Mạng điện khu vực gồm 2 nguồn

trên các đoạn đường dây cho trong phương án III: kV kV Tính tương tự cho các đoạn dây còn lại, kết quả tính điện áp của các đường dây trong phương án III cho ở bảng 2.8: Bảng 2.8. Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện PA III. Đường dây Công suất truyền tải. S (MVA) Chiều dài đường dây. l (km) Điện áp tính toán. U (kV) Điện áp định mức. U (kV) 2-1 22 + j9,37 31,6 85,00 110 A-2 46 + j27,37 41,2 120,99 6-3 23 + j17,25 31,6 86,76 A-6 44 + j33 41,2 118,47 A-7 18,14 + j13,605 51 80,17 B-5 24 + j10,222 53,8 90,81 B-7 9,86 + j7,395 40 61,03 B-8 26 + j19,5 36 92,27 9-4 25 + j12,893 41,2 91,16 B-9 51 + j32,393 41,2 127,07 Tổng 266 + j165,748 408,8 II.3.3.3. Chọn tiết diện dây dẫn: Đoạn 6 - 3: A mm2 Chọn dây dẫn AC - 70. Đoạn A - 6: A mm2 Chọn dây dẫn AC - 150. Tính tương tự cho các đoạn dây còn lại, kết quả chọn tiết diện dây dẫn cho trong bảng 2.9. II.3.3.4. Kiểm tra điều kiện phát nóng lúc sự cố: Đoạn 6 - 3: Khi ngừng 1 mạch. (Dùng dây AC - 70, có ICP = 265 A). I6-3 SC = 2.I6-3 max = 2 × 75,449 = 150,898 A Vậy I6-3 SC = 150,898 A < ICP = 265 A; (thỏa mãn). Đoạn A - 6: Khi ngừng 1 mạch. (Dùng dây AC - 150, có ICP = 445 A). IA-6 SC = 2.IA-6 max = 2 × 144,338 = 288,675 A Vậy IA-6 SC = 288,675 A < ICP = 445 A; (thỏa mãn). Kiểm tra tương tự cho các đoạn dây còn lại, kết quả cho ở bảng 2.9. Kết quả tính các thông số của tất cả các đường dây trong mạng điện cho trong bảng 2.9. Bảng 2.9. Thông số của các đường dây trong mạng điện của phương án III. B.104S 0,82 1,11 0,82 1,13 1,32 1,39 1,03 0,95 1,06 1,13 X, W 6,95 8,71 6,95 8,57 11,22 11,84 8,80 7,72 9,06 8,57 R, W 7,27 5,56 7,27 4,33 11,73 12,37 9,20 5,94 9,48 4,33 b0.106 s/km 2,58 2,69 2,58 2,74 2,58 2,58 2,58 2,65 2,58 2,74 x0, W/km 0,44 0,423 0,44 0,416 0,44 0,44 0,44 0,429 0,44 0,416 r0, W/km 0,46 0,27 0,46 0,21 0,46 0,46 0,46 0,33 0,46 0,21 l, km 31,6 41,2 31,6 41,2 51 53,8 40 36 41,2 41,2 Isc, A 125,507 280,943 150,898 288,675 119,013 136,917 64,689 170,581 147,638 317,111 Icp,A 265 380 265 445 265 265 265 330 265 445 Ftc, mm2 70 120 70 150 70 70 70 95 70 150 Ftt, mm2 57,05 127,70 68,59 131,22 54,10 62,23 29,40 77,54 67,11 144,14 Itb, A 62,753 140,471 75,449 144,338 59,506 68,458 32,345 85,290 73,819 158,556 S, MVA 22 + j9,37 46 + j27,37 23 + j17,25 44 + j33 18,14 + j13,605 24 + j10,222 9,86 + j7,395 26 + j19,5 25 + j12,893 51 + j32,393 Đường dây 2-1 A-2 6-3 A-6 A-7 B-5 B-7 B-8 9-4 B-9 II.3.3.5. Kiểm tra tổn thất điện áp: Chế độ là việc bình thường: Đoạn 6 - 3: Đoạn A - 6: Như vậy tổn thất điện áp trên đường dây A - 6 - 3 bằng: Tính tương tự cho các đoạn còn lại, kết quả cho trong bảng 2.10. Chế độ sau sự cố: Tính tổn thất điện áp trên đường dây ta không xét các sự cố xếp chồng, nghĩa là đồng thời xảy ra trên tất cả các đoạn đường dây đã cho, chỉ xét sự cố ở đoạn nào mà tổn thất điện áp trên đường dây có giá trị cực đại. Đoạn 6 - 3: ΔU6-3 sc% = 2 ´ ΔU6-3 bt% = 2 ´ 2,37% = 4,74% Đoạn A - 6: ΔUA-6 sc% = 2 ´ ΔUA-6 bt% = 2 ´ 3,91% = 7,82% Vậy đối với đường dây A - 6 - 3, khi ngừng một mạch trên đoạn A - 6 sẽ nguy hiểm hơn so với trường hợp sự cố một mạch trên đoạn 6 - 3. Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sau sự cố đối với đường dây A - 6 - 3 bằng: Tính tương tự cho các đoạn còn lại, kết quả cho trong bảng 2.10. Khi một tổ máy trong nhà máy nhiệt điện B bị hỏng: Đã tính như trong phương án I: Ta có: Kết quả tính tổn thất điện áp trên các đường dây cho trong bảng 2.10. Bảng 2.10. Các giá trị tổn thất điện áp trong mạng điện. Đường dây ΔUbt ,% ΔUsc ,% Đường dây ΔUbt ,% ΔUsc ,% 2-1 1,85 3,70 B-4 3,45 6,90 A-2 4,08 8,16 B-5 1,28 2,56 6-3 2,37 4,74 B-7 2,52 5,04 A-6 3,91 7,82 9-4 2,92 5,84 A-7 3,02 6,04 B-9 4,11 8,22 Từ các kết quả trong bảng 2.10 nhận thấy rằng, tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện tong phương án III có giá trị: Tổn thất điện áp lớn nhất lúc bình thường bằng: Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố bằng: II.3.4. Phương án IV: Sơ đồ mạng điện của phương án IV cho ở hình 2.9. B A 22 + j9,37 MVA 28 + j21 MVA 21 + j15,75 MVA 23 + j17,25 MVA 26 + j19,5 MVA 25+j12,893 MVA 36 km 24 + j18 MVA 9 2 4 8 5 7 3 6 41,2 km 51 km 41,2 km 41,2 km 44,7 km 40 km 41,2 km 31,6 km 31,6 km 1 24 + j10,222 MVA 26 + j19,5 MVA Hình 2.9 sơ đồ mạng điện phương án IV. II.3.4.1. Tính phân bố công suất trên các đoạn đường dây: Đoạn 2 - 1: MVA Đoạn A - 2: MVA Đoạn 6 - 3: MVA Đoạn A - 6: MVA Đoạn A - 7: MVA Đoạn B – 7: MVA Đoạn 8 - 5: MVA Đoạn B - 8: MVA Đoạn 9 - 4: MVA Đoạn B - 9: MVA II.3.4.2. Chọn cấp điện áp tải điện: Từ công thức Still đã cho ở trên, ta có: kV Điện áp tính toán trên các đoạn đường dây cho trong phương án IV: kV kV Tính tương tự cho các đoạn dây còn lại, kết quả tính điện áp của các đường dây trong phương án IV cho ở bảng 2.11: Bảng 2.11. Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện PA IV. Đường dây Công suất truyền tải. S (MVA) Chiều dài đường dây. l (km) Điện áp tính toán. U (kV) Điện áp định mức. U (kV) 2-1 22 + j9,37 31,6 85,00 110 A-2 46 + j27,37 41,2 120,99 6-3 23 + j17,25 31,6 86,76 A-6 44 + j33 41,2 118,47 A-7 18,14 + j13,605 51 80,17 B-7 9,86 + j7,395 40 61,03 8-5 24 + j10,222 44,7 89,86 B-8 50 + j29,722 36 125,49 9-4 25 + j12,893 41,2 91,16 B-9 51 + 32,393 41,2 127,07 Tổng 313 + j193,22 339,7 II.3.4.3. Chọn tiết diện dây dẫn: Đoạn 9 - 4: A mm2 Chọn dây dẫn AC - 70. Đoạn B - 9: A mm2 Chọn dây dẫn AC - 150. Tính tương tự cho các đoạn dây còn lại, kết quả chọn tiết diện dây dẫn cho trong bảng 2.12. II.3.4.4. Kiểm tra điều kiện phát nóng lúc sự cố: Đoạn 9 - 4: Khi ngừng 1 mạch. (Dùng dây AC - 70, có ICP = 265 A). I9-4 SC = 2.I9-4 max = 2 × 73,819 = 147,638 A Vậy I9-4 SC = 147,638 A < ICP = 265 A; (thỏa mãn). Đoạn B - 9: Khi ngừng 1 mạch. (Dùng dây AC - 150 có ICP = 445 A). IB-9 SC = 2.IB-9 max = 2 × 158,556 = 317,111 A Vậy IB-9 SC = 317,111 A < ICP = 445 A; (thỏa mãn). Kiểm tra tương tự cho các đoạn dây còn lại, kết