Luận văn Thiết kế mạng truyền tải và phân phối điện năng

j7.18 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây 2 – 3: DU2-3% = Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn đường dây 2 – 3: DP2-3 = (MW) Tổn thất công suất kháng trên đoạn đường dây 6 – 8 : DQ2-3 = (MVAR) Công suất ở đầu tổng trở (r23 + jx23): S’c = 13.96+ j7.56 (MVA). Công suất ở đầu đoạn đường dây 2 – 3: Sc = Sc = 13.96 + j6.83 (MVA) Công suất cuối tổng trở ( r2 + jx2) : S”a = S”a = 28.96 + j16.94 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây N1 – 2: DUN1-2% = Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn đường dây N1 – 2: DPN1-2 = (MW) Tổn thất công suất kháng trên đoạn đường dây N1 – 2: DQN1-2 = (MVAR) Sụt áp trên toàn đường dây: DUN1-2-3% = DU2-3% + DUN1-2% = 2.81% + 4.96% = 7.77% + Xét đoạn đường dây N1– 4– 3: Công suất ở cuối tổng trở (r34 + jx34) : S”d = S”d = 13.67 + j7.18 – j0.95 S”d = Pd” + jQd” = 13.67 + j6.23 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây 3 – 4: DU3-4% = Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn đường dây 3 – 4: DP3-4 = (MW) Tổn thất công suất kháng trên đoạn đường dây 3 – 4: DQ3-4 = (MVAR) Công suất ở đầu tổng trở (r34 + jx34): S’d = 14.03 + j6.7 (MVA). Công suất ở đầu đoạn đường dây 3 – 4: Sd = Sd = 14.03 + j5.75 (MVA) Công suất cuối tổng trở ( r4 + jx4): S”b = S”b = 14.03 + j5.57 + 20 + j14.82 - j S”b = 34.03 + j20.07 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây N1 – 4: DUN1-4% = Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn đường dây N1 – 4: DPN1-4 = (MW) Tổn thất công suất kháng trên đoạn đường dây N1 – 4: DQN1-4 = (MVAR) Sụt áp trên toàn đường dây: DUN1-3-4% = DU3-4% + DUN1-4% = 3.46% + 2.89% = 6.35% BẢNG TỔN THẤT CÔNG SUẤT TRÊN ĐƯỜNG DÂY + Phương án 1 STT Tên đường dây Tổn thất (MW) 1 N1 – 1 0.4832 Tổng tổn thất công suất tác dụng trong phương án åDP = 0.4832 (MW) + Phương án 2 STT Tên đường dây Tổn thất (MW) 1 N1 – 2 0.3 2 N1 – 3 0.593 Tổng tổn thất công suất tác dụng trong phương án åDP = 0.893 (MW) + Phương án 3 STT Tên đường dây Tổn thất (MW) 1 2 – 3 0.46 2 N1 – 2 0.947 Tổng tổn thất công suất tác dụng trong phương án åDP = 1.407 (MW) + Phương án 4 STT Tên đường dây Tổn thất (MW) 1 N1 – 3 0.57 2 N1 – 2 0.46 3 2 – 3 0.0113 Tổng tổn thất công suất tác dụng trong phương án åDP = 1.0413 (MW) + Phương án 5 STT Tên đường dây Tổn thất (MW) 1 N1 – 4 0.32 2 N1 – 5 0.29 Tổng tổn thất công suất tác dụng trong phương án åDP = 0.61 (MW) + Phương án 6 STT Tên đường dây Tổn thất (MW) 1 4 – 5 0.24 2 N1 – 4 0.53 Tổng tổn thất công suất tác dụng trong phương án åDP = 0.77 (MW) + Phương án 7 STT Tên đường dây Tổn thất (MW) 1 N1 – 5 0.31 2 4 – 5 8.68.10-3 3 N1 – 4 0.34 Tổng tổn thất công suất tác dụng trong phương án åDP = 