pp ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG VÀ ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO LƯỚI ĐIỆN THỊ TRẤN TRÂU QUỲ GIA LÂM HÀ NỘI

.
KHOA CƠ – ĐIỆN
HỆ THỐNG ĐIỆN

KHÓA LUẬN TỐT NGHIỆP
Đề tài:
“Đánh giá hiện trạng và đề xuất phương án cải tạo lưới điện thị trấn Trâu Quỳ –
Gia Lâm – Hà Nội”

Giáo viên hướng dẫn :
Người thực hiện

:

Hà Nội 2016


Nội dung đề tài gồm 3 phần:

Phần A: Tổng quan

Phần B: Nội dung

Phần C: Kết luận và kiến nghị


Phần A: Tổng quan

* Hiện nay nước ta đang trong q trình cơng nghiệp hóa, hiện đại hóa là nước có nền kinh tế đang phát
triển

* Cùng với sự phát triển đó thì nhu cầu sử dụng năng lượng điện ngày càng tăng cao

*Thực tế lưới điện Việt Nam hiện nay có thời gian sử dụng khá lâu, đặc biệt mạng điện nơng thơn nên
vẫn cịn có nhiều bất cập

Xuất phát từ nhu cầu thực tế đó, em tiến hành thực hiện đề tài: “ Đánh giá hiện trạng và đề xuất phương
án cải tạo lưới điện thị trấn Trâu Quỳ – Gia Lâm – Hà Nội ’’


Phần B: Nội dung gồm 5 chương:

∗
∗
∗
∗
∗

Chương I: Đặc điểm tự nhiên - kinh tế - xã hội
Chương II: Đặc điểm hiện tại lưới điện của thị trấn
Chương III: Tính toán và tổng hợp phụ tải
Chương IV: Đánh giá các thông số kỹ thuật của lưới điện trước cải tạo
Chương V: Cải tạo lưới điện


CHƯƠNG I
ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN - KINH TẾ - XÃ HỘI
1.1 Đặc điểm tự nhiên

∗
∗

∗

Trâu Quỳ là thị trấn thuộc huyện Gia Lâm
Thời tiết của thị trấn Trâu Quỳ mang đặc điểm của khí hậu châu thổ sơng Hồng
Tổng diện tích đất của thị trấn là 734.57 ha

1.2 Đặc điểm kinh tế xã hội

∗
∗

Tồn thị trấn hiện có tổng 10 thơn 3406 hộ với 23751 nhân khẩu, trung bình 7 người/hộ gia đình
Trâu Quỳ là thị trấn thuần nơng của huyện Gia Lâm


CHƯƠNG II
ĐẶC ĐIỂM LƯỚI ĐIỆN HIỆN TẠI CỦA THỊ TRẤN

2.1 Nguồn điện

∗
∗
∗

Đường dây trung áp sử dụng các loại cột LT14 và các loại dây AV70, AV 95.
Các TBA tiêu thụ của thị trấn Trâu Quỳ được lấy từ lộ 479E1.38
Lộ 479E1.38 được cấp điện từ TBA E1.38 công suất
630 kVA.

2.2 Lưới điện hạ áp

∗
∗

Trạm biến áp: Hiện nay thị trấn có 17 TBA.
Bảng 2.1: Hiện trạng cung cấp điện các TBA Trâu Quỳ

