Luận văn Tốt nghiệp nghiên cứu cấu trúc tối ưu của mạng điện

môi trường xung quanh, hằng số thời gian đốt nóng. Quy tắc 3 %: Khă năng làm việc quá tải của máy biến áp cũng có thể được xác định theo quy tắc “quá tải 3 %”. Tất cả các máy biến áp có hệ số điền kín đồ thị phụ tải (kđk) nhỏ hơn 100% thì cứ mỗi 10 % giảm của kđk sẽ cho phép quá tải 3 % so với công suất định mức, nếu giá trị trung bình của nhiệt độ môi trường xung quanh không lớn hơn 35 0C. Như vậy việc tận dụng khả năng làm việc quá tải cho phép không chọn dư thừa công suất của máy biến áp, do đó làm tăng hệ số mang tải của máy biến áp. * Độ tin cậy cung cấp điện Thông thường, ở các trạm biến áp tiêu thụ số lượng máy biến áp được chọn từ 1 đến 2 máy. Nếu chọn 2 máy biến áp trong một trạm thì cần phải xét đến khả năng chịu quá tải của máy khi máy thứ hai bị sự cố. Lúc đó máy biến áp còn lại sẽ gánh toàn bộ phụ tải, hoặc phụ tải loại I và loại II (trong trường hợp sự quá tải vượt quá giới hạn cho phép). Việc lựa chọn số lượng và công suất máy biến áp cần được xét đến không chỉ vì kinh tế mà cả về tính liên tục và độ tin cậy cung cấp điện. Lượng thiệt hại do mất điện được xác định theo biểu thức Y = gth Ath = gth Pthtf (3.66) Trong đó Y - Thiệt hại do mất điện trong năm, đồng gth - đơn giá thiệt hại do mất điện, đồng/kWh, phụ thuộc vào loại phụ tải.Trong thực tế có thể lấy gth = 1500 ¸ 5500 đ/kWh. Ath - điện năng thiếu hụt do mất điện trong năm, kWh Pth - công suất thiếu hụt trong thời gian mất điện tf tf - thời gian mất điện, đối với trạm biến áp trung gian có thể lấy tf = 12 h/năm và trạm tiêu thụ tf = 24 h/năm. 3.4.7.2. Chỉ tiêu lựa chọn phương án tối  ưu Đối với trạm biến áp nếu coi doanh thu của các phương án như nhau thì lời giải tối ưu của bài toán có thể nhận được bằng cách so sánh các phương án theo chỉ tiêu tổng chi phí quy về hiện tại, mà được xác định theo biểu thức: PVC = (3.67) Trong đó PVC -giá trị chi phí quy về hiện tại, [đồng] - hệ số quy đổi i - hệ số chiết khấu T - thời gian của chu kỳ tính toán; Ct - chi phí năm thứ t : Ct = Cht + Y , [đ/năm] Cht - chi phí do tổn thất trong máy biến áp Cht = cD. DA , [đồng/năm] Phương pháp có PVC nhỏ nhất là phương án tối ưu. 4. ÁP DỤNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN TỈNH THỪA THIÊN HUẾ 4.1. ĐẶC ĐIỂM CHUNG VÀ PHƯƠNG HƯỚNG PHÁT TRIỂN KINH TẾ XÃ HỘI 4.1.1. Đặc điểm tự nhiên và vị trí địa lý tỉnh Thừa Thiên Huế Tỉnh Thừa Thiên Huế nằm ở vị trí trung độ của cả nước trên trục giao thông quan trọng xuyên Bắc Nam. - Phía Bắc giáp tỉnh Quảng Trị - Phía Nam giáp thành phố Đà Nẵng - Phía Tây giáp nước Cộng hòa nhân dân Lào - Phía Đông giáp biển Đông. Tổng diện tích tự nhiên Thừa Thiên Huế là 5009,2 km2. Trongđó: - Đất đồi núi chiếm 70 % - Đất Nông nghiệp chiếm 15 % - Các loại đất khác 15 % - Địa hình Thừa Thiên Huế phức tạp có đầy đủ dạng địa hình: rừng núi, gò đồi, đồng bằng duyên hải, đầm phá, thấp từ Tây sang Đông. Phía Tây chủ yếu là đồi núi, tiếp đến là lưu vực sông Hương, sông Bồ, sông Truồi, Ô