0.65868 (MW) + Phương án 8 STT Tên đường dây Tổn thất (MW) 1 2 – 3 0.29 2 N1 – 2 0.81 3 3 – 4 0.36 4 N1 – 4 0.48 Tổng tổn thất công suất tác dụng trong phương án åDP = 1.94 (MW) CHƯƠNG III SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ KINH TẾ III.1. MỤC ĐÍCH Chọn phương án tối ưu trên cơ sở so sánh về mặt kinh tế. Chỉ những phương án thõa mãn về mătk kỹ thuật mới giữ lại để so sánh về kinh tế. Khi tính toán so sánh các phương án chưa đề cập đến trạm biến áp nên ở đây ta xem các trạm biến áp ở các phương án là giống nhau. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hằng năm là thấp nhất. III.2. TÍNH TOÁN Phí tổn tính toán hằng năm cho mỗi phương án được tính theo biểu thức : Z = (avh + atc ).K + c.DA Trong đó: K – vốn đầu tư của mạng điện. Trong tính toán chỉ kể những thành phần chủ yếu như đường dây, máy cắt. Nếu không cần chi tiết có thể bỏ qua tiền đầu tư máy cắt. Trong so sánh kinh tế lấy giá tiền tổng hợp của 1km đường dây. Đường dây lộ kép đi song song trên hai hàng cột thì giá tiền bằng khoảng 1,8 lần giá tiền đường dây lộ đơn do chi phí thăm dò, đo đạc, thi công có giảm. avh – hệ số vận hành, khấu hao, sửa chữa, phục vụ mạng điện. Đối với đường dây cột sắt avh = 7%, cột bê tông avh = 4%. atc – hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ. atc = ; với Ttc = 5 –8 năm là thời gian thu hồi vốn phụ. c – tiền một MWH điện năng. DA – tổn thất điện năng. DA = DP.t = t t - là thời gian tổn thất công suất cực đại. t có thể tra từ đồ thị t = f(Tmax, cosj) hoặc tính gần đúng theo công thức: t = (giờ/năm) III.3. TÍNH TIỀN ĐẦU TƯ CÁC ĐƯỜNG DÂY CỦA TỪNG PHƯƠNG ÁN a. Phương án 1 1 N1 Đường dây Dây dẫn Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1km (103 USD) Tiền đầu tư toàn đường dây (103 USD) N1 – 1 AC-185 36.05 18 648.9 Tổng đầu tư đường dây của phương án : K8 = 648.9*103 (USD) b. Phương án 2 N1 3 2 Đường dây Dây dẫn Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1km (103 USD) Tiền đầu tư toàn đường dây (103 USD) N1 – 2 AC-70 51 27 1377 N1 – 2 AC-70 58.31 27 157.37 1 N1 Tổng đầu tư đường dây của phương án : K1 = 1915.37*103 (USD) c. Phương án 3 N1 2 3 Đường dây Dây dẫn Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1km (103 USD) Tiền đầu tư toàn đường dây (103 USD) N1 – 2 AC-120 51 29 1479 2 - 3 AC-70 44.72 27 1207.44 Tổng đầu tư đường dây của phương án : K2 = 2866.44*103 (USD) d. Phương án 4 2 N1 3 Đường dây Dây dẫn Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1km (103 USD) Tiền đầu tư toàn đường dây (103 USD) N1 – 2 AC-120 51 16.7 851.7 N1 – 2 AC-120 58.31 16.7 973.777 1 – 2 AC-70 44.72 15.4 688.688 Tổng đầu tư đường dây của phương án : K3 = 2514.165*103 (USD) N1 5 4 e. Phương án 5 Đường dây Dây dẫn Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1km (103 USD) Tiền đầu tư toàn đường dây (103 USD) N1 – 5 AC-70 51 27 1377 N1 – 4 AC-70 28.28 27 763.56 Tổng đầu tư đường dây của phương án : K4 = 2140.56*103 (USD) f. Phương án 6 N1 5 4 Đường dây Dây dẫn Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1km (103 USD) Tiền đầu tư toàn đường dây (103 USD) N1 – 4 AC-120 28.28 29 820.12 4 – 5 AC-70 41.23 27 1145.61 Tổng đầu tư đường dây của phương án : K5 = 1965.73*103 (USD) g. Phương án 7 N1 5 4 Đường dây Dây dẫn Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1km (103 USD) Tiền đầu tư toàn đường dây (103 USD) N1 – 4 AC-150 28.28 17.3 489.244 N1 – 5 AC-95 51 16 816 4 – 5 AC-70 42.43 15.4 653.422 Tổng đầu tư đường dây của phương án : K6 = 1958.666*103 (USD) N1 4 3 2 h. Phương án 8 Đường dây Dây dẫn Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1km (103 USD) Tiền đầu tư toàn đường dây (103 USD) N1 – 2 AC-185 51 18 918 N1 – 4 AC-240 28.28 19.2 542.976 2 – 3 AC-95 44.72 16 725.52 3 – 4 AC-95 58.32 16 933.12 Tổng đầu tư đường dây của phương án : K7 = 3119.616*103 (USD) III.4. TÍNH TOÁN KHỐI LƯƠNG KIM LOẠI MÀU CỦA CÁC PHƯƠNG ÁN a. Phương án 1 STT Đường dây Mã hiệu dây Chiều dài (km) Khối lượng kg/km/pha Khối lượng 3 pha (tấn) 1 N1 – 1 AC-185 36.05 771 83.38365 Tổng khối lượng kim loại màu dùng cho phương án M1 = 83.38365 (tấn) b. Phương án 2 STT Đường dây Mã hiệu dây Chiều dài (km) Khối lượng kg/km/pha Khối lượng 3 pha (tấn) 1 N1 – 2 AC-70 51 275 84.150 2 N1 – 3 AC-70 58.31 275 96.2115 Tổng khối lượng kim loại màu dùng cho phương án M2 = 180.3615 (tấn) c. Phương án 3 STT Đường dây Mã hiệu dây Chiều dài (km) Khối lượng kg/km/pha Khối lượng 3 pha (tấn) 1 N1 – 2 AC-120 51 492 150.552 2 2 – 1 AC-70 44.72 275 73.788 Tổng khối lượng kim loại màu dùng cho phương án M3 = 224.340 (tấn) d. Phương án 4 STT Đường dây Mã hiệu dây Chiều dài (km) Khối lượng kg/km/pha Khối lượng 3 pha (tấn) 1 N1 – 2 AC-120 51 492 75.276 2 N1 – 3 AC-120 57.31 492 86.06556 3 2 – 3 AC-70 44.72 275 12.298 Tổng khối lượng kim loại màu dùng cho phương án M4 = 173.63956 (tấn) e. Phương án 5 STT Đường dây Mã hiệu dây Chiều dài (km) Khối lượng kg/km/pha Khối lượng 3 pha (tấn) 1 N1 – 4 AC-70 28.28 275 46.662 2 N1 - 5 AC-70 51 275 84.150 Tổng khối lượng kim loại màu dùng cho phương án M5 = 130.812 (tấn) f. Phương án 6 STT Đường dây Mã hiệu dây Chiều dài (km) Khối lượng kg/km/pha Khối lượng 3 pha (tấn) 1 N1 – 4 AC-120 28.28 492 83.48256 2 4 – 5 AC-70 42.43 275 70.0095 Tổng khối lượng kim loại màu dùng cho phương án M6 = 153.49206 (tấn) g. Phương án 7 STT Đường dây Mã hiệu dây Chiều dài (km) Khối lượng kg/km/pha Khối lượng 3 pha (tấn) 1 N1 – 4 AC-150 28.28 617 52.34628 2 N1 –5 AC-95 51 386 59.058 3 4 – 5 AC-70 42.43 275 11.66825 Tổng khối lượng kim loại màu dùng cho