STT

Tên trạm

Thơng số

Nơi được cấp

Loại trạm

1

Bình Minh

560 kVA - 35(22)/0,4 kV

TDP Bình Minh

Xây

2

Ngơ Xn Quảng

560kVA - 35(22)/0,4 kV

TDP Chính Trung

Treo

3

Trâu Quỳ 11

400 kVA - 35(22)/0,4 kV

TDP An Đào B

Xây

4

Cửu Việt

560kVA - 35(22)/0,4 kV

TDP Cửu Việt

Treo

5

Trâu Quỳ 16

400kVA - 35(22)/0,4 kV

TDP Kiên Thành

Treo

6

HVNN11

400kVA - 35(22)/0,4 kV

TDP An Lạc

Treo

7

Trâu Quỳ 9

560kVA - 35(22)/0,4 kV

TDP Đào Nguyên

Xây

8

Trâu Quỳ 8

630kVA - 35/0,4 kV

TDP Cửu Việt

Treo

9

Trâu Quỳ 15

250 kVA - 35/0,4 kV

TDP An Đào A

Treo

10

ĐHNN 1

560 kVA - 35/0,4 kV

Trường HVNNVN

Xây

11

ĐHNN 2

400 kVA - 35/0,4 kV

TDP Thành Trung

Treo

12

ĐHNN 6

400 kVA - 35/0,4 kV

TDP Vườn Dâu

Treo

13

ĐHNN 7 

400 kVA - 35/0,4 kV

TDP Nông Lâm

Treo

14

ĐHNN 8

630 kVA - 35/0,4 kV

TDP Cửu Việt 2

Treo

15

Trâu Quỳ 21

400kVA-35/0,4 kV

TDP An Đào B

Treo

16

An Đào

400kVA-35/0,4 kV

TDP An Đào (C và D)

Treo

17

Trâu Quỳ 17

400kVA-35/0,4 kV

TDP Đào Nguyên (A và B)

Treo

* Lưới

điện hạ áp: Mạng điện hạ áp của Trâu Quỳ chủ yếu sử dụng loại cột LT8.5, H8.5 .


2.3 Đặc điểm phụ tải điện
Được chia làm 3 loại:
Phụ tải sinh hoạt
Phụ tải động lực



 Phụ tải công cộng

2.4 Đồ thị phụ tải

Xây dựng đồ thị phụ tải được sử dụng phương pháp đo đếm trực tiếp, xây dựng cho TBA điển
hình Cửu Việt

Xây dựng đồ thị phụ tải điển hình cho TBA Cửu Việt

Từ số liệu đo đếm tính tốn ta được:

Hình 2.2: Đồ thị phụ tải mùa hè TBA Cửu Việt

Hình 2.3: Đồ thị phụ tải mùa đông TBA Cửu Việt


Xây dựng đồ thị phụ tải năm của TBA Trâu Quỳ
Biều đồ đồ thị phụ tải năm được thể hiện hình 2.5


Bảng 2.3: Các tham số của đồ thị phụ tải Cửu Việt

 

Cửu Việt

Ptb(kW)

Pmax(kW)

Pmin(kW)

Tmax

τ(h)

kđk

Kmax

217.29

377.2

81.1

5046.25

3202

0.58

1.74

Nhận xét

∗Phụ tải cực đại xuất hiện từ 11–12h vào buổi trưa và 18–20h vào buổi tối.
∗Vào mùa hè cực đại xuất hiện từ 11–12h vào buổi trưa và 19 -20h vào buổi tối.
∗Mùa đông nhu cầu sử dụng ít hơn do khơng có phụ tải làm mát nên cực đại thấp hơn vào buổi trưa lúc 11-12h,
buổi chiều do thời tiết tối nhanh nên cực đại xuất hiện sớm và lớn nhất từ 18–19h.


CHƯƠNG 3: TÍNH TỐN VÀ TỔNG HỢP PHỤ TẢI
3.1. Phụ tải hiện tại
3.1.1. Tính tốn phụ tải sinh hoạt
Tính tốn với các TBA có kết quả được bảng 3.1
Bảng 3.1: Suất tiêu thụ phụ tải sinh hoạt các TBA
BM

n
P dl(kW)

đ
P dl(kW)

84

198

NXQ

AĐ

CV

TT

AL

ĐN

KT

VD

NL

104

118

113

48

29

93

96

29

28

243

278

265

113

68

219

226

69

66

3.1.2. Phụ tải động lực
Tính tốn cho các TBA ta được Bảng 3.2
Bảng 3.2: Bảng tính tốn phụ tải động lực các TBA Trâu Quỳ

BM

n
P dl(kW)

đ
P dl(kW)