lâu .. với độ dài sông ngắn độ dốc cao. Dân số toàn tỉnh cuối năm 2003 là 1 105 497 người. Toàn tỉnh chia làm 9 đơn vị hành chính bao gồm: thành phố Huế, 8 huyện: Phong Điền, Quảng Điền, Hương Trà, Phú Vang, Hương Thủy, Phú Lộc, Nam Đông, A Lưới. Thừa Thiên Huế nằm trong vùng khí hậu nhiệt đới gió mùa. Nhiệt độ trung bình là 24,6 0C, đổ ẩm trung bình là 83,5 %, lượng mưa trung bình hàng năm từ 2500 - 2700 mm tập trung từ tháng 8 đến tháng 11. Giao thông vận tải Thừa Thiên Huế rất phong phú: về đường bộ có đường quốc lộ 1A và đường sắt xuyên Việt chạy dọc theo tỉnh. Về đường thủy ngoài hệ thống sông, tỉnh có 120 km đường biển với cảng Thuận An và vịnh Chân Mây có mức nước sâu 10 ¸ 14 m là cảng lớn đang hoạt động. Ngoài đường bộ, đường thủy ra Thừa Thiên Huế có sân bay Phú Bài nằm sát quốc lộ 1A vừa được mở rộng nâng cấp. Thành phố Huế có diện tích bằng70 km2, nổi tiếng bởi những công trình kiến trúc văn hóa tuyệt mỹ như cung điện, lăng tẩm, đền đài và nhã nhạc cung đình Huế đã được UNECO công nhận là di sản văn hóa vật thể và phi vật thể của thế giới (có tổng diện tích là 70,99 km2). Thừa Thiên Huế còn có nhiều danh lam thắng cảnh như sông Hương, núi Ngự, bãi biển Thuận An, Lăng Cô, Cảnh Dương... Đây là lợi thế lớn thúc đẩy ngành du lịch phát triển với quy mô quốc gia và quốc tế. Thừa Thiên Huế có một hệ thống giáo dục phổ thông đại học hoàn chỉnh và đội ngũ trí thức văn nghệ sĩ đông đảo. Toàn tỉnh có 7 trường Đại học, 1 trung tâm Đào tạo từ xa và 3 trường cao đẳng với hơn 15 ngàn sinh viên học chính quy và tập trung và 25 ngàn sinhviên học tại chức và đào tạo từ xa. Thành phố Huế là 1 trong 3 trung tâm giáo dục, đào tạo, nghiên cứu khoa học lớn nhất của cả nước. Toàn tỉnh hiện nay có 10 bệnh viện, 20 phòng khám đa khoa và 142 trạm y tế xã phường. Thừa Thiên Huế có bệnh viện lớn thứ 3 cả nước, có trường Đại học y, trường trung cấp y và các cơ sở y học dân tộc mạnh. Đây là điều kiện thuận lợi xây dựng tỉnh thành trung tâm y tế có chất lượng cao ở miền trung. 4.1.2. Thực trạng kinh tế xã hội [15] Sau 29 năm xây dựng và phát triển, đặc biệt là từ đầu thập niên 90 trở lại đây, với chính sách đổi mới, cùng với sự ổn định về chính trị và những thành tựu trong cải cách kinh tế đã mở ra một chiến lược phát triển kinh tế mới với những lợi thế mới đã đưa nền kinh tế Thừa Thiên Huế tăng trưởng với tốc độ cao hơn so với khu vực cũng như bình quân chung cả nước. Nhịp độ tăng trưởng GDP bình quân hàng năm năm 2003 là 14 % Cơ cấu kinh tế của tỉnh có sự chuyển đổi nhanh chóng theo hướng công nghiệp hóa, hiện đại hóa theo mô hình kinh tế công nghiệp - du lịch - dịch vụ và nông nghiệp (chủ yếu là thủy sản). 