ĐỒ án QUY HOẠCH điện

Đồ án tin học
LỜI MỞ ĐẦU
Cùng với sự phát triển của nền kinh tế, năng lượng điện rất cần thiết
cho sản xuất và sinh hoạt. Điều đó đặt ra cho ngành điện hai yêu cấu khó
khăn là phải đáp ứng đầy đủ năng lượng tiêu thụ, đảm bảo chất lượng
điện và độ tin cậy cung cấp điện.
Hơn nữa trong thực tế ngày nay với lưới điện phân phối thì lưới điện
hình tia chiếm tỷ lệ khá lớn, các lưới điện này được xây dựng khá lâu, ít
được bảo dưỡng tình trạng dây dẫn có nhiều loại tiết diện và tiết diện nhỏ,
thiết bị cũ và lạc hậu, hỏng hóc thay thế không đồng bộ. Dẫn đến các chỉ
tiêu kỹ thuật lưới điện không đảm bảo yêu cầu đặt ra.
Đề tài này đi sâu nghiên cứu, đánh giá các chỉ tiêu kỹ thuật lưới điện
35/10KV cấp cho khu dân cư nông thôn.
Đồ án gồm 4 chương:
Chương I: Khảo sát đối tượng
Chương II: Tính toán hao tổn trên lưới
Chương III: Các phương án cải tạo
Chương IV: Lựa chọn phương án cải tạo
Chương V: Kết luận và đề nghị

1


Đồ án tin học
CHƯƠNG I

KHẢO SÁT ĐỐI TƯỢNG
I. Chọn đối tượng.
Đối tượng khảo sát ở đây là một đường dây trung áp 10kV cung
cấp điện cho hai xã của một huyện. Đường dây này được xuất tuyến từ
thanh cái của trạm biến áp trung gian 35/10kV.

II. Khảo sát
1. Mô tả lưới điện.
Khu vực hai xã này có tất cả 12 trạm biến áp tiêu thụ 10/0,4 KV
cung cấp điện cho cả cả khu vực. Phụ tải trong khu vực rất đa dạng, gồm:
Phụ tải dân sinh, phụ tải thuỷ lợi, phụ tải sản xuất, phụ tải chăn nuôi,….
2. Lưới điện hiện tại.
a. Trạm biến áp.
Các máy biến áp sử dụng trong khu vực được cho trong bảng 1:
Bảng 1: Loại máy sử dụng trong các trạm
TT
Tên trạm
Loại máy
1
I
180-10/0,4
2
II
100-10/0,4
3
III
100-10/0,4
4
IV
180-10/0,4
5
V
180-10/0,4
6
VI
100-10/0,4

7
VII
180-10/0,4
8
VIII
100-10/0,4
9
IX
100-10/0,4
10
X
180-10/0,4
11
XI
100-10/0,4
12
XII
100-10/0,4

Sđm(kVA)
180
100
100
180
180
100
180
100
100
180

100
100

Bảng 2 : Thông số kỹ thuật của máy biến áp
STT
S(kVA) ∆P0(kW) ∆PK(kW) I0%
1
180
1.2
4.1
7
2
100
0.73
2.4
5.6

U K%
5.5
7.5

b. Sơ đồ lưới điện hiện tại
2

SL
1
1
1
1
1

1
1
1
1
1
1
1

M· hiÖu
TM-180/10
TM-100/10


Đồ án tin học
XI 13

AC35
4km

14

XII

AC50
2.8km

IX

X

12

5

AC35
4.5km

AC50
3.5km
0

AC95
2km

35/10 KV

AC35
4km

1 AC95
1.3km

2

3

AC95
5km

11

4

VII

AC50
2.5km

I

AC50
5km

AC35
6km

II
AC50
5km

7

AC35
3km

8

V

VI

c. Thông số đường dây
Bảng 3: Thông số kỹ thuật của đường dây.
§o¹n
M· hiÖu
L (km)
r0(Ω/km)
0-1
AC120
2
0.27
1-2
AC120
1.3
0.27
2-3
AC95
5
0.33
3-4
AC95
5
0.33
4-5
AC35
4.5
0.85
5-6
AC35
4

0.85
3-7
AC35
6
0.85
7-8
AC35
3
0.85
2-11
AC50
2.5
0.65
11-9
AC50
5
0.65
9-10
AC35
3
0.85
1-12
AC50
3.5
0.65
12-13
AC50
2.8
0.65
13-14

