 1 tổ máy là: PI=50 (MW), cosj =0,85.
Do đú ta cú: SF1 = 50 + j31 (MVA)
Std1 = 0,08.(50+j31)
= 4+ j2,48 (MVA)
→ SdmBA1 = 46+j28,52 (MVA)
Vậy SđmBA1 ≥
Vậy ta chọn mỏy TDH – 63000/110 cú Sdm = 63 (MVA)
Chọn mỏy biến ỏp tăng ỏp của nhà mỏy điện II:
SđmBA ³ SđmF- STd
Trong đó:
SđmF: Là công suất đặt của một tổ máy.
STd : Là công suất tự dùng = 8%.Sđmáy phát
Nhà máy II có công suất đặt của 1 tổ máy là: PII=50 (MW), cosj =0,85.
Do đú ta cú: SF2 = 50 + j31 (MVA)
Std2 = 0,08.(50+j31)
= 4+ j2,48 (MVA)
→ SdmBA2 = 46+j28,52 (MVA)
Vậy SđmBA2 ≥
Vậy ta chọn mỏy TDH – 63000/110 cú Sdm = 63 (MVA)
Từ số liệu của cỏc MBA tỡm được tra bảng số liệu ta cú bảng sau:
Loại MBA
Số liệu kỹ thuật
Số liệu tớnh toỏn
Uđm (kV)
UN
%
ΔPN
(kW)
ΔP0
(kW)
I
%
RT
(Ω)
XT
(Ω)
ΔQ0 (kVAr)
Cao
Hạ
TDH
16.000/110
115
10,5
10,5
85
21
0,85
4,38
87,7
136
TPDH
20.000/110
115
10,5
10,5
93,6
18,8
0,85
3,6
65,4
170
TPDH
25.000/110
115
10,5
10,5
120
29
0,75
2,54
55,9
200
TPDH
32.000/110
115
10,5
10,5
145
35
0,75
1,87
43,5
240
TPDH
40.000/110
115
10,5
10,5
175
42
0,7
1,44
34,8
280
TDH
63.000/110
115
10,5
10,5
260
59
0,65
0,87
22
410
TDЏ
125.000/110
115
10,5
10,5
520
120
0,55
0,33
11,1
678
5.2.Chọn sơ đồ nối dây các trạm và mạng điện:
5.2.1. Sơ đồ trạm biến ỏp tăng ỏp:
ở các trạm biến áp tăng áp của 2 nhà máy, máy phát và MBA được nối theo sơ đồ mỗi máy phát có một máy biến áp riêng, hệ thống thanh góp được sử dụng trong sơ đồ là 2 hệ thống thanh góp và các máy cắt đời mới , cách điện bằng khí SF6 vận hành liên tục suốt 20 năm không cần bảo trì. Vì vậy không phải dùng thanh góp vòng.
Sơ đồ nối dây như sau:
5.2.2. Sơ đồ trạm biến ỏp trung gian:
Ta sử dụng sơ đồ hệ thống 2 thanh gúp:
5.2.3. Trạm cuối:
Để nối điện tới các phụ tải ta dùng sơ đồ cầu, đặc điểm của sơ đồ này là số máy cắt dùng ít hơn số mạch mà tính đảm bảo vẫn được duy trì. Sơ đồ cầu được áp dụng khi có 4 mạch.
Sơ đồ cầu ngoài (sơ đồ có máy cắt ở phía máy biến áp ).
Trong sơ đồ này, về phía đường dây không có máy cắt mà chỉ có dao cách ly. Khi sửa chữa hay sự cố một máy biến áp, hai đường dây vẫn làm việc bình thường. Ngược lại khi sự cố một đường dây thì một máy biến áp tạm thời bị mất điện.
Sơ đồ này chỉ thích hợp với đường dây ngắn, các trạm biến áp cần phải thường xuyên đóng cắt máy biến áp .
Sơ đồ cầu trong ( Sơ đồ cầu có máy cắt ở phía đường dây).
Trong sơ đồ này về phía cao áp của máy biến áp không đặt máy cắt. Với sơ đồ này những ưu nhược điểm hoàn toàn ngược lại hoàn toàn so với sơ đồ cầu trong, và nó thích