phương án M7 = 123.07253 (tấn) h. Phương án 8 STT Đường dây Mã hiệu dây Chiều dài (km) Khối lượng kg/km/pha Khối lượng 3 pha (tấn) 1 N1 – 2 AC-185 51 771 117.963 2 N1 – 4 AC-240 28.28 997 84.58548 3 2 – 3 AC-95 44.72 386 51.78576 4 3 – 4 AC-95 58.31 386 67.52298 Tổng khối lượng kim loại màu dùng cho phương án M8 = 321.85722 (tấn) III.5. TÍNH TOÁN PHÍ TỔN HẰNG NĂM CHO CÁC PHƯƠNG ÁN Từ các số liệu trên ta tính toán phí tổn hằng năm cho các phương án Chọn: avh = 4% Ttc = 8 năm Þ atc = 0.125 c = 50 (USD/Mwh) t = ( giờ) a. Phương án 1 DA = åDP1*t = 0.4832*3978.45776 = 1922.39079 (Mwh) Z1 = (0.04 + 0.125)*684.9*103 + 50*1922.39079 = 209128.395 (USD) b. Phương án 2 DA = åDP2*t = 0.893*3978*45776 = 3552.76278 (Mwh) Z2 = (0.04 + 0.125)*ae1.37*103 + 50*3552.76278 = 499614.184 (USD) c. Phương án 3 DA = åDP*t = 1.407*3978.45776 = 5597.690068 (Mwh) Z3 = (0.04 + 0.125)*2686.44*103 + 50*5597.690068 =723147.1034 (USD) d. Phương án 4 DA = åDP*t = 1.0413*3978.45776 =4142.768065(Mwh) Z4 = (0.04 + 0.125)*2514.165*103 + 50*4142.768065=621975.6283 (USD) e. Phương án 5 DA = åDP*t = 0.61*3978.45776 = 2426.859234 (Mwh) Z5 = (0.04 + 0.125)*2410.56*103 + 50*2426.859234 =474535.3617 (USD) f. Phương án 6 DA = åDP*t = 0.336*3978.45776 =1336.781807 (Mwh) Z6 = (0.04 + 0.125)*1965.73*103 + 50*1336.781807 = 391184.5404 (USD) g. Phương án 7 DA = åDP*t = 0.65868*3978.45776 = 2620.530557 (Mwh) Z7 = (0.04 + 0.125)*1958.666*103 + 50*2620.530557 = 454206.6685 (USD) h. Phương án 8 DA = åDP*t = 1.94*3978.45776 = 7718.208054 (Mwh) Z8 = (0.04 + 0.125)*3082.624*103 + 50*7718.208054 = 894543.3627 (USD) BẢNG TỔNG HỢP CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ CỦA CÁC PHƯƠNG ÁN P. án 1 P. án 2 P. án 3 P. án 4 P. án 5 P. án 6 P. án 7 P. án 8 Vốn đầu tư (103USD) 684.9 1951.37 2686.44 2514.165 2140.56 1965.73 1958.666 3082.624 åDP (Mwh) 0.4832 0.893 1.407 1.0413 0.61 0.336 0.65868 1.94 DU%max (%) 3.45 3.38 6.32 4.57 2.2 1.85 3.15 4.96 Kim loại màu (tấn) 83.38365 180.3615 224.340 173.63956 130.813 153.49206 123.07253 321.85722 Phí tổn tính toán (USD) 209128.395 499614.189 723147.1034 621975.6283 474535.3617 391184.5404 454206.6685 894543.3627 2 5 1 4 N1 3 Căn cứ vào số liệu tính toán, chọn phương án có chi phí tính toán Z bé nhất. Ta có mạng điện như sau: CHƯƠNG IV SƠ ĐỒ NỐI DÂY CHI TIẾT CHO MẠNG ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP IV.1. YÊU CẦU Trong phần này ta sẽ tiến hành những công việc : + Chọn sơ đồ nối dây của mạng điện. Sơ đồ nối điện phải làm việc đảm bảo, tin cậy, đơn giản, vận hành linh hoạt, kinh tế và an toàn cho người sử dụng. + Chọn số lưọng và công suất máy biến áp của trạm biến áp. IV.2. CÁC DẠNG SƠ ĐỒ CƠ BẢN Tùy theo đặc tính và yêu cầu của mạng điện, ta có thể chọn các dạng sơ đồ sau: + Sơ đồ một hệ thống thanh góp có phân đoạn bằng máy cắt. + Sơ đồ hai hệ thống thanh góp. + Sơ đồ có máy cắt ở phía máy biến áp. + Sơ đồ cầu có máy cắt phía đường dây. Ơû đây ta chọn sơ đồ nối dây cho mạng điện là sơ đồ hai hệ thống thanh góp đối với thanh góp nguồn và hệ thống một thanh góp có phân đoạn bằng máy cắt đối với thanh góp máy biến áp. IV.3. CHỌN SỐ LƯỢNG VÀ CÔNG SUẤT MÁY BIẾN ÁP TRONG TRẠM GIẢM ÁP a.Kiểu máy biến áp Ta sử dụng máy biến áp 3 pha 2 cuộn dây 110/22KV. b. Số lượng máy biến áp - Đối với các phụ tải 2, 3, 4, 5 do yêu cầu cung cấp điện liên tục nên ta sử dụng trạm có 2 máy biến áp. - Đối với phụ tải 1 do không cần thiết phải cung cấp điện liên tục nên ta chọn trạm có một máy biến áp. IV.3.1. TÍNH TOÁN CÔNG SUẤT MÁY BIẾN ÁP a. Phụ tải 1 Do trạm chỉ có một máy biến áp nên ta chọn máy biến áp theo điều kiện SđmB ³ Sptmax Ta có Spt1max = 31.25 (MVA) chọn máy biến áp 110/22KV có SđmB1 = 32 (MVA) b. Phụ tải 2, 3, 4 và 5 Do trạm có 2 máy biến áp nên ta chọn công suất máy biến áp theo điều kiện : khi một máy biến áp bị sự cố thì máy biến áp còn lại có khả năng chịu quá tải 1,4 lần (thời gian quá tải không quá 5 giờ/ngày và trong 5 ngày liên tiếp ). Từ đó điều kiện chọn công suất máy biến áp: SđmB ³ + Phụ tải 2 Ta có Spt2max = 20 (MVA) SđmB2 ³ = (MVA) Þ chọn máy biến áp 110/22KV có SđmB = 16 (MVA)  + Phụ tải 3 Ta có Spt3max = 25 (MVA) SđmB3 ³ = (MVA) Þ chọn máy biến áp 110/22KV có SđmB = 25 (MVA) + Phụ tải 4 Ta có Spt4max = 26.67 (MVA) SđmB4 ³ = (MVA) Þ chọn máy biến áp 110/22KV có SđmB = 25 (MVA) + Phụ tải 5 Ta có Spt5max = 18.75 (MVA) SđmB5 ³ = (MVA) Þ chọn máy biến áp 110/22KV có SđmB = 16 (MVA) IV.3.2. TÍNH TOÁN THÔNG SỐ MÁY BIẾN ÁP Ta tính theo công thức sau: Điện trở máy biến áp: RB = (W) Tổng trở máy biến áp: ZB = (W) Điện kháng máy biến áp: XB = (W) Tổn thất công suất kháng trong sắt của máy biến áp: DQFe = (KVAR) Trong đó : DPN (KW) Uđm (kV) Sđm (KVA) Tổn thất công suất tác dụng trong sắt của máy biến áp xem như tổn hao không tải của máy biến áp. a. Máy biến áp 110/22KV 16 (MVA) Thông số cơ bản: DP0 = 26 KW DPN = 85 KW I0% = 0.85 UN% = 10.5 Điện trở máy biến áp: RB = (W) Tổng trở máy biến áp: ZB = (W) Điện kháng máy biến áp: XB = (W) Tổn thất công suất kháng trong sắt của máy biến áp: DQFe = (KVAR) b. Máy biến áp 110/22KV 25 (MVA) Thông số cơ bản: DP0 = 36 KW DPN = 120 KW I0% = 0.8 UN% = 10.5 Điện trở máy biến áp: RB = (W) Tổng trở máy biến áp: ZB = (W) Điện kháng máy biến áp: XB = (W) Tổn thất công suất kháng trong sắt của máy biến áp: DQFe = (KVAR) c. Máy biến áp 110/22KV 32 (MVA) Thông số cơ bản: DP0 = 44 KW DPN = 145 KW I0% = 0.75 UN% = 10.5 Điện trở máy biến áp: RB = (W) Tổng trở máy biến áp: ZB = (W) Điện kháng máy biến áp: XB = (W) Tổn thất công suất kháng