17.66

10.59

TQ11

TQ8

NXQ

ĐHNN2

ĐHNN6

ĐHNN7

TQ17

TQ16

ĐHNN11

16.8

25.36

6.26

7.5

9.92

4.05

12.87

11.34

11.34

10.08

15.22

3.75

4.5

5.95

2.43

7.72

6.8

6.8


3.1.3. Tính tốn phụ tải cơng cộng

∗

Kết quả tính tốn

Tính toán với các TBA ta được kết quả thể hiện bảng.
Bảng 3.3: Kết quả tính tốn phụ tải cơng cộng các TBA
BM

n
P dl(kW)

3.354

đ
P dl(kW)

28.45

NXQ

AĐ

CV

TT

AL

ĐN

KT

VD

NL

0.651

0.967

22.603

0.256

0.228

6.37

0.228

0.249

3.803

25.86

21.39

45.56

20.7

20.43

27.93

20.43

16.71

22.81

3.2. Tổng hợp phụ tải

Kết quả tổng hợp phụ tải thể hiện trong bảng.
Bảng 3.4: Bảng tổng hợp phụ tải
BM

n
P dl(kW)

đ
P dl(kW)

94.51

265

NXQ

AĐ

CV

TT

AL

ĐN

KT

VD

NL

99.82

118.65

145

50.18

36.51

101

96.81

35.25

32.27

245.35

282.55

306

120.79

85.7

229

227.9

82.49

82.11


3.4. Lập bảng độ lệch điện áp cho phép
Bảng 3.8: Bảng độ lệch và hao tổn điện áp cho phép của mạng điện
 
Mức phụ tải % của MBA
Thành phần

MBA xa nhất

MBA gần nhất

thiết bị điện
100

25

100

25

+5

0

+5

0

-1.18

- 0.295

-0.75

- 0.1875

 

 

 

 

3.1. Độ gia điện áp ∆VT

+7.5

+7.5

+7.5

+7.5

3.2. Tổn thất điện áp ∆UBA

-2.05

- 0.5125

- 1.25

-0.3125

-16.77

0

- 7.5

6.69< 7.5

1. Thanh cái 35kV, ∆VTC
2. Tổn thất điện áp cho phép mạng 35 kV, ∆Ucp35

3. MBA 35/0,4 kV

4.Tổn thất điện áp cho phép mạng 0,4 kV

-18

0

5. Độ lệch tại thụ điện xa nhất và gần nhất ∆V
-7.5

7.0.25< 7.5


CHƯƠNG IV
ĐÁNH GIÁ CÁC THÔNG SỐ CỦA LƯỚI ĐIỆN TRƯỚC KHI CẢI TẠO

4.1 Đánh giá chất lượng điện
Theo độ lệch điện áp

∗

- Qua số liệu đo điện áp vào những ngày điển hình tháng 2 trên thanh cái TBATT Cửu Việt từ đó tính tốn
được:
Thời gian chất lượng trong ngày là:
Tcl = Pcl x 24 = 0.61 x 24 = 14.64 h
Thời gian không chất lượng trong ngày là:
Tkcl= 24 - Tcl=24 – 14.64 = 9.36 h


- Qua đo đếm điện áp vào những ngày điển hình của tháng 5 tại cuối lộ TBA Cửu Việt từ đó tính tốn được:
Thời gian chất lượng trong ngày là:
Tcl = Pcl x 24 = 0.08 x 24 = 1.92 h
Thời gian không chất lượng trong ngày là:
Tkcl = 24 - Tcl= 24 – 1.92 = 22.08 h

* Đánh giá theo mức độ đối xứng của lưới

Từ số liệu đo đếm vào giờ cao điểm tại thanh cái TBATT Cửu Việt
ta có:
-Tính tốn đối với điện áp

Hệ số khơng đối xứng của điện áp là: KU2 = 2.61%
Hệ số không cân bằng của điện áp: KU0 = 2.83%