4.1.3. Phương hướng phát triển kinh tế xã hội giai đoạn 2001 - 2010 - Tiếp tục tạo những điều kiện thuận lợi để phát triển sản xuất với tốc độ tăng trưởng cao hơn mức trung bình của cả nước. Nhịp độ phát triển GDP bình quân hàng năm giai đoạn 2001 ¸ 2010 đạt 13,8 - 16 %. - Giá trị xuất khẩu năm 2010 đạt 300 ¸ 500 triệu USD. - Không ngừng nâng cao mức sống cho các tầng lớp dân cư, giải quyết việc làm, tăng tỷ lệ hộ giàu, phấn đấu xóa đói trước năm 2010 và giảm các hộ nghèo đến mức thấp nhất. - Cơ bản phổ cập trung học cơ sở cho thanh niên thành thị, phổ cập tiểu học cho thanh niên nông thôn và thanh niên thuộc đồng bào dân tộc. Xây dựng hệ thống giáo dục đồng bộ, nâng cao chất lượng đội ngũ giáo viên. Hoàn chỉnh Đại học Huế với các thiết bị cần thiết đáp ứng yêu cầu đào tạo đại học và sau đại học khu vực miền trung và cả nước. - Xây dựng Thừa Thiên Huế thành một trung tâm văn hóa du lịch quan trọng của cả nước. Từng bước nâng cấp mạng lưới y tế, phát thanh truyền hình tới thôn xã. Đầu tư thỏa đáng để hoàn chỉnh trung tâm y tế chuyên sâu miền trung. - Xây dựng kết cấu hạ tầng tương đối đồng bộ. Đảm bảo sự giao thông thông suốt trong tỉnh đặc biệt là quốc lộ 1A. Nâng cấp quốc lộ 49 nối với Lào và đường 14 nối với Tây Nguyên. Xây dựng lưới điện đến 100% thôn xã, phục vụ 90 % dân cư toàn tỉnh. 4.2. HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN TỈNH THỪA THIÊN HUẾ 4.2.1. Lưới điện chuyên tải Hiện nay tỉnh Thừa Thiên Huế được cấp điện mạch kép từ các đường dây 110 kV Đà Nẵng - Huế và Đồng Hới - Huế mạch đơn thông qua các trạm biến áp 110/35/6 kV Huế 1 công suất 25 MVA, 110/6kV dệt Huế công suất 16 MVA. Đầu năm 1997 trạm 110/6/ kV Văn Xá công suất 25MVA đã đưa vào vận hành; lắp máy biến áp nâng 6/35kV công suất 2 x 6.3 MVA để tăng nguồn cấp cho các phụ tải 35 kV của tỉnh tại trạm 110/ 6 kV Văn Xá. Việc đưa vào vận hành trạm 110 kV Cầu Hai (6/7/2003), trạm 110 kV Công nghiệp Phú Bài (25/ 04/ 2003) đã làm ổn định tình hình cung cấp điện cho khu vực Phú Lộc - Hải Vân và các phụ tải tại khu công nghiệp Phú Bài Ngoài lưới điện quốc gia, Thừa Thiên Huế còn có trạm phát điện Diezel Ngự Bình công suất đạt 7,2 MW dự phòng phát bù với công suất hy vọng từ 3,7 ¸ 5.3 MW trong giờ cao điểm. 4.2.2. Lưới điện Hiện nay tỉnh Thừa Thiên Huế lưới điện quốc gia đã vươn tới tất cả các huyện. Tuy nhiên mật độ lưới tập trung ở Thành Phố Huế và các huyện đồng bằng còn các huyện như Nam Đông, A lưới, lưới điện mới chỉ cấp cho khu vực trung tâm huyện và một số vùng lân cận . 1. Đường dây Đường dây 110 kV chạy dọc quốc lộ 1A nối liền các trạm 220kV Đà Nẵng và Đồng Hới. Tổng chiều dài nằm trên địa bàn tỉnh Thừa Thiên Huế là 115 km tiết diện dây AC - 185 trong đó có đoạn mạch kép từ Đà Nẵng tới Huế dài 70 km. Tổng chiều dài đường dây phân phối là 1434 km. Trong đó: Tổng số chiều dài đường dây 6 kV : 219.925 km Tổng số chiều dài đường dây 10 kV: 386.106 km Tổng số chiều dài đường dây 15 kV: 264.482 km Tổng số chiều dài đường dây 22 kV: 331.997 km Tổng số chiều dài đường dây 35 kV: 232.338 km Từ năm 1998 được sự giúp đỡ của dự án 0DA của Pháp lưới điện Thành phố Huế đã được quy hoạch lại phần lớn lưới trung áp là 22 kV dùng dây cáp nhôm ngầm với các tiết diện (95, 185, 240) mm2 và dây nhôm bọc (70, 95, 150, 185, 240) mm2. Các đường dây hạ thế chủ yếu dùng cáp nhôm vặn xoắn. Mật độ phụ tải thành phố Huế vào khoảng 1500 [kW/km2]; còn các huyện lân cận mật độ phụ tải trung bình tương đối thấp < 100 [kW/km2]. 