Tải bản đầy đủ - 0 (trang)
d.Tính ΔU trong chế độ bình thường và sự cố:

d.Tính ΔU trong chế độ bình thường và sự cố:

Tải bản đầy đủ - 0trang

-



∆USC N – 3 =



(P2 + P3 ) × R N – 3 + (Q 2 + Q3 ) × X N – 3

× 100%

2

U đm



=



30 × 21,13 + 16,152 × 27,5

× 100% = 8,91 %

110 2



Tổn thất điện áp trên đoạn 2 – 3:

P × R 2 – 3 + Q2 × X 2 – 3

∆USC 2 – 3 = 2

2

U đm

=



12 × 13,018 + 7, 44 × 12, 452

× 100% = 2,1 %

1102



+ Khi ngừng đoạn dây NĐ – 3:

- Tổn thất điện áp trên đoạn NĐ – 2:

(P + P ) × R N – 2 + (Q 2 + Q3 ) × X N – 2

∆USC N – 2 = 2 3

× 100%

2

U đm

=

-



30 × 22,14 + 16,152 × 28,8

×100% = 9,33 %

1102



Tổn thất điện áp trên đoạn 2 – 3:

P × R 2 – 3 + Q3 × X 2 – 3

∆USC 2 – 3 = 3

2

U đm

=



18 × 13,018 + 8,712 × 12, 452

× 100% = 2,83 %

1102



Từ các kết quả trên nhận thấy rằng, đối với mạch vòng đã cho, sự cố nguy hiểm nhất

xảy ra khi ngừng đoạn NĐ – 1. Trong trường hợp này tổn thất điện áp lớn nhất:

ΔUmax SC MV % = ΔUSC N – 2 + ΔUSC 2 – 3 = 9,33 + 2,83 = 12,16%

Tính tốn cho các đoạn đường dây còn lại tương tự.



Tổn thất điện áp trong chế độ làm việc phương án 5

Đường dây



ΔUbt(%)



ΔUSC(%)



Sự cơ



N–1

2,92

5,84

N–2

4,5

9,33

2 –3

0,3

2,83

N-2–3-N

4,65

12,16

N–3

4,65

8,91

N–4

2,3

4,58

N–5

4,98

9,96

N–6

2,25

4,49

N–7

4,21

8,42

Vậy trong phương án này ta có: ΔUmax bt(%) = 4,65%;

ΔUmax SC(%) = 12,16%

Kết luận: Phương án 5 đạt tiêu chuẩn kĩ thuật.



Phương án



Đứt 1 mạch

Đứt mạch NĐ – 3

Đứt mạch NĐ – 3

Đứt mạch NĐ – 3

Đứt mạch NĐ –2

Đứt 1 mạch

Đứt 1 mạch

Đứt 1 mạch

Đứt 1 mạch



Tổng kết thông số kĩ thuật các phương án

1

2

3

4



5



∆Umax bt %



4,98



4,98



4,98



5,95



4,65



∆Umax SC %



9.96



9,69



9,69



11,9



12,16



Nhận xét: Các phương án 1, 2, 3, 4, 5 được lựa chọn để tiến hành so sánh về các chỉ

tiêu kinh tế chọn ra phương án tối ưu.



CHƯƠNG III

SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN



3.1. CƠ SỞ LÝ THUYẾT:

Các phương án 1, 2, 3, 4, 5, 6 được lựa chọn để tiến hành so sánh kinh tế - kỹ thuật.

Vì các phương án so sánh của mạng điện đều có cùng điện áp định mức, do đó để đơn

giản khơng cần tính vốn đầu tư vào các trạm hạ áp.

Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là chi phí tính tốn hàng năm phải

nhỏ nhất. Hàm chi phí tính tốn hàng năm của mỗi phương án được xác định theo hàm chi

phí tính tốn:



×



Z = (avh + atc) K + ΔA.c (đồng/năm)

Trong đó:

avh: hệ số vận hành bao gồm khấu hao, tu sửa thường kỳ và phục vụ các đường

dây của mạng điện, khi tính tốn với đường dây bê tơng thép ta lấy avh = 0,04.

atc: hệ số định mức hiệu quả hay hệ số hiệu quả vốn đầu tư, lấy atc = 0,125.

K: vốn đầu tư của từng mạng điện.

K =  ∑ k 0i  ×Li

k0i: giá trị tiền cho 1 km đường dây một mạch thứ i. Đối với đường dây lộ kép

thì giá trị tiền tăng 1,6 lần so với lộ đơn. (đ/km)

Li: chiều dài đoạn đường dây thứ i. (km)

ΔA: tổng tổn thất điện năng trong mạng điện.

∆A = ∑ ∆Pτ



ΔPi: tổn thất cơng suất tác dụng trên đoạn đường dây thứ i.



Pi2 + Qi2

∆Pi =   2 × R i

U đm



τ



: thời gian tổn thất công suất lớn nhất



τ  = ( 0,124 + Tmax ×10 −4 ) × 8760

2



τ



(h)



Đề bài cho Tmax = 4700 h do đó = 3090,84 h.

c: giá 1 kWh điện năng tổn thất: 1500 đồng

Dự kiến các phương án dùng đường dây trên không đi trên cột bê tông cốt thép.

Bảng tổng hợp suất giá đầu tư cho 1 km đường dây trên không cấp điện áp 110 kV



Bảng suất giá đầu tư cho đường dây trên không cấp điện áp 110 kV

Loại dây dẫn



Giá 1 lộ (106 đ/km)



2 lộ trên 1 cột (106 đ/km)



AC-70



300



480,0



AC-95



308



492,8



AC-120



320



512,0



AC-150



336



537,6



AC-185



352



563,2



AC-240



402



643,2



3.2. Phương án 1:

Tính tổn thất cơng suất tác dụng trên các đường dây:

Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây NĐ – 1:



P 2 + Q2

212 + 10,16 2

∆P1 =   1 2 1 × R NÐ – 1 =

× 11,5 = 0,52 MW

U đm

1102

Tính tổn thất cơng suất trên các đường dây còn lại được tiến hành tương tự.

Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện:

Vốn đầu tư xây dựng đường dây NĐ – 1:

K NĐ – 1 = 1, 6 × k 0 NĐ – 1 × L NĐ – 1



×







×



KNĐ – 1 = 1,6 300 50 = 24000×106đ

Kết quả tính vốn đầu tư xây dựng các đường dây cho trong bảng sau

Bảng tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án 1

Đoạn



Pi



Qi



Loại dây



Li



Ri



ΔPi



k0i(106 đ/km)



K(106 đ)



N-1



21



10,16



AC -70



50



11,5



0,52



300



24000



N-2



12



7,44



AC -70



67,08



15,42



0,25



300



32198



N-3



18



8,712



AC -70



64,03



14,72



0,49



300



30734



N-4



20



9,68



AC -70



41,23



9,48



0,39



300



19790



N-5



28



13,55



AC -70



64,03



14,72



1,18



300



30734



N-6



15



7,26



AC -70



53,85



12,38



0,28



300



25848



N-7



16



12



AC -70



80,62



18,54



0,61



300



38698



Tổng



3,72



202002



Xác định chi phí vận hành hàng năm:

Tổng các chi phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức: Y = avh.K + ΔA.c



τ



Thời gian tổn thất công suất lớn nhất: = 3090,84h.

Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị:



×



×



∆A = ∑∆Pi τ = 3,72 3090,84= 11497,92 MWh

Chi phí vận hành hàng năm:



×



×



Y = avh.K + ∆A.c = 0,04 202002.106 + 11497,92.103 1500 = 25326,96.106đ

Chi phí tính tốn hàng năm:



×



Z = atc.K + Y = 0,125 202002.106 + 25326,96.106 = 50577,21.106đ



3.3. Phương án 2:

Tính tốn hồn tồn tương tự phương án trên, các kết quả tính tổn thất cơng suất và vốn

đầu tư của phương án này cho ở bảng sau:

Bảng tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án 2

Đoạn

Pi

Qi

Loại dây

Li

Ri

ΔPi

k0i(106 đ/km)

K(106 đ)

N-1

21 10,168 AC-70

50

11,5

0,52

300

24000

N-2

12

7,44

AC-70 67,08 15,4

0,25

300

32198,4

N-3

18 8,712

AC-70 64,03 14,7

0,49

300

30734,4

4-6

15

7,26

AC-70 31,62

7,3

0,2

300

15177,6

N-4

35

17,3

AC-95 41,23

8,9

1,12

308

20318,144

N-5

28 13,55

AC -70 64,03 14,72

1,18

300

30734

N-7

16

12

AC -70 80,62 18,54

0,61

300

38698

Tổng

5,69

184071,864

Xác định chi phí vận hành hàng năm:

Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị:



×



×



∆A = ∑∆Pi τ = 5,69 3090,84= 17586,88 MWh

Chi phí vận hành hàng năm:



×



6



3



×



Y = avh.K + ∆A.c = 0,04 184071,864.10 + 17586,88.10 1500 = 33743,2.106đ

Chi phí tính tốn hàng năm:

Z = atc.K + Y = 0,125. 184071,864.106 + 33743,2.106 = 56752,2.106đ



3.4. Phương án 3:

Tính tốn hồn tồn tương tự phương án trên, các kết quả tính tổn thất cơng suất và vốn

đầu tư của phương án này cho ở bảng sau:

Bảng tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án 3

Đoạn

Pi

Qi

Loại dây

Li

Ri

ΔPi

k0i(106 đ/km)

K(106 đ)

1-2

12

7,44

AC-70 31,62

7,3

0,12

300

15177,6

N-1

33 17,61

AC-95

50

8,25

0,95

308

24640

N-3

18 8,712

AC -70 64,03 14,72

0,49

300

30734,4

N-4

20

9,68

AC -70 41,23 9,48

0,39

300

19790,4

N-5

28 13,55

AC -70 64,03 14,72

1,18

300

30734,4

N-6

15

7,26

AC -70 53,85 12,38

0,28

300

25848

N-7

16

12

AC -70 80,62 18,54

0,61

300

38697,6

Tổng

4,02

185592,4

Xác định chi phí vận hành hàng năm:

Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị:



×



×



∆A = ∑∆Pi τ = 4,02 3090,84= 12425,2 MWh

Chi phí vận hành hàng năm:



×



×



Y = avh.K + ∆A.c = 0,04 185592,4.106 + 12425,2.103 1500 = 26061,5.106đ

Chi phí tính tốn hàng năm:

Z = atc.K + Y = 0,125. 185592,4.106 + 26061,5.106= 49260,55.106đ



3.5. Phương án 4:

Tính tốn hoàn toàn tương tự phương án trên, các kết quả tính tổn thất cơng suất và vốn

đầu tư của phương án này cho ở bảng sau:

Bảng tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án 4

Đoạn

Pi

Qi

Loại dây

Li

Ri

ΔPi

k0i(106 đ/km)

K(106 đ)

1-2

12

7,44

AC-70 31,62

7,3

0,12

300

15177,6

N-1

33 17,61

AC-95

50

8,25

0,95

308

24640

N-3

18 8,712

AC -70 64,03 14,72

0,49

300

30734,4

N-4

20

9,68

AC -70 41,23 9,48

0,39

300

19790,4



N-6

5-7

N-5

Tổng



15

16

44



7,26

12

25,55



AC -70

AC -70

AC -120



53,85

42,43

64,03



12,38

9,8

8,64



0,28

0,32

1,85

4,41



300

300

320



25848

20366,4

32783,36

169340,16



Xác định chi phí vận hành hàng năm:

Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị:



×



×



∆A = ∑∆Pi τ = 4,41 3090,84= 13630,97 MWh

Chi phí vận hành hàng năm:



×



×



Y = avh.K + ∆A.c = 0,04 169340,16.106 + 13630,97.103 1500 =27220,1.106đ

Chi phí tính toán hàng năm:

Z = atc.K + Y = 0,125. 169340,16.106 + 27220,1.106 = 48387,6.106đ



3.6. Phương án 5:

Tính tốn hồn tồn tương tự phương án trên, các kết quả tính tổn thất công suất và vốn

đầu tư của phương án này cho ở bảng sau:

Bảng tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án 5

Đoạn

Pi

Qi

Loại dây

Li

Ri

ΔPi

k0i(106 đ/km)

K(106 đ)

N-1

21

10,16

AC -70

50

11,5

0,52

300

24000

14,1

N-2

7,8

AC-95 67,08 22,14

0,48

308

33057,024

8

13,01 0,005

2-3

2,18

0,36

AC-70

28,3

300

13584

8

3

15,8

N-3

8,34

AC-95 64,03 21,13

0,56

308

31553.9

1

N-4

20

9,68

AC-70 41,23 9,48

0,39

300

19790,4

N-5

28

13,55

AC-70 53,85 12,39

0,99

300

25848

N-6

15

7,26

AC-70 42,43 9,76

0,22

300

20366,4

N-7

16

12

AC-70 80,62 18,54

0,61

300

38697,6

Tổng

3,77

175343,42



Xác định chi phí vận hành hàng năm:

Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị:



×



×



∆A = ∑∆Pi τ = 3,77 3090,84= 11652,5 MWh

Chi phí vận hành hàng năm:



×



×



Y = avh.K + ∆A.c = 0,04 175343,42.106 + 11652,5.103 1500 = 24492,5.106đ

Chi phí tính tốn hàng năm:

Z = atc.K + Y = 0,125. 175343,42.106 + 24492,5.106 = 46410,43.106đ



Bảng tổng kết các phương án

Phương án



Các chỉ

tiêu



1



2



3



4



5



ΔUmax bt,%



4,98



4,98



4,98



5,95



4,65



ΔUmax sc, %



9.96



9,69



9,69



11,9



12,16



ΔA(MWh)



11497,92



17586,88



12332,45



13630,97



11652,5



K(106đ)



202002



184071,864



185592,4



169340,16



175343,42



Z(106đ)



50577,21



56752,2



49260,55



48387,6



46410,43



Nhận xét: Ta nhận thấy phương án 3 có ΔUmax sc, % và hàm chi phí tính tốn Z hợp lý,

vậy chọn phương án 3 là phương án tối ưu.



CHƯƠNG IV

LỰA CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI DÂY

4.1. CHỌN MÁY BIẾN ÁP:

4.1.1. Nguyên tắc chung:

Để chọn máy biến áp ta dựa vào một số nguyên tắc chung sau:

a. Tính chất hộ tiêu thụ:

Do đặc điểm, tính chất của các phụ tải:

+Phụ tải loại I, vì vậy để đảm bảo cung cấp điện cho các hộ ta đặt 2 máy biến áp 3

pha 2 dây quấn trong mỗi trạm.

+Phụ tải loại III đặt 1 máy biến áp 3 pha 2 dây quấn trong mỗi trạm.

b. Dựa vào công suất và điện áp phụ tải:

Theo nhiệm vụ thiết kế, điện áp danh định phía thứ cấp là 22 kV, còn điện áp sơ cấp đã

chọn là 110 kV. Nghĩa là các máy biến áp đều cần có hai cấp điện áp, vì vậy ta chọn máy

biến áp 3 pha hai dây quấn.