quả cho ở bảng 2.12. Kết quả tính các thông số của tất cả các đường dây trong mạng điện cho trong bảng 2.12. Bảng 2.12. Thông số của các đường dây trong mạng điện của phương án IV. B.104S 0,82 1,11 0,82 1,13 1,32 1,03 1,15 0,99 1,06 1,13 X, W 6,95 8,71 6,95 8,57 11,22 8,80 9,83 7,49 9,06 8,57 R, W 7,27 5,56 7,27 4,33 11,73 9,20 10,28 3,78 9,48 4,33 b0.106 s/km 2,58 2,69 2,58 2,74 2,58 2,58 2,58 2,74 2,58 2,74 x0, W/km 0,44 0,423 0,44 0,416 0,44 0,44 0,44 0,416 0,44 0,416 r0, W/km 0,46 0,27 0,46 0,21 0,46 0,46 0,46 0,21 0,46 0,21 l, Km 31,6 41,2 31,6 41,2 51 40 44,7 36 41,2 41,2 Isc, A 125,507 280,943 150,898 288,675 119,013 64,689 136,917 305,297 147,638 317,111 Icp,A 265 380 265 445 265 265 265 445 265 445 Ftc, mm2 70 120 70 150 70 70 70 150 70 150 Ftt, mm2 57,05 127,70 68,59 131,22 54,10 29,40 62,23 138,77 67,11 144,14 Itb, A 62,753 140,471 75,449 144,338 59,506 32,345 68,458 152,649 73,819 158,556 S, MVA 22 + j9,37 46 + j27,37 23 + j17,25 44 + j33 18,14 + j13,605 9,86 + j7,395 24 + j10,222 50 + j29,722 25 + j12,893 51 + 32,393 Đường dây 2-1 A-2 6-3 A-6 A-7 B-7 8-5 B-8 9-4 B-9 II.3.4.5. Kiểm tra tổn thất điện áp: Chế độ là việc bình thường: Đoạn 9 - 4: Đoạn B - 9: Như vậy tổn thất điện áp trên đường dây A - 9 - 4 bằng: Tính tương tự cho các đoạn còn lại, kết quả cho trong bảng 2.13. Chế độ sau sự cố: Tính tổn thất điện áp trên đường dây ta không xét các sự cố xếp chồng, nghĩa là đồng thời xảy ra trên tất cả các đoạn đường dây đã cho, chỉ xét sự cố ở đoạn nào mà tổn thất điện áp trên đường dây có giá trị cực đại. Đoạn 9 - 4: ΔU9-4 sc% = 2 ´ ΔU9-4 bt% = 2´2,92% = 5,84% Đoạn B - 9: ΔUB-9 sc% = 2 ´ ΔUB-9 bt% = 2´4,11% = 8,22% Vậy đối với đường dây A - 9 - 4, khi ngừng một mạch trên đoạn A - 9 sẽ nguy hiểm hơn so với trường hợp sự cố một mạch trên đoạn 9 - 4. Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sau sự cố đối với đường dây A - 9 - 4 bằng: Tính tương tự cho các đoạn còn lại, kết quả cho trong bảng 2.13. Khi một tổ máy trong nhà máy nhiệt điện B bị hỏng: Đã tính như trong phương án I: Ta có: Kết quả tính tổn thất điện áp trên các đường dây cho trong bảng 2.13. Bảng 2.13. Các giá trị tổn thất điện áp trong mạng điện. Đường dây ΔUbt ,% ΔUsc ,% Đường dây ΔUbt ,% ΔUsc ,% 2-1 1,85 3,70 B-7 1,28 2,56 A-2 4,08 8,16 8-5 2,86 5,72 6-3 2,37 4,74 B-8 3,40 6,80 A-6 3,91 7,82 9-4 2,92 5,84 A-7 3,02 6,04 B-9 4,11 8,22 Từ các kết quả trong bảng 2.13 nhận thấy rằng, tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện trong phương án IV có giá trị: Tổn thất điện áp lớn nhất lúc bình thường bằng: Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố bằng: II.3.5. Phương án V: 1 Sơ đồ mạng điện của phương án V cho trên hình 2.10. B A 22 + j9,37 MVA 28 + j21 MVA 21 + j15,75 MVA 23 + j17,25 MVA 26 + j19,5 MVA 24 + j10,222 MVA 26 + j19,5 MVA 25+j12,893 MVA 36 km 24 + j18 MVA 9 2 4 8 5 7 3 6 41,2 km 51 km 53,8 km 41,2 km 58,3 km 44,7 km 40 km 53,8 km 41,2 km 31,6 km l1 l3 l2 Hình 2.10 sơ đồ mạng điện phương án V. II.2.5.1. Tính phân bố công suất trên các đoạn đường dây: Tính dòng công suất chạy trên các đường dây trong mạch vòng A - 2 -1. Để xác định các dòng công suất ta cần giả thiết rằng, mạng điện đồng nhất và tất cả các đoạn đường dây đều có cùng một tiết diện. Như vậy dòng công suất chạy trên đoạn A - 1 bằng: Đoạn 1 - 2: Đoạn A - 2: Đoạn A - 3: MVA Đoạn A - 6: MVA Đoạn A – 7: MVA Đoạn B - 4: MVA Đoạn B - 7: MVA Đoạn 8 - 5: MVA Đoạn B - 8: MVA Đoạn B-9: MVA II.3.5.2. Chọn cấp điện áp tải điện: Từ công thức Still đã cho ở trên, ta có: kV Điện áp tính toán trên các đoạn đường dây cho trong phương án V: kV kV kV Tính tương tự cho các đoạn dây còn lại, kết quả tính điện áp của các đường dây trong phương án V cho ở bảng 2.14: Bảng 2.14. Điện áp tính toán và điện áp định mức mạng điện PA V. Đường dây Công suất phụ tải. S (MVA) Chiều dài đường dây. l (km) Điện áp tính toán. U (kV) Điện áp định mức. U (kV) 1-2 -1,539 + j1,876 31,6 32,54 110 A-1 20,461 + j11,246 53,8 84,73 A-2 25,539 + j16,124 41,2 92,05 A-3 23 + j17,25 53,8 89,13 A-6 21 + j15,75 41,2 84,29 A-7 18,14 + j13,605 51 80,17 B-4 25 + j12,893 58,3 92,91 B-7 9,86 + j7,395 40 61,03 8-5 24 + j10,222 44,7 89,86 B-8 50 + j29,722 36 125,49 B-9 26 + j19,5 41,2 92,80 Tổng 241,461 + j155,583 492,8 II.3.4.3. Chọn tiết diện dây dẫn: Đoạn 1 - 2: A mm2 Chọn dây dẫn AC - 70. Đoạn A - 1: A mm2 Chọn dây dẫn AC - 120. Đoạn A - 2: A mm2 Chọn dây dẫn AC - 150. Tính tương tự cho các đoạn dây còn lại, kết quả chọn tiết diện dây dẫn cho trong bảng 2.15. II.3.5.4. Kiểm tra điều kiện phát nóng lúc sự cố: Đoạn A - 3: Khi ngừng 1 mạch. (Dùng dây AC - 70, có ICP = 265 A). IA-3 SC = 2.IA-3 max = 2 × 75,449 = 150,898 A Vậy IA-3 SC = 150,898 A < ICP = 265 A; (thỏa mãn). Kiểm tra tương tự cho các đoạn dây còn lại, kết quả cho ở bảng 2.15. Đối với mạch vòng A - 1 - 2 - B, dòng điện chạy trên đoạn 1 - 2 (dây AC - 70, có Icp = 256 A) sẽ có giá trị lớn nhất khi ngừng đường dây A - 2. Khi đó dòng công suất chạy trên đoạn 1 - 2 và đoạn A - 1 bằng: MVA MVA Như vậy: A Vậy I1-2 SC = 157,459 A < ICP = 265 A; (thỏa mãn). Dòng điện chạy trên đoạn A - 1 bằng: (dùng AC - 120, có ICP = 380 A) A Vậy IA-1 SC = 280,942 A < ICP = 380 A; (thỏa mãn). Trường hợp sự cố đoạn A - 1, dòng điện chạy trên đoạn A - 2 (dùng dây AC - 150, có ICP = 445 A) có giá trị bằng dòng điện chạy trên đoạn A - 1 như khi đứt đoạn A - 2, nghĩa là: IA-2 SC = 280,942 A. Vậy IA-2 SC = 280,942 A < ICP = 445 A; (thỏa mãn). Kết quả tính các thông số của tất cả các đường dây trong mạng điện cho trong bảng 2.15. Bảng 2.15. Thông số của các đường dây trong mạng điện của phương án V. B.104S 0,41 0,72 0,56 1,39 1,06 1,32 1,50 1,03 1,15 0,99 1,09 X, W 13,90 22,76 17,14 11,84 9,06 11,22 12,83 8,80 9,83 7,49 8,84 R, W 14,54 14,53 8,65 12,37 9,48 11,73 13,41 9,20 10,28 3,78 6,80 b0.106 S/km 2,58 2,69 2,74 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,74 2,65 x0, W/km 0,44 0,423 0,416 