Tải bản đầy đủ - 0 (trang)
II.1 Phụ tải yêu cầu điều chỉnh khác thường (1 và 3)

II.1 Phụ tải yêu cầu điều chỉnh khác thường (1 và 3)

Tải bản đầy đủ - 0trang

Sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải cho phép thay đổi các đâu điều

chỉnh không cần cắt các máy biến áp. Do đó cần chọn đầu điều chỉnh riêng cho chế độ

phụ tải cực đại,cực tiểu và sau sự cố.

Để thuận tiện có thể tính trước điện áp, tương ứng với mỗi đầu điều chỉnh của MBA. Kết

quả tính đối với MBA đã chọn cho trong bảng 3.10.

Bảng 3.10. Thông số điều chỉnh cua MBA điều chỉnh dưới tải

Nấc điều

điện áp



chỉnh Điện áp bổ sung

(%)

+16,02

+14,24

+12,46

+10,68

+8,9

+7,12

+5,34

+3,56

+1,78

0

-1,78

-3,56

-5,34

-7,12

-8,9

-10,68

-12,46

-14,24

-16,02



1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19



Điện áp đầu điều chỉnh,

kV

(kV)

+18,423

+16,376

+14,329

+12,282

+10,235

+8,188

+6,141

+4,904

+2,047

0

-2,047

-4,904

-6,141

-8,188

-10,235

-12,282

-14,329

-16,376

-18,423



133,423

131,376

129,329

127,282

125,235

123,188

121,141

119,094

117,047

115

112,953

110,906

108,859

106,812

104,765

102,718

100,671

98,627

96,577



II.1.1. Chọn đầu điều chỉnh trong MBA trạm 1

1. Chế độ phụ tải cực đại

Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp được xác định theo công thức:

Uđcmax =Uq1max.Uhđm/Uycmax =



113, 4.22

=108,02 (kV)

23,1



Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n=13, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn

Utcmax=108,859 kV

Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng:

Utmax= Uq1max.Uhđm/Utcmax=



113, 4.22

=22,92kV

108,859



Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng:

∆Umax%=



U tmax − U dm

22,92 − 22

.100

=

.100= 4,19 %

U dm

22



45



Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp.

2.Chế độ phụ tải cực tiểu

Điện áp tính tốn của đầu điều chỉnh của MBA bằng:

Uđcmin =Uq1min.Uhđm/Uycmin =



109, 7.22

=109,7(kV)

22



Chọn n=12,Utcmin=110,906 kV

Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng:

Utmin= Uq1min.Uhđm/Utcmin= =21,76 kV

Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng:

∆Umin%=



U t min − U dm

21, 76 − 22

.100 =

.100= -1,10%

U dm

22



3.Chế độ sau sự cố

Điện áp tính tốn của đầu điều chỉnh của máy biến áp được xác định theo công thức:

Uđcmax =Uq1max.Uhđm/Uycmax =



108,3.22

=103,11(kV)

23,1



Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n=15, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn

Utcmax=104,765 kV

Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng:

Utmax= Uq1max.Uhđm/Utcmax=



108,3.22

= 22,73 kV

104, 765



Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng:

∆Umax%=



U tmax − U dm

22, 73 − 22

.100 =

.100= 3,34 %

U dm

22



II.1.2. Chọn đầu điều chỉnh trong các MBA của các trạm còn lại

Chọn các đầu điều chỉnh của các MBA còn lại được tiến hành tương tự.

Các kết quả tính tốn điều chỉnh điện áp trong mạng điện cho ở bảng 3.11



46



Bảng 3.11 Kết quả tính tốn điều chỉnh điện áp trong mạng điện



Trạm

biến

áp



Chế độ phụ tải cực đại



Chế độ phụ tải cực tiểu



Utcmax

kV



Utmax

kV



∆Umax

%



1



Đầu

điều

chỉnh

13



Utcmin

kV



Utmin

kV



∆Umin

%



4,19



Đầu

điều

chỉnh

12



108,859



22,92



110,906



21,76



2



14



106,812



22,77



3,49



13



108,859



3



13



108,859



22,95



4,31



12



4



13



108,859



22,88



4,01



5



13



108,859



22,69



6



14



106,812



22,72



Chế độ sau sự cố

Utcsc

kV



Utsc

kV



∆Usc

%



-1,10



Đầu

điều

chỉnh

15



104,765



22,73



3,34



21,77



-1,03



18



98,627



22,92



4,19



110,906



21,77



-1,03



15



104,765



22,87



3,93



12



110,906



21,73



-1,24



15



104,765



22,77



3,51



3,12



12



110,906



21,62



-1,71



16



102,718



22,65



2,96



3,29



13



108,859



21,76



-1,09



14



106,812



22,72



3,29



47



CHƯƠNG 4

TÍNH TỐN CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ- KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN

I. Vốn đầu tư xây dựng mạng điện

Tổng các vốn đầu tư xây dựng mạng điện được xác định theo cơng thức sau:

K=Kđ+Kt

Trong đó: Kđ - vốn đầu tư xây dựng đường dây.