2. Trạm biến áp * Trạm trung gian: tổng số có 21 trạm trong đó: + Trạm trung gian 35/6 kV: 6 trạm với tổng dung lượng 31700 KVA + Trạm trung gian 35/10 kV: 9 trạm với tổng dung lượng 21900 KVA + Trạm trung gian 35/15 kV: 3 trạm với tổng dung lượng 11500 KVA + Trạm trung gian 35/22 kV: 2 trạm với tổng dung lượng 12800 KVA Có 3 trạm nâng + Trạm trung gian 6/35 kV: 1 trạm với tổng dung lượng 12600 KVA + Trạm trung gian 6/22 kV: 1 trạm với tổng dung lượng 8000 KVA + Trạm trung gian 0,4/6 kV: 1 trạm với tổng dung lượng 5000 KVA * Trạm phân phối : Tổng số có 1155 trạm trong đó: + Trạm phân phối 6/ 0.4 kV: 187 trạm với tổng dung lượng 37300 KVA + Trạm phân phối 10/ 0.4 kV: 265 trạm với tổng dung lượng 45005 KVA + Trạm phân phối 15/ 0.4 kV: 211 trạm với tổng dung lượng 27762 KVA + Trạm phân phối 22/ 0.4 kV: 466 trạm với tổng dung lượng 128105 KVA + Trạm phân phối 35/ 0.4 kV: 26 trạm với tổng dung lượng 8 870 KVA - Công suất thành phố Huế : P = 102 484 kW - Mật độ phụ tải thành phố bằng 1 500 kW/km2 Bán kính thực tế của một số xuất tuyến 22 kV trong thành phố Tuyến Tả ngạn 2 Tả ngạn 3,4 Tả ngạn 5 Hữu ngạn 1 r, km 5,843 10,755 9,039 5,191 - Bán kính thức tế mạng hạ áp sinh hoạt dịch vụ là 531 m - Mật độ phụ tải sinh hoạt trạm biến áp Nhật Lệ = 2105 kW/km2 Với (S =165344 m2, P = 348 kW) - Bán kính thực tế mạng điện xí nghiệp là 130 m - Mật độ phụ tải mạng điện xí nghiệp bằng 8770 kW/km2 (S = 24192 m2 , P = 217 kW) Nhận xét: - Lưới điện phân phối nhiều cấp điện áp 6 kV, 10 kV, 15 kV, 35 kV được xây dựng chắp vá và qua nhiều thời kỳ lại ít được duy tu bảo dưỡng ...là nguyên nhân chính dẫn tới tổn thất điện năng lớn gây nên những khó khăn trở ngại trong việc quản lý vận hành lưới điện. - Những năm vừa qua Điện lực Thừa Thiên Huế đã cố gắng nâng cao chất lượng điện và giảm tổn thất điện năng trung bình xuống 6,12 %. Nhưng lưới điện ở một số khu vực khác đặc biệt ở các vùng có mật độ phụ tải thấp như: nông thôn, vùng sâu, vùng núi cao như các huyện Nam Đông, A Lưới chất lượng điện năng và tổn thất điện năng còn cao. - Muốn khắc phục được tình trạng nên trên trong quá trình cải tạo và phát triển lưới điện của tỉnh Thừa thiên Huế cần phải đảm bảo yêu cầu kinh tế - kỹ thuật và phù hợp với điều kiện kinh tế của tỉnh nhà. Để đạt được như vậy, những nhà thiết kế lưới điện cần thiết phải có những thông số chuẩn về lưới điện và cấu trúc lưới điện hợp lý mới đáp ứng được tình hình thực tiễn nêu trên. Bảng 4.1. Kết quả thực hiện các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật TT Tổng sản lượng Đơn vị Năm 2002 9 tháng năm 2003 1 Tổng sản lượng kWh 363860603 317531118 Điện phát kWh 3368541 800388 Điện nhận kWh 360492062 316730730 2 Tổn thất % 7,0 6,12 3 Điện thương phẩm kWh 338193554 298091914 4 Giá bán bình quân đ/kW 686,6 750,7 5 Doanh thu sản xuất triệu 232185,8 220313,2 4.3. XÁC ĐỊNH CÁC THAM SỐ KINH TẾ - KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN 4.3.1. Xây dựng biểu đồ chọn dây dẫn tối ưu cho đường dây trung, hạ áp và xây dựng biểu đồ jkt = f(Tmax) 4.3.1.1. Với đường dây trung áp Ở đây chúng tôi đi xây dựng các đường cong chi phí cho các loại dây dẫn và dây cáp. Giá các loại dây dẫn và dây cáp được lấy tại Điện lực Huế [1] và sở Công nghiệp Thừa Thiên Huế. Cụ thể được tính toán như sau: Xác định mô hình toán, mật độ dòng điện kinh tế, khoảng kinh tế và đường cong chi phí tính toán của đường dây 22 kV, biết giá thành của của đường dây cáp nhôm ngầm cho trong bảng 4.1: Bảng 4.2. Xác định các chỉ tiêu kinh tế của đường dây cáp nhôm ngầm 22 kV TT Fmm2 V.107 đ DF=DFi-DFtb DV=DVi-DVtb DF2 DV2 DF.DV 1 50 20,55 -101,25 -11,15 10251,56 124,48 1129,69 2 70 22,15 -81,25 -9,55 6601,56 91,34 776,54 3 95 24,79 -56,25 -6,91 3164,06 47,85 389,11 4 120 27,74 -31,25 -3,96 976,56 15,74 123,98 5 150 30,75 -1,25 -0,95 1,56 0,91 1,19 6 185 34,72 33,75 3,01 1139,06 9,07 101,67 7 240 43,46 88,75 11,75 7876,56 138,12 1043,03 8 300 49,5 148,75 17,79 22126,56 316,57 2646,63 Tổng 1210 253,66 52137,5 744,11 6211,87 T/bình 151,25 31,70 Hàm tuyến tính V - VTB = Thay số vào ta có: V - 31,7 = V = (137 + 1,19. 106) đồng/ km Với a = 137 . 106 đồng/km ; b = 1,19. 106 đ/km Theo Điện lực Thừa Thiên Huế: + Đối với đường dây cao thế: - Hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn dầu tư: atc = 1/8 = 0,125 - Hệ số khấu hao thiết bị và chi phí vận hành: kkh = 0,04 Do đó pdd = atc + kkh = 0,165 Xác định mật độ dòng điện kinh tế của đường dây theo công thức 3.1 ta thay các giá trị: p = 0,165, t = 2900 h , cD = 650 đ/kWh, r = 31,5 Wmm2/km, b = 1,19. 106 đ/km Jkt = = 1,381 [A/mm2 ] Bảng 4.3. Điện trở của dây cáp nhôm 22 kV F.mm2 50 70 95 120 150 185 240 300 r0 W/km 0,67 0,48 0,35 0,28 0,22 0,18 0,18 0,12 Từ biểu thức 3.23 ta thay các giá trị: vốn đầu tư của đường dây cho trên bảng 4.2, p = 0,165, t = 2900 h , cD = 650 đ/kWh, điện trở r0 ứng với các tiết diện cho trong bảng 4.4 và cho giá trị dòng điện từ (10 ¸ 400) A ta xác định được chi phí qui đổi tương ứng với các tiết diện cho trong bảng 4.4. Bảng 4.4. Chi phí tính toán dây cáp nhôm 22 kV I[A] Z, 106đ/km.năm với dây dẫn cáp nhôm ngầm tiết diện mm2 50 70 95 120 150 185 240 300 0 33,91 36,54 40,90 45,77 50,73 57,29 71,71 81,67 10 34,26 36,79 41,08 45,92 50,85 57,38 71,78 81,74 20 35,31 37,54 41,64 46,35 51,20 57,67 72,00 81,94 30 37,06 38,79 42,56 47,08 51,78 58,14 72,37 82,28 40 39,51 40,55 43,85 48,1 52,59 58,8 72,88 82,75 50 42,66 42,8 45,51 49,42 53,64 59,65 73,53 83,37 60 46,51 45,56 47,53 51,02 54,92 60,69 74,33 84,11 70 51,06 48,81 49,93 52,91 56,44 61,92 75,28 84,99 80 56,31 52,57 52,70 55,10 58,19 63,33 76,38 86,01 90 62,26 56,83 55,83 57,00 60,17 64,94 77,61 87,16 100 68,91 61,59 59,33 60,00 62,38 66,73 79,00 88,45 110 76,26 66,85 63,20 62,00 64,83 68,71 80,53 89,87 120 84,31 72,61 67,44 66,00 67,51 70,88 82,21 91,43 130 93,06 78,87 72,05 69,40 70,42 73,24 84,03 93,13 140 102,51 85,64 