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,416 0,429 r0, W/km 0,46 0,27 0,21 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,21 0,33 l, Km 31,6 53,8 41,2 53,8 41,2 51 58,3 40 44,7 36 41,2 Isc, A 25,472 245,090 317,050 150,898 137,777 119,013 147,638 64,689 136,917 305,297 170,581 Icp,A 265 380 445 265 265 265 265 265 265 445 330 Ftc, mm2 70 120 150 70 70 70 70 70 70 150 95 Ftt, mm2 11,58 111,40 144,11 68,59 62,63 54,10 67,11 29,40 62,23 138,77 77,54 Itb, A 12,736 122,545 158,525 75,449 68,888 59,506 73,819 32,345 68,458 152,649 85,290 S, MVA -1,539 + j1,876 20,461+ j11,246 25,539 + j16,124 23 + j17,25 21 + j15,75 18,14+ j13,605 25 + j12,893 9,86 + j7,395 24 + j10,222 50 + j29,722 26 + j19,5 Đ. dây 1-2 A-1 A-2 A-3 A-6 A-7 B-4 B-7 8-5 B-8 B-9 II.3.5.5. Kiểm tra tổn thất điện áp: Chế độ là việc bình thường: Đối với mạch vòng A - 1 - 2 - A. Đoạn A - 1: Đoạn A - 2: Vậy tổn thất điện áp lớp nhất trong mạch vòng là đoạn A - 1 có giá trị bằng 4,57%. Còn đoạn 1 - 2 được tính: Tính tương tự cho các đoạn còn lại, kết quả cho trong bảng 2.16. Chế độ sau sự cố: Đối với mạch vòng A - 1 - 2 - A: Khi ngừng đoạn A - 1, tổn thất điện áp trên đoạn A - 2 bằng: Tổn thất điện áp trên đoạn 2 - 1 bằng: Khi ngừng đoạn A - 2, tổn thất điện áp trên đoạn A - 1 bằng: Tổn thất điện áp trên đoạn 2 - 1 bằng: Từ các kết quả trên nhận thấy rằng, đối với mạch vòng đã cho thì sự cố nguy hiểm nhất xảy ra khi ngừng đoạn A - 2. Trong trường hợp này tổn thất điện áp lớn nhất bằng: ΔUmax sc % = 10,66% + 4,95% = 15,61%. Tính tương tự cho các đoạn còn lại, kết quả cho trong bảng 2.16. Khi một tổ máy trong nhà máy nhiệt điện B bị hỏng: Đã tính như trong phương án I: Ta có: Kết quả tính tổn thất điện áp trên các đường dây cho trong bảng 2.16. Bảng 2.16. Các giá trị tổn thất điện áp trong mạng điện. Đường dây ΔUbt ,% ΔUsc ,% Đường dây ΔUbt ,% ΔUsc ,% 1-2 0,03 4,95* B-4 4,13 8,26 A-1 4,57 10,66* B-7 1,28 2,56 A-2 4,11 7,16* 8-5 2,86 5,72 A-3 4,03 8,06 B-8 3,40 6,80 A-6 2,82 5,64 B-9 2,88 5,76 A-7 3,02 6,04 * Các giá trị tổn thất điện áp trong các chế độ sự cố đã xét. Từ các kết quả trong bảng 2.16 nhận thấy rằng, tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện trong phương án V có giá trị: Tổn thất điện áp lớn nhất lúc bình thường bằng: Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố bằng: Þ Để thuận tiện so sánh các phương án về chỉ tiêu kỹ thuật, các giá trị tổn thất điện áp cực đại của các phương án được tổng hợp trong bảng 2.17: Bảng 2.17. Chỉ tiêu kỹ thuật của các phương án so sánh. Tổn thất điện áp Phương án I II III IV V ΔUmax bt % 4,13 6,26 7,03 7,03 4,57 ΔUmax sc % 8,26 10,01 11,14 11,14 15,61 CHƯƠNG III SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KINH TẾ. Từ các kết quả tính toán ở bảng 2.17, ta chọn ba phương án I, II và III để tiến hành so sánh kinh tế - kỹ thuật. Vì các phương án so sánh của mạng điện có cùng điện áp định mức, do đó để đơn giản không tính vốn đầu tư vào các trạm hạ áp. Chỉ tiêu kinh tế được sử dụng khi so sánh các phương án là các chi phí tính toán hành năm, được xác định theo công thức: Z = (atc + avhđ).Kđ + ΔA.c đ (3.1) Trong đó: atc - hệ số hiệu quả của vốn đầu tư (atc = 0,125); avhđ - hệ số vận hành đối với các đường dây (avhđ = 0,04); Kđ - tổng các vốn đầu tư vào các đường dây; ΔA - tổng tổn thất điện năng hàng năm; c - giá 1 kW điện năng tổn thất (c = 500 đ/kW.h). Đối với các đường dây trên không hai mạch đặt trên cùng một cột, tổng vốn đầu tư xây dựng các đường dây được xác định theo công thức: Kđ = Σ1,6 ´ k0i ´ li đ (3.2) Trong đó: k0i - giá thành 1 km đường dây một mạch, đ/km; li - chiều dài đường dây thứ i, km. Tổn thất điện năng được xác định theo công thức: ΔA = ΣΔPi max ´ t MWh (3.3) Trong đó: ΣΔPi max - tổn thất công suất trên đường dây thứ i khi phụ tải cực đại; t - thời gian tổn thất công suất cực đại. Tổn thất công suất trên đường dây thứ i được tính như sau: MW (3.4) Trong đó: Pi max, Qi max - công suất tác dụng và phản kháng chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại; Ri - điện trở tác dụng của đường dây thứ i: Uđm - điện áp định mức của mạng điện. Thời gian tổn thất công suất cực đại được tính theo công thức: t = (0,124 + Tmax.10-4)2 ´ 8760 h (3.5) Trong đó Tmax là thời gian sử dụng phụ tải cực đại hàng năm. Tiến hành tính các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của các phương án so sánh. III.1. Phương án I: III.1.1. Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây: Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây được xác định theo các số liệu ở bảng 2.3. Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây A - 1: MW Tính tổn thất công suất trên các đường dây còn lại được tiến hành tương tự như trên, kết quả tính tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây được tổng hợp trong bảng 3.2. III.1.2. Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện: Giả thiết rằng đường dây trên không hai mạch được đặt trên cùng một cột thép (cột kim loại). Như vậy vốn đầu tư xây dựng đường dây A - 1 được xác định: KA-1 = 1,6 ´ k01 ´ l1 đ (3.6) Trong đó: l1 - chiều dài đường dây A - 1 (l1 = 53,8 km); k01 - được xác định theo bảng 8.3, trang 256, sách “thiết kế các mạng và hệ thống điện” của tác giả Nguyễn Văn Đạm. Được cho như sau: Bảng 3.1 Giá thành đường dây trên không một mạch điện áp 110 kV (106 đ/km). Ký hiệu dây dẫn AC-70 AC-95 AC-120 AC-150 AC-185 AC-240 Cột thép 208 283 354 403 441 500 Như vậy: KA-1 = 1,6 ´ 208.106 ´ 53,8 = 17904,64.106 đ. Tính vốn đầu tư xây dựng cho các đoạn dây còn lại, kết quả được cho trong bảng 3.2. Bảng 3.2. Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án I. Đường dây Ký hiệu dây dẫn l, km R, Ω P, MW Q, MVAr ΔP, MW k0.106, đ/km Kđ.106, đ A-1 AC-70 53,8 12,37 22 9,37 0,585 208 17.904,64 A-2 AC-70 41,2 9,48 24 18 0,705 208 13.711,36 A-3 AC-70 53,8 12,37 23 17,25 0,845 208 17.904,64 A-6 AC-70 41,2 9,48 21 15,75 0,540 208 13.711,36 A-7 AC-70 51 11,73 18,14 13,605 0,498 208 16.972,80 B-4 AC-70 58,3 13,41 25 12,893 0,877 208 19.402,24 B-5 AC-70 53,8 12,37 24 10,222 0,696 208 17.904,64 B-7 AC-70 40 9,20 9,86 7,395 0,115 208 13.312,00 B-8 AC-95 36 5,94 26 19,5 0,519 283 16.300,80 B-9 AC-95 41,2 6,80 26 19,5 0,593 283 18.655,36 Tổng 5,973 165.779,84 Từ kết quả trong bảng 3.2 cho thấy rằng, tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng: ΣΔP = 5,973 MW. Tổng vốn xây dựng các đường dây có giá trị: Kđ = 165.779,84.106 đ. III.1.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm: Tổng chi phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức: Y = avhđ.Kđ + ΣΔA.c (3.7) Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng: t = (0,124 + 4700.10-4)2 ´ 8760 = 3091 h Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: ΣΔA = ΣΔP ´ t = 5,973 ´ 3091 = 18.462,543 MWh Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = 0,04 ´ 165.779,84.106 + 18.462,543.103 ´ 500 = 15.862,46.106 đ. Chi phí tính toán hàng năm bằng: Z = atc.Kđ + Y = 0,125 ´ 165.779,84.106 + 15.862,46.106 = 36.584,64.106 đ. III.2. Phương án II: Tính toán tương tự như phương án I, các kết quả tính tổn thất công suất tác dụng và vốn đầu tư xây dựng đường dây của phương án II cho ở bảng 3.3. Bảng 3.3. Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án II. Đường dây Ký hiệu dây dẫn l, km R, Ω P, MW Q, MVAr ΔP, MW k0.106, đ/km Kđ.106, đ 1-2 AC-70 31,6 7,27 22 9,37 0,343 208 10.516,48 A-2 AC-120 41,2 5,56 46 27,37 1,317 354 23.335,68 A-3 AC-70 53,8 12,37 23 17,25 0,845 208 17.904,64 A-6 AC-70 41,2 9,48 21 15,75 0,540 208 13.711,36 A-7 AC-70 51 11,73 18,14 13,605 0,498 208 16.972,80 B-4 AC-70 58,3 13,41 25 12,893 0,877 208 19.402,24 B-7 AC-70 40 9,20 9,86 7,395 0,115 208 13.312,00 8-5 AC-70 44,7 10,28 24 10,222 0,578 208 14.876,16 B-8 AC-150 36 3,78 50 29,722 1,057 403 23.212,80 B-9 AC-95 41,2 6,80 26 19,5 0,593 283 18.655,36 Tổng 6,765 171.899,52 Từ kết quả trong bảng 3.3 cho thấy rằng, tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng: ΣΔP = 6,765 MW. Tổng vốn xây dựng các đường dây có giá trị: Kđ = 171.899,52.106 đ. Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: ΣΔA = ΣΔP ´ t = 6,765 ´ 3091 = 20.910,615 MWh Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = 0,04 ´ 171.899,52.106 + 20.910,615.103 ´ 500 = 17.331,29.106 đ. Chi phí tính toán hàng năm bằng: Z = atc.Kđ + Y = 0,125 ´ 171.899,52.106 + 17.331,29.106 = 38.818,73.106 đ. III.3. Phương án III: Tính toán tương tự như phương án I, các kết quả tính tổn thất công suất tác dụng và vốn đầu tư xây dựng đường dây của phương án III cho ở bảng 3.4. Bảng 3.4. Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án III. Đường dây Ký hiệu dây dẫn l, km R, MW P, MW Q, MVAr ΔP, MW k0.106, đ/km Kđ.106, đ 2-1 AC-70 31,6 7,27 22 9,37 0,343 208 10.516,48 A-2 AC-120 41,2 5,56 46 27,37 1,317 354 23.335,68 6-3 AC-70 31,6 7,27 23 17,25 0,496 208 10.516,48 A-6 AC-150 41,2 4,33 44 33 1,082 403 26.565,76 A-7 AC-70 51 11,73 18,14 13,605 0,498 208 16.972,80 B-5 AC-70 53,8 12,37 24 10,222 0,696 208 17.904,64 B-7 AC-70 40 9,20 9,86 7,395 0,115 208 13.312,00 B-8 AC-95 36 5,94 26 19,5 0,519 283 16.300,80 9-4 AC-70 41,2 9,48 25 12,893 0,620 208 13.711,36 B-9 AC-150 41,2 4,33 51 32,393 1,305 403 26.565,76 Tổng 6,992 175.701,76 Từ kết quả trong bảng 3.4 cho thấy rằng, tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng: ΣΔP = 6,992 MW. Tổng vốn xây dựng các đường dây có giá trị: Kđ = 175.701,76.106 đ. Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: ΣΔA = ΣΔP ´ t = 6,992 ´ 3091 = 21.612,272 MWh Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = 0,04 ´ 175.701,76.106 + 21.612,272.103 ´ 500 = 17.834,21.106 đ. Chi phí tính toán hàng năm bằng: Z = atc.Kđ + Y = 0,125 ´ 175.701,76.106 + 17.834,21.106 = 39.796,93.106 đ. Các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của 3 phương án so sánh được tổng hợp trong bảng 3.5. Bảng 3.5. Tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của các phương án so sánh. Các chỉ tiêu Phương án I II III ΔUmax bt % 4,13 6,26 7,03 ΔUmax sc % 8,26 10,01 11,14 Z.106 đ 36.584,64 38.818,73 39.796,93 Từ các kết quả tính toán trong bảng 3.5 nhận thấy rằng, phương án I là phương án tối ưu nhất. Chọn phương án I để thiết kế mạng điện. CHƯƠNG IV CHỌN SỐ LƯỢNG, CÔNG SUẤT CỦA CÁC CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM, SƠ ĐỒ CÁC TRẠM VÀ SƠ ĐỒ MẠNG ĐIỆN. IV.1. Chọn số lượng, công suất các máy biến áp trong các trạm tăng áp của nhà máy điện. Do nhà máy điện phát tất cả công suất vào mạng điện áp 110 kV (trừ tự dùng), do đó nối các máy biến áp theo sơ đồ khối máy phát điện - máy biến áp. Trong trường hợp này công suất mỗi tổ máy biến áp được xác định theo công thức: (4.1) Trong đó Sđm là công suất định mức của mỗi máy phát điện. Nhà máy thủy điện A: Gồm 4 tổ máy, mỗi tổ có công suất 32 MW, cosφ = 0,8. Chọn máy biến áp TDЦ - 40000/110 Các thông số kỹ thuật của máy biến áp TD cho trong bảng 4.1. Nhà máy nhiệt điện B: Gồm 4 tổ máy, mỗi tổ có công suất 50 MW, cosφ = 0,8. Chọn máy biến áp TDЦ - 63000/110 Thông số kỹ thuật của các máy biến áp tăng áp tra trong bảng 18, trang 276, sách “Thiết kế các mạng và hệ thông điện” của tác giả Nguyễn Văn Đạm. Các thông số kỹ thuật của máy biến áp tăng áp cho trong bảng 4.1. Bảng 4.1 Các thông số kỹ thuật của MBA tăng áp. Sđm, MVA Các thông số kỹ thuật Các số liệu tính toán Uđm, kV Un, % ΔPn, kW ΔP0, kW I0, % R, W X, W ΔQ0, kVAr Cao Hạ 40 121 10,5 10,5 175 52 0,7 1,44 34,8 280 63 121 10,5 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 IV.2. Chọn số lượng và công suất máy biến áp trong các trạm hạ áp. Tất cả các phụ tải trong mạng điện đều là hộ loại I, vì vậy để đảm bảo cung cấp điện cho các phụ tải này cần phải đặt hai máy biến áp trong mỗi trạm. Khi chọn công suất của máy biến áp cần xét đến khả năng quá tải của máy biến áp còn lại ở chế độ sau sự cố. Xuất phát từ điều kiện quá tải cho phép bằng 40% trong thời gia