trong sắt của máy biến áp: DQFe = (KVAR) BẢNG THÔNG SỐ CỦA MỘT MÁY BIẾN ÁP STT SđmB (MVA) UđmB (kV) DPN (KW) DPFe (KW) UN% I0% RB (W) XB (W) DQFe (KVAR) 1 16 110 85 26 10.5 0.85 4.017 79.304 136 2 25 110 120 36 10.5 0.8 2.3232 50.77 200 3 32 110 145 44 10.5 0.75 1.7134 39.67 240 BẢNG TỔNG TRỞ TƯƠNG ĐƯƠNG VÀ TỔN THẤT SẮT TƯƠNG ĐƯƠNG CỦA TRẠM BIẾN ÁP TBA Số máy RB (W) XB (W) DPFe (KVAR) DQFe (KVAR) 1 1 1.7134 39.67 44 240 2 2 2.0085 39.652 52 272 3 2 1.1616 25.385 72 400 4 2 1.1616 25.385 72 400 5 2 0.8567 19.835 88 480 CHƯƠNG V BÙ KINH TẾ TRONG MẠNG ĐIỆN V.1. MỞ ĐẦU Tính dung lượng bù kinh tế để giảm tổn thất điện năng, nâng cao cosj của đường dây. V.2. TÍNH TOÁN BÙ KINH TẾ - Dùng công suất kháng của phụ tải trước khi bù sơ bộ. - Không xét tổn hao trong sắt của máy biến áp và công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra. - Không xét đến thành phần tổn thất công suất tác dụng do P sinh ra. - Chỉ xét sơ đồ điện trở đường dây và máy biến áp. - Chỉ bù đến cosj = 0.95 vì cao hơn thì việc bù sẽ không còn hiệu quả kinh tế. V.3. TÍNH TOÁN CỤ THỂ Qbù P+jQ V.3.1. MaÏng điện hở có một phụ tải Q-Qbù R Chi phí tính toán cho bởi : Z = Z1 + Z2 + Z3 Trong đó: Z1: phí tổn hằng năm do đầu tư thiết bị bù Qbu Z1 = (avh + atc) * k0 * Qbu avh : hệ số vận hành của thiết bị bù avh = 0.1 atc: hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ atc= 0.125 k0: gía tiền 1 dơn vị công suất thiết bị bù, đồng/MVAr Z2 : phí tổn do tổn thất điện năng của thiết bị bù Z2= c * T * DP* * Qbù c : tiền 1 MWh tổn thất điện năng DP* : tổn thất công suất tương đối của thiết bị bù, với tụ điện tĩnh lấy bằng 0.005 T: thời gian vận hành suốt năm T= 8760 giờ Z3 : chi phí do tổnthất điện năng do thành phần công suất kháng tải trêng đường dây và máy biến áp sau khi đặt thiết bị bù. Đối với mạng điện hở cung cấp cho một phụ tải. Z3= c * DP * t DP= a. Đường dây N1-1 Chi phí tính toán cho bởi : Z = Z1 + Z2 + Z3 Trong đó: Z1: phí tổn hằng năm do đầu tư thiết bị bù Qbu Z1 = (avh + atc) * k0 * Qbu1 avh : hệ số vận hành của thiết bị bù avh = 0.1 atc: hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ atc= 0.125 k0: gía tiền 1 đơn vị công suất thiết bị bù, k0= 5000 đồng/MVAr Z1= (0.1+0.125) * 5000 * Qbù1 = 1125 * Qbù1 Z2 : phí tổn do tổn thất điện năng của thiết bị bù Z2= c * T * DP* * Qbù1 c : tiền 1 MWh tổn thất điện năng, c= 50 đồng/MWh DP* : tổn thất công suất tương đối của thiết bị bù, với tụ điện tĩnh lấy bằng 0.005 T: thời gian vận hành suốt năm T= 8760 giờ Z2= 50 * 8760 * 0.005 * Qbù1= 2190 * Qbù1 Z3 : chi phí do tổnthất điện năng do thành phần công suất kháng tải trêng đường dây và máy biến áp sau khi đặt thiết bị bù. Đối với mạng điện hở cung cấp cho một phụ tải. Z3= c * DP * t t = ( giờ) DP= Z3= 50 * 3978.45776 * =16.44 * Phương trình đạo hàm riêng Hệ số công suất sau khi bù: b. Đường dây N1-2 Chi phí tính toán cho bởi : Z = Z1 + Z2 + Z3 Trong đó: Z1: phí tổn hằng năm do đầu tư thiết bị bù Qbu Z1 = (avh + atc) * k0 * Qbu2 avh : hệ số vận hành của thiết bị bù avh = 0.1 atc: hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ atc= 0.125 k0: gía tiền 1 đơn vị công suất thiết bị bù, k0= 5000 đồng/MVAr Z1= (0.1+0.125) * 5000 * Qbù2 = 1125 * Qbù2 Z2 : phí tổn do tổn thất điện năng của thiết bị bù Z2= c * T * DP* * Qbù2 c : tiền 1 MWh tổn thất điện năng, c= 50 đồng/MWh DP* : tổn thất công suất tương đối của thiết bị bù, với tụ điện tĩnh lấy bằng 0.005 T: thời gian vận hành suốt năm T= 8760 giờ Z2= 50 * 8760 * 0.005 * Qbù2= 2190 * Qbù2 Z3 : chi phí do tổnthất điện năng do thành phần công suất kháng tải trêng đường dây và máy biến áp sau khi đặt thiết bị bù. Đối với mạng điện hở cung cấp cho một phụ tải. Z3= c * DP * t t = ( giờ) DP= Z3= 50 * 3978.45776 * =16.44 * Phương trình đạo hàm riêng Hệ số công suất sau khi bù : c. Đường dây N1-3 Chi phí tính toán cho bởi: Z = Z1 + Z2 + Z3 Trong đó: Z1: phí tổn hằng năm do đầu tư thiết bị bù Qbu Z1 = (avh + atc) * k0 * Qbu3 avh : hệ số vận hành của thiết bị bù avh = 0.1 atc: hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ atc= 0.125 k0: gía tiền 1 đơn vị công suất thiết bị bù, k0= 5000 đồng/MVAr Z1= (0.1+0.125) * 5000 * Qbù3 = 1125 * Qbù3 Z2 : phí tổn do tổn thất điện năng của thiết bị bù Z2= c * T * DP* * Qbù3 c: tiền 1 MWh tổn thất điện năng, c= 50 đồng/MWh DP* : tổn thất công suất tương đối của thiết bị bù, với tụ điện tĩnh lấy bằng 0.005 T: thời gian vận hành suốt năm T= 8760 giờ Z2= 50 * 8760 * 0.005 * Qbù3= 2190 * Qbù3 Z3: chi phí do tổnthất điện năng do thành phần công suất kháng tải trêng đường dây và máy biến áp sau khi đặt thiết bị bù. Đối với mạng điện hở cung cấp cho một phụ tải. Z3= c * DP * t t = ( giờ ) DP= Z3= 50 * 3978.45776 * =16.44 * Phương trình đạo hàm riêng Hệ số công suất sau khi bù : V.3.2. Đối với mạng điện hở có nhiều phụ tải N 2 1 B3 B2 Q3 – Qbù3 Q2 – Qbù2 3 B1 Q1 – Qbù1 Q3 – Qbù3 Q1 – Qbù1 N r1 rB3 rB2 r3 r2 rB1 Q2 – Qbù2 Z1= (avh + atc) * k0 * (Qb1 + Qb2 +…) Z2= c * T * DP* * (Qb1 + Qb2 + ...) Z3= c * DP * t Với N1 4 5 B4 B5 Q4 – Qbù4 Q5 – Qbù5 + Đường dây N1 – 4 – 5 17.64– Qbù4 11.25 – Qbù5 N1 5 1.1616 1.7134 3.8 9.76 4  Chi phí tính toán cho bởi : Z = Z1 + Z2 + Z3 Trong đó: Z1: phí tổn hằng năm do đầu tư thiết bị bù Qbu Z1 = (avh + atc) * k0 * (Qbu4 + Qbù5) avh : hệ số vận hành của thiết bị bù avh = 0.1 atc: hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ atc= 0.125 k0: gía tiền 1 đơn vị công suất thiết bị bù, k0= 5000 đồng/MVAr Z1= (0.1+0.125) * 5000 * (Qbù4 + Qbu5) = 1125 * (Qbù4 + Qbu5)ø Z2 : phí tổn do tổn