4.2 Tổn thất cơng suất điện năng
Tính tốn cho các TBA ta có bảng sau
Bảng 4.1: Bảng tổng hợp tổn thất điện năng trên lưới hạ áp thị trấn

Cửu
 

Bình Minh

Chính Trung

Vườn

Thành Trung

Nông Lâm
Việt

Dâu

An

An

Đào

Lạc

Đào Nguyên

Kiên Thành

A (kWh)

1461085

1352184

1002132

1544153

917470

978090

1355547

1224687

1041111

1297111

∆A (kWh)

965979

857862

765359

1096499

608033

648228

986425

961987

731789

997886

∆Add(kWh)

6459.04

5907.7

5123

6996

4588

4989

6231

5922

5633

5933

∆Att(kWh)

1867.71

1972.31

1598

2099

1755

1767

1968

2788.9

1995

1985.1

∆An(kWh)

1561.15

1426.86

1311

1748

1278

1362

1459.7

1443.3

1221

1432

∆Act

6984

7297

6721

9720

5993

6520

8854

8967

6589

69461

∆A

420569

319219

215948

447654

251770

288547

401356

418333

444666

416988

∆AΣkt (%)

1.12

1.01

0.89

1.22

0.86

0.89

0.99

1.02

0.97

0.96

∆Akd(kWh)

454100

382643

238417

428839

224555

240373

386555

403777

391333

399888


4.3. Kết luận chung

Qua bảng 4.7 ta thấy về hao tổn điện năng của tất cả các trạm là khá đồng đều và 1 số trạm chạy gần hết công
suất
Tổng tổn thất điện năng kỹ thuật và kinh doanh trên lưới là tương đối cao.

•
•

Qua đồ thị phụ tải ta thấy vào mùa hè cực đại xuất hiện vào khoảng 11 – 12h trưa, buổi tối từ 19 – 20h.
Ta thấy đồ thị phụ tải không bằng phẳng, ngay trong ngày mà nhu cầu sử dụng điện cũng chênh lệch nhau
quá lớn, vì vậy để mạng điện vận hành tốt cần có các biện pháp san bằng đồ thị phụ tải


CHƯƠNG V
CẢI TẠO LƯỚI ĐIỆN
5.1. Dự báo phụ tải

∗

Dự báo phụ tải sinh hoạt

Theo số liệu thống kê điện năng của thị trấn từ năm 2011 đến năm 2015 xây dựng đường cong thực
nghiệm được đồ thị ở hình 5.1

Hình 5.1: Đường cong thực nghiệm của Ptt hộ từ năm 2011 đến 2015


- Theo dự báo đến năm 2020 số hộ sẽ tăng lên 100 hộ.
Kết quả dự báo phụ tải sinh hoạt của các TBA năm 2020 được thể hiện trong bảng 5.1.

Bảng 5.1: Bảng kết quả dự báo phụ tải sinh hoạt các TBA năm 2020

Tên thơn
Tổ dân phố Bình Minh

Số hộ

n
P sh(kW)

đ
P sh(kW)

397

107

254

485

131

310

231

63

148

528

143

338

144

38

92

138

37

88

437

118

280

552

149

353

452

122

322

142

38

91

Tổ dân phố Chính Trung

Tổ dân phố Thành Trung

Tổ dân phố Cửu Việt
Tổ dân phố Vườn Dâu
Tổ dân phố Nông Lâm
Tổ dân phố Đào Nguyên

Tổ dân phố An đào
Tổ dân phố Kiên Thành
Tổ dân phố An Lạc


*Dự báo phụ tải động lực
Qua điều tra ta thấy tốc độ phát triển kinh tế của xã từ năm 2011 đến nay khá ổn định. Ta có kết quả dự báo

Bảng 5.2: Bảng kết quả dự báo phụ tải động lực năm 2020
BM

n
P dl(kW)

đ
P dl(kW)