Kt - vốn đầu tư xây dựng các trạm biến áp.

Kđ=779,10,10.109 (đ)

Vốn tư xây dựng các trạm hạ áp xác định theo bảng 4.1

Bảng 4.1. Giá thành xây dựng trạm biến áp 110/22kV(x109 đ/km)

Loại trạm

Một máy biến áp

Hai máy biến áp



10

11

20



16

15

28



Công suất định mức (MVA)

20

25

32

19

22

24

35

40

44



40

26

48



63

33

60



Trong hệ thống thiết kế có 6 trạm, 4 trạm có 2 MBA và 2 trạm có 1 MBA, do đó vốn đầu

tư cho các tram biến áp bằng:

Kt= 40 2.109+44 3.109+24.109=236.109(đ)

Do đó tổng vốn đầu tư để xây dựng mạng điên bằng:

K=779,10.109+236.109=1024,10.109

(đ)

II. Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện

Tổn thất công suất trong mạng điện gồm tổn thất công suất trên đường dây và tổn thất

công suất tác dụng trong MBA ở chế độ phụ tải cực đại.

Theo kết quả tính tốn ở bảng 3.1

Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây bằng:

∆Pd=7,35 MW

Tổng tổn thất công suất tác dụng trong cuộn dây của các MBA có giá trị:

∆Pb=0,70 MW

Tổng tổn thất cơng suất tác dụng trong lõi thép của các MBA có giá trị:

∆P0 = 3.0,07+0,058.2+0,35=0,361 MW

Như vậy tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng:

∆P=∆Pd+∆Pb+∆P0= 7,35+0,70+0,361 = 8,41 MW

Tổn thất cơng suất tac dụng trong mạng điện tính theo phần trăm (%) bằng:

∆P%=(∆P/



).100=



8, 41

. 100=4,36 (%)

193



III. Tổn thất điện năng trong mạng điện

Tổn thất điện năng trong mạng điện có thể xác định theo cơng thức sau:

∆A=(∆Pd+∆Pb).� +∆P0.t



48



Trong đó: �- thời gian tổn thất cơng suất lớn nhất.

t- thời gian các máy biến áp làm việc trong năm.

Bởi vì các MBA vận hành song song trong cả năm cho nên t=8760h

Thời gian tổn thất công suất lớn nhất có thể tính theo cơng thức sau:

�=(0,124+Tmax.10-4)2 8760=(0,124+5000.10-4)2 8760=3411 h

Do đó tổng tổn thất điện năng trong mạng điện bằng:

∆A=(7,35+0,70).3411 + 0,361.8760 = 30624,1 (MW.h)

Tổng điện năng các tiêu thụ nhận được trong năm bằng:

A=



.Tmax=193.5000=965000(MW.h)



Tổn thất điện năng trong mạng điện tính theo phần trăm (%) bằng:

∆A% =



∆A

30624,1

. 100=

. 100 = 3,17 (%)

A

965000



IV. Tính chi phí và giá thành

IV.1. Chi phí vận hành hàng năm

Các chi phí vận hành hàng năm trong mạng điện được xác định theo công thức sau:

Y=avhd.Kd+avht.Kt+∆A.c

trong đó: avhd- hệ số vận hành đường dây (avhd=0,04)

avht- hệ số vận hành các thiết bị trong trạm biến áp (avht=0,10)

c- giá thành 1 kW.h điện năng tổn thất.

Như vậy:

Y=0,04.779,10.109 +0,10.193.109 +30624,1.103.800 = 80,16.109 (đ)

IV.2. Chi phí tính tốn hàng năm

Chi phí tính tốn hằng năm được xác định theo cơng thức:

Z=atc.K+Y

trong đó: atc là hệ số định mức hiệu quả của các vốn đầu tư (atc=0,125)

Z=0,125.1024,10.109+80,16.109 = 208,18.109 (đ)

IV.3. Giá thành truyền tải điện năng

Giá thành truyền tải điện năng được xác định theo công thức:

β=



Y

80,16.109

=

=83,07 đ/kW.h

A 965000.103



IV.4. Giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại

Giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải cực đại xác định theo công thức:

K0 =



K

1024,10.109

=

= 5,31.109 đ/MW

∑ Pmax

193



Bảng 4.2. Các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống điện thiết kế

TT Các chỉ tiêu

1

Tổng công suất phụ tải cực đai.(∑P max)



Đơn vị

MW



Giá trị

193

49



Tài liệu bạn tìm kiếm đã sẵn sàng tải về

II.1 Phụ tải yêu cầu điều chỉnh khác thường (1 và 3)

Tải bản đầy đủ ngay(0 tr)

×