thất điện năng của thiết bị bù Z2= c * T * DP* * (Qbù4 + Qbu5) c : tiền 1 MWh tổn thất điện năng, c= 50 đồng/MWh DP* : tổn thất công suất tương đối của thiết bị bù, với tụ điện tĩnh lấy bằng 0.005 T: thời gian vận hành suốt năm T= 8760 giờ Z2= 50 * 8760 * 0.005 * (Qbù4 + Qbu5)= 2190 * (Qbù4 + Qbu5) Z3 : chi phí do tổnthất điện năng do thành phần công suất kháng tải trêng đường dây và máy biến áp sau khi đặt thiết bị bù. Đối với mạng điện hở cung cấp cho một phụ tải. Z3= c * DP * t t = ( giờ) DP= = Phương trình đạo hàm riêng Giải hệ phương trình (1) và (2) ta được Qbù4 = - 1.22 MVAr Qbù5 = 9.34 MVAr Do Qbù4 = - 1.22 MVAr nên ta không cần bù công suất cho phụ tải 4. Hệ số công suất sau khi bù: Do cosj’5 > 0.95 nên ta cắt bớt lượng bù sao cho cosj’5 = 0.95 để đạt hiệu quả về kinh tế. Q’5 = Q5 – Qbu5 = P5 * tg(arccos(0.95)) = 15 * 0.33= 4.95 Qbu5 = Q5 - Q’5 = 11.25 – 4.95= 6.3 MVAr BẢNG KẾT QUẢ BÙ KINH TẾ Phụ tải P(MW) Q(MVAR) cosjt Qbù (MVAr) Q - Qbù (MVAr) cosjs 1 25 18.75 0.8 5.9 12.85 0.89 2 15 13.23 0.75 5.89 7.34 0.9 3 20 15 0.8 8.08 6.92 0.95 4 20 17.64 0.75 0 17.64 0.75 5 15 11.25 0.8 6.3 4.95 0.95 CHƯƠNG VI TÍNH TOÁN CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT KHÁNG VÀ TÍNH TOÁN PHÂN BỐ THIẾT BỊ BÙ CƯỠNG BỨC VI.1. MỤC ĐÍCH Tính toán cân bằng công suất kháng trong mạmg điện. Nếu nguồn không phát đủ công suất kháng cần thiết thì phải bù thêm sự thiếu hụt công suất kháng ở các phụ tải nhưng phải có sự phân bố hợp lý các thiết bị bù. VI.2. TÍNH TOÁN CÂN BẰNG CÔNG SUẤT KHÁNG - Tính công suất SI ở đầu các đường dây nối đến thanh cái cao áp của nguồn. - Tính tổng công suất yêu cầu cần phát lên tại thanh cái cao áp Syc = Pycå + jQycå Vì nguồn phát đủ công suất tác dụng nên công suất tác dụng của nguồn PF = P ycå, lúc đó công suất phản kháng do nguồn phát ra: QF = PF.tgjF + Nếu QF > Qycå thì không cần phải bù cưỡng bức. + Nếu QF < Qycå thì cần phải đặt thêm một lượng bù cưỡng bức Qbcb = Qycå - QF để cân bằng công suất kháng. VI.3. TÍNH TOÁN CỤ THỂ VI.3.1. Tính công suất ở đầu các đường dây nối đến thanh góp cao áp của nguồn a. Đừơng dây N1 – 1 r1 SS1 S’1 jx1 ST1 j j N1 DPFe1+jDQFe1 RB1+jXB1 P1+jQ1 S”1 1 Tổn thất công suất trong tổng trở của trạm biến áp 1: DPB1 = DPB1 = 0.11 (MW) DQB1 = DQB1 = 2.59 (MVAR) Công suất truyền vào trạm biến áp 1: PT1 = P1 + DPB1 + DPFe1 PT1 = 25 + 0.11 + 0.044 = 25.154 (MW) QT1 = Q1 + DQB1 + DQFe1 QT1 = 12.85 + 2.59 + 0.24 = 15.68 (MVAR) Công suất cuối tổng trở (r1 + jx1): S”1 = 25.154 + j15.68 – j0.62 S”1 = 25.154 + j15.06 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng trên tổng trở đường dây N1 – 1: DP1 = DP1 = 0.44 (MW) Tổn thất công suất phản kháng trên tổng trở đường dây N1 - 1: DQ1 = DQ1 = 1.03 (MVAR) Công suất ở đầu tổng trở (r1 + jx1)