21.19

12.71

TQ11

TQ8

NXQ

ĐHNN2

ĐHNN6

ĐHNN7

TQ17

TQ16

ĐHNN11

20.16

30.43

7.51

9

11.9

4.86

15.44

13.61

13.61

12.1

18.26

4.5

5.4

7.14

2.91

9.26

8.16

8.16

* Dự báo phụ tải cơng cộng

Với số liệu dự báo diện tích phụ tải công cộng của thị trấn năm 2020 và suất tiêu thụ phụ tải cộng cộng

Bảng 5.3: Bảng tính tốn phụ tải công cộng các TBA năm 2020
BM

n
P dl(kW)

đ
P dl(kW)

7.04

59.75

NXQ

AĐ

CV

TT

AL

ĐN

KT

VD

NL

1.37

2.03

47.46

0.538

0.49

13.38

0.49

0.52

7.99

54.3

44.9

95.66

41.4

42.9

58.64

42.9

35.1

47.9


5.1.2. Tổng hợp phụ tải dự báo đến năm 2020
Bảng 5.4: Bảng tổng hợp phụ tải của xã đến năm 2020
Tên thơn
Bình Minh
Chính Trung
Thành Trung
Cửu Việt
Vườn Dâu
Nơng Lâm
Đào Ngun
An Đào

An Lạc
Kiên Thành

n
P ttΣ(kW)

đ
P ttΣ(kW)
125

303

132

324

66.23

159

191

404

47

109

42.6

108

133

302

157

373

48.19

113

128

301

Từ bảng 5.4 ta có suất dự báo của các trạm đến năm 2020 như bảng 5.5


Bảng 5.5: Tổng công suất dự báo của các trạm đến năm 2020

 

Bình Minh

Chính Trung

Thành Trung

Cửu Việt

Vườn Dâu

Nơng Lâm

An Lạc

P(kW)

303

324

159

404

109

108

113

0.91

0.91

0.91

0.91

0.92

0.92

0.92

cosφ

An Đào

373

0.91

Đào Nguyên

Kiên Thành

302

301

0.91

0.91

Stt(kVA)

333

356

175

444

118

117

123

409

332

331

Shiện tại(kVA)

560

560

400

560

400

400

400

400

560

400

Scần(kVA)

560

560

400

560

400

400

400

560

560

400

∗Nhận xét:
Theo như kết quả dự báo thì các TBA vẫn đảm bảo cung cấp điện và có TBA An Đào khơng đảm bảo
Vậy để đảm bảo cấp điện cần phải đưa ra phương án cải tạo và thực hiện trong năm 2020 để đảm bảo cấp điện cho
các khu vực quá tải.


5.2. Lựa chọn phương án cải tạo
5.2.1. Xác định phương án cải tạo
*Phương án 1
Nâng cấp TBA An Đào để đáp ứng cung cấp điện cho các phụ tải đến năm 2020
Thanh lý MBA 400kVA của trạm An Đào hiện có.
Phương án 2
Giữ nguyên TBA An Đào và xây dựng thêm TBA An Đào mới nhằm san tải của TBA An Đào.
TBA An Đào mới sẽ cấp cho 271 hộ.
Dựa vào Pttho ta tính được cơng suất cực đại ngày và đêm của TBA An Đào mới như sau:



∗



∗ Pnsh = 218*271*0.33= 19496 (W) = 19.496 (kW)
∗ Pđsh = 512*271*0.78= (W) = 108 (kW)

5.3. Chọn máy biến áp

∗

Phương án 1

∗

Thanh lý MBA 400kVA của trạm An Đào hiện có
Phương án 2
Theo tính tốn công suất của TBA An Đào mới là 108 (kW) với cosφ = 0.91 thì ta có S tt = 119 (kVA)

Dựa vào bảng 5.5 chọn máy biến áp công suất 560 kVA – 35/0.4 do Havec chế tạo có thông số ΔP 0 =
1200 (W), ΔPk = 5500 (W), I0 = 2%, Uk = 6%.

Vậy chọn MBA công suất 180 kVA – 35/0.4kV do Havec chế tạo có thơng số ΔP 0 = 640 (W), ΔPk = 2700
(W), I0 = 1.7%, Uk= 5%.