77,02 73,35 73,56 75,79 86,00 94,56 150 112,66 92,90 82,37 78,58 76,94 78,53 88,11 96,00 160 123,51 100,67 88,08 83,09 80,55 81,46 90,37 98,00 170 135,06 108,93 94,16 87,91 84,40 84,57 92,78 99,80 180 147,31 117,70 100,61 93,01 88,48 87,88 95,33 101,00 190 160,26 126,97 107,43 98,40 92,79 91,37 98,03 103,20 200 173,91 136,74 114,62 104,09 97,33 95,05 100,87 105,40 210 172,73 180,48 105,64 93,53 85,23 81,34 89,48 96,47 220 203,31 157,78 130,10 116,34 107,12 102,98 106,00 109,20 230 219,06 169,05 138,39 122,900 112,36 107,23 109,00 112,00 240 235,51 180,83 147,06 129,75 117,83 111,66 111,00 114,00 250 252,66 193,10 156,09 136,90 123,54 116,29 114,00 116,50 260 270,51 205,88 165,49 144,33 129,48 121,10 118,50 120,00 270 289,06 219,15 175,25 152,06 135,66 126,11 123,00 123,00 280 308,31 232,93 185,39 160,08 142,07 131,3 127,00 126,00 290 328,26 247,21 195,90 168,39 148,71 136,68 131,00 129,00 300 348,91 261,99 206,77 176,99 155,58 142,25 135,00 133,00 310 370,26 277,27 218,01 185,88 162,69 148,01 141,77 146,83 320 392,31 293,05 229,62 195,07 170,03 153,96 146,36 151,10 330 415,06 309,33 241,6 204,55 177,6 160,09 151,10 155,50 340 438,51 326,12 253,95 214,31 185,4 166,42 155,98 160,05 350 462,66 343,4 266,67 224,38 193,44 172,93 160,00 164,73 360 487,51 361,19 279,75 234,73 201,71 179,63 164,00 169,54 370 513,06 379,47 293,21 245,37 210,22 186,52 168,00 174,49 380 539,31 398,26 307,03 256,31 218,96 193,6 172,00 179,57 390 566,26 417,55 321,22 267,53 227,93 200,87 179,00 184,79 400 593,91 437,34 335,78 279,05 237,13 208,33 185,00 190,15 Bảng 4.8. Dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây 35, 22, 10 kV Dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây cáp nhôm ngầm 35 kV Dây dẫn,mm2 50 70 95 120 150 185 240 300 Ighd , A 0 50 90 125 150 180 230 300 Ight , A 50 90 125 150 180 230 300 Dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây cáp nhôm ngầm 22 kV Dây dẫn,mm2 50 70 95 120 150 185 240 300 Ighd , A 0 50 70 100 140 175 240 260 Ight , A 50 70 100 140 175 240 260 Dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây cáp nhôm ngầm 10 kV Dây dẫn,mm2 50 70 95 120 150 185 240 300 Ighd , A 0 40 70 100 150 175 250 300 Ight , A 40 70 100 150 175 250 300 Dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây đồng ngầm 35 Dây dẫn,mm2 50 70 95 120 150 185 240 300 Ighd , A 0 60 110 190 210 280 400 Ight , A 60 110 190 210 280 400 Dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây đồng ngầm 22 Dây dẫn,mm2 50 70 95 120 150 185 240 300 Ighd , A 0 100 150 190 250 290 330 Ight , A 100 150 190 250 290 330 Dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây AC 35 kV Dây dẫn,mm2 35 50 70 95 120 150 185 240 300 Ighd , A 0 20 40 55 80 95 110 130 160 Ight , A 20 40 55 80 95 110 130 160 Dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây AC 22 kV Dây dẫn,mm2 35 50 70 95 120 150 185 240 300 Ighd , A 0 15 30 40 55 75 100 140 160 Ight , A 15 30 40 55 75 100 140 160 Dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây AC 10 kV Dây dẫn,mm2 35 50 70 95 120 150 185 240 300 Ighd , A 0 20 33 45 60 80 93 130 150 Ight , A 20 33 45 60 80 93 130 150 Đường cong chi phí qui đổi của đường dây 22 kV cáp nhôm ngầm được thể hiện trên hình 4.1. Đối với các đường dây khác được làm tương tự. + Đối với cáp nhôm ngầm 35 kV, tra ở bảng 1 hình 2 phụ lục. + Cáp ngầm đồng 22 kV, tra ở bảng 2, hình 3 phụ lục. + Cáp ngầm đồng 35 kV, tra ở bảng 3, hình 4 phụ lục. + Dây AC 35 kV, tra ở bảng 4, hình 5 phụ lục. + Dây AC 22 kV, tra ở bảng 5, hình 6 phụ lục. + Dây AC 10 kV, tra ở bảng 6, hình 7 phụ lục. Kết quả tính toán dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây cáp nhôm ngầm 22 kV và các đường dây khác ghi trên bảng 4.5. 4.3.1.2. Với đường dây hạ áp Xác định mô hình toán, mật độ dòng điện kinh tế, khoảng kinh tế và đường cong chi phí tính toán của đường dây hạ áp 0,4 kV, biết giá thành của của đường dây cáp đồng ngầm cho trong bảng 4.6. Mô hình toán được xác định tương tự như trên ta được hàm tuyến tính V = (46,7 + 2,1F).106 [đ/km] Theo Điện lực Thừa Thiên Huế đối với đường dây hạ thế: - Hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn dầu tư: atc = 1/8= 0,125 - Hệ số khấu hao thiết bị và chi phí vận hành: kkh = 0,037 Do đó pdd = atc + kkh = 0,162 Ta thay các giá trị vốn đầu tư của đường dây trên bảng 4.5, p = 0,162, t = 2949 h , cD = 650 đ/kWh, điện trở r0 của các tiết diện cho trong bảng 4.5 ứng với giá trị dòng điện từ (10 ¸ 400) A vào biểu thức 3.31 chúng ta xác định được chi phí qui đổi tương ứng với các tiết diện cho trong bảng 4.7. Đường cong chi phí quy đổi, biểu thị khoảng kinh tế của đường dây hạ áp cho trong hình 4.2. Tính toán tương tự đối với đường dây cáp nhôm vặn xoắn và đường dây nhôm trần 0, 4 kV. Bảng 4.6. Giá thành và điện trở của đường dây cáp đồng ngầm 0,4 kV (4 dây), 106đ/km F 35 50 70 95 120 150 185 240 V.106 119,6 159,5 214,5 236,2 293,8 366,1 440,3 569,6 r0 W/km 0,57 0,4 0,29 0,21 0,17 0,13 0,11 0,08 Bảng 4.7. Chi phí tính toán của 1 km đường dây cáp đồng ngầm 0.4 kV S (KVA) Z, 106đ/km.năm với dây dẫn cáp đồng ngầm tiết diện mm2 35 mm2 50mm2 70 mm2 95mm2 120mm2 150mm2 185mm2 240mm2 0 10 22 28 36 39 49 60 72 93 20 30 33 40 42 51 62 73 94 30 43 42 47 47 56 65 76 96 40 61 55 56 54 63 69 79 98 50 85 72 68 62 72 74 84 101 60 113 92 83 73 82 81 89 105 70 147 116 100 85 95 88 96 110 80 186 143 120 100 109 97 104 116 90 231 174 142 116 125 108 112 122 100 280 209 168 134 144 119 122 129 110 335 247 195 155 164 131 132 137 120 395 290 226 177 186 145 144 145 130 461 335 259 201 210 160 156 154 140 531 385 295 227 236 176 170 164 150 607 438 334 255 264 193 185 175 160 688 495 375 284 294 212 200 186 170 774 555 419 316 326 231 217 198 180 865 619 465 350 359 252 235 211 190 962 687 514 385 395 274 253 225 200 1064 759 566 423 432 297 273 239 210 1171 834 620 462 472 322 293 254 220 1283 912 678 504 513 347 315 270 230 1400 995 737 547 556 374 338 286 240 1523 1081 800 592 602 402 361 303 250 1651 1171 865 639 649 431 