Công suất của mỗi MBA trong trạm n máy được lựa chọn theo công thức sau:

S

Sđm BA ≥   pt max  

k(n − 1)

(3-1)

Sđm BA: công suất định mức của MBA

Spt max: công suất phụ tải ở chế độ cực đại.

k: hệ số quá tải (k = 1,4).

n: số MBA làm việc song song trong trạm biến áp (n = 2)



Nếu số trạm được đặt 1 MBA thì cơng suất mỗi MBA được lựa chọn theo công thức

sau:



Sđm BA ≥   Spt max  

(3-2)

c. Nhiệt đới hóa các máy biến áp:

Ta coi các MBA đã được tiêu chuẩn hố theo điều kiện khí hậu Việt Nam, cho nên

không phải hiệu chỉnh công suất theo nhiệt độ.

d. Xét khả năng quá tải của các máy biến áp:

Tại các trạm có hai máy biến áp vận hành song song thì cơng suất định mức của mỗi

máy biến áp được chọn sao cho khi sự cố một máy biến áp thì máy biến áp còn lại phải đáp

ứng được yêu cầu của phụ tải, có lưu ý đến khả năng quá tải cho phép là 40% trong thời gian

không quá 6 giờ một ngày và trong 5 ngày đêm (kqtsc = 1,4).

e. Căn cứ vào vị trí của phụ tải:

4.1.2. Tính tốn chọn máy biến áp cho từng trạm:

37, 40

Sđm BA ≥  

= 26,71

1, 4



Trạm biến áp 1:

MVA Sđm BA = 32 MVA

14,12

Sđm BA ≥  

= 10,08

1, 4



Trạm biến áp 2:

MVA Sđm BA = 16 MVA

19,99

Sđm BA ≥

= 14, 27

1, 4



Trạm biến áp 3:

MVA Sđm BA = 16 MVA

22, 21

Sđm BA ≥  

= 15,86

1, 4



Trạm biến áp 4:

MVA Sđm BA = 16 MVA

31,1

Sđm BA ≥  

= 22, 21

1, 4



Trạm biến áp 5:

MVA Sđm BA = 25 MVA

16, 66

Sđm BA ≥  

= 11, 9

1, 4



Trạm biến áp 6:

MVA Sđm BA = 16 MVA

20

Sđm BA ≥   = 14, 28

1, 4



Trạm biến áp 7:

MVA Sđm BA = 16 MVA

Bảng thông số máy biến áp cho các trạm hạ áp phụ tải



Trạm BA



1

2

3

4

5

6

7



Sdm

(MVA)



32

16

16

16

25

16

16



Sơ liệu kỹ thuật



Sơ liệu tính tốn



Uđm (kV)

Cao

Hạ



Un%



ΔPN

(kW)



ΔP0

(kW)



I0%



R

(Ω)



X

(Ω)



ΔQ0

(kVAr)



121

121

121

121

121

121

121



10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5



145

85

85

85

120

85

85



35

21

21

21

29

21

21



0,75

0,85

0,85

0,85

0,80

0,85

0,85



1,87

4,38

4,38

4,38

2,54

4,38

4,38



43,5

86,7

86,7

86,7

55,9

86,7

86,7



240

136

136

136

200

136

136



24,2

24,2

24,2

24,2

24,2

24,2

24,2





máy

BA



2

2

2

2

2

2

2



4.2. CHỌN SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH:

4.2.1. Chọn sơ đồ nơi dây chi tiết cho các trạm hạ áp phụ tải:

a. Trạm trung gian: Ta dùng sơ đồ 2 hệ thống thanh góp có máy cắt liên lạc:



MCLL



b. Trạm cuối:

- Với các hộ phụ tải loại I, trạm biến áp có 2 nguồn đến và mỗi trạm có 2 MBA nên ta



Tài liệu bạn tìm kiếm đã sẵn sàng tải về

d.Tính ΔU trong chế độ bình thường và sự cố:

Tải bản đầy đủ ngay(0 tr)

×