386 321 260 1784 1264 933 688 698 462 412 340 270 1922 1361 1003 739 749 493 439 359 280 2066 1462 1076 792 802 526 466 380 290 2215 1566 1152 847 856 560 495 400 300 2369 1674 1230 904 913 595 525 422 310 2528 1786 1311 962 972 631 555 444 320 2692 1902 1395 1023 1032 669 587 467 330 2862 2021 1481 1086 1095 708 620 491 340 3037 2143 1570 1150 1159 748 654 516 350 3217 2270 1662 1216 1226 789 688 541 360 3402 2400 1756 1285 1294 831 724 567 370 3593 2534 1853 1355 1364 874 761 594 380 3789 2671 1952 1427 1436 919 799 621 390 3990 2812 2055 1501 1510 965 838 650 400 4196 2957 2160 1577 1586 1012 877 678  + Cáp nhôm vặn xoắn tra ở bảng 8 và hình 8 phụ lục + Cáp nhôm nhôm trần tra ở bảng 8 và hình 9 phụ lục Kết quả tính toán dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây cáp đồng ngầm 0,4 kV và các đường dây khác ghi trên bảng 4.8 Bảng 4.8. Dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây hạ áp ứng với cáp đồng ngầm, cáp nhôm vặn xoắn và dây nhôm trần Dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây đồng ngầm Dây 35 50 70 95 120 150 185 240 Ighd,A 0 30 40 50 80 90 110 135 IghT, A 30 40 50 80 90 110 135 Dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây nhôm vặn xoắn Dây 35 50 70 95 120 150 185 240 Ighd,A 0 20 25 32 40 65 90 135 IghT, A 20 25 32 40 65 90 135 Dòng điện giới hạn dưới và trên của đường dây nhôm trần Dây 35 50 70 95 120 150 185 240 Ighd,A 0 30 40 60 85 95 115 130 IghT, A 30 40 60 85 95 115 130 Nhận xét: Đối với các loại dây dẫn ứng với các giá trị dòng điện hoặc công suất của phụ tải mà ta xác định được tiết diện của dây dẫn nằm trong các khoảng kinh tế dựa vào các biểu đồ chọn dây dẫn tối ưu. Tùy theo tình hình phát triển phụ tải của các khu vực mà người ta có thể chọn ra một số tiết diện tiêu chuẩn trong tính toán thiết kế, qui hoạch lưới điện. 4.3.1.3. Xây dựng biểu đồ jkt = f(Tmax) Ta đi tìm mối quan hệ giữa thời gian làm việc cực đại của phụ tải và mật độ dòng điện kinh tế của các loại dây dẫn và dây cáp. Cho một số thời gian làm việc cực đại Tmax, thay vào biểu thức kenzevits ta sẽ xác định được thời gian hao tổn cực đại tương ứng, kết quả ghi trên bảng 4.9 Biểu thức kenzevits t = (0,124 + Tmax.10- 4)2.8760 , giờ Bảng 4.9. Thời gian làm việc và hao tổn cực đại .Tmax = f(t) Tmax,h 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8760 t, h 439,54 919,59 1574,84 2405,28 3410,93 4591,8 5947,8 8760 Sau đó ta áp dụng công thức 3.19 để tính mật độ dòng điện kinh tế (jkt) liên quan đến các giá trị t vừa tìm được ở trên cho một số loại dây dẫn và dây cáp. Kết quả ghi trên bảng 4.10 Bảng 4.10. Kết quả tính toán mật độ dòng điện kinh tế. jkt = f(Tmax) jkt, Mật độ dòng điện kinh tế ứng với các loại dây dẫn Tmax AC 35 AC 22 AC 10 Cáp Al ngầm 35 Cáp Al ngầm 22 Cáp Al ngầm 10 1000 1,493 1,400 1,198 2,861 2,697 2,730 2000 1,032 0,968 0,828 1,978 1,864 1,888 3000 0,789 0,739 0,633 1,512 1,425 1,442 4000 0,638 0,598 0,512 1,223 1,153 1,167 5000 0,536 0,502 0,430 1,027 0,968 0,980 6000 0,46