AC35
2.2
0.85

x0(Ω/km)
0.365
0.365
0.371
0.371
0.4
0.4
0.4
0.4
0.392
0.392
0.4
0.392
0.392
0.4

10

IV

AC35
3km

9

III

III. Điều tra về phụ tải
3

6

VIII


ỏn tin hc
1. c im mt s ph ti trong khu vc
a. Phụ tải thuỷ lợi
Do khu dân c này có nhiều thuận lợi về mặt địa hình, úng lụt và
hạn hán ít xảy ra nên trong khu vực không bố trí trạm bơm công suất lớn
để phục vụ tới tiêu. Các hộ gia đình tự túc trong việc tới tiêu, họ thờng
dùng động cơ bơm nớc từ 0,75 Kw đến 1,5 Kw. Phụ tải thuỷ lợi ở đây có
thể xếp vào nhóm phụ tải sản xuất.
b. Phụ tải dân sinh
Để xác định công suất của phụ tải sinh hoạt ta chỉ cần điều tra khu
vực của trạm có bao nhiêu hộ trừ các cơ quan chức năng rồi nhân với công
suất trung bình của mt hộ ta sẽ xác định đợc công suất tổng.
Phụ tải ở các đơn vị nh: trạm xá, trờng học, cửa hàng, uỷ ban,
.cũng đợc coi là phụ tải sinh hoạt.
Với mức sống ngày đợc nâng lên kéo theo mức tiêu thụ điện năng
cũng tăng. Tuy nhiên mức tiêu thụ điện sinh hoạt của mỗi điểm dân c lại
khác nhau, các hộ gần trung tâm, ven đờng quốc lộ có mức sống cao hơn
các hộ trong xóm nên điện năng tiêu thụ cũng nhiều hơn. Công suất dao
động từ 0,4kw đến 1Kw, hệ số sử dụng công suất từ 0,75 đến 0,9.
c. Phụ tải sản suất
Gồm có các xởng cơ khí nhỏ, các trạm xay sát, một vài phân xởng

chế biến gỗ, chế biến nông sản,.
Xỏng cơ khí ở nông thôn thờng có quy mô nhỏ, họ sản xuât và sửa
chữa nông cụ, một số vật dụng gia đình. Trong xởng thờng bố trí một vài
động cơ công suất nhỏ và trung bình, một vài máy hàn điện,.
Các trạm xay sát đợc trang bị động cơ có công suất 10Kw, mỗi
trạm thờng đợc bố trí từ 2 đến 8 động cơ.
Các phân xởng chế biến gỗ chủ yếu là các động cơ kéo máy xẻ,
máy ca, máy bào, một số động cơ dùng nâng hạ. Công suất cũa mỗi động
cơ cũng khá lớn, khoảng từ 5 dến 10 Kw.
d. Phụ tải chăn nuôi
Trong khu vực này có một vài trang trại, các trang trại đợc bố trí xa
trung tâm dân c, việc đa điện đến mỗi trại đòi hỏi chi phí khá lớn. Các trại
chăn nuôi dùng điện năng vào hai khâu chính: khâu chế biến thức ăn và
khâu rửa chuồng trại.
2. Xỏc nh ph ti tớnh toỏn ca cỏc trm tiờu th
Qua iu tra v in nng tiờu th, cụng sut ph ti ta cú s liu
tng hp cho trong bng sau:

Bng 4: S liu tng hp ca cỏc trm bin ỏp
Trm

Nm

2003

2004

2005

2006

I

A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)

410000
135
360000
130
240200

460200
142
389400
138
250730

492800
147
416300
146
275400

513700
153
428300

149
308320

II
III

4


Đồ án tin học
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII

Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)

Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)

65
210000
68
188900
71
225000
66
375000
125
150500
69
178600
72
398600
132
360760
130
196700
71

72
262500
74
200300
76
265300
74
405780
133
183215
75
185400
78
421000
139
382600
135
203200
76

78
294100
81
217890
83
276500
79
417400
137
202500

79
201500
83
431500
143
401400
141
218200
81

83
305700
87
235678
89
298500
84
442515
144
218000
82
220120
88
484300
148
423600
146
254600
88

Bảng 6: Hệ số cosφ của mỗi trạm
Trạm I
II
cosφ 0.85 0.8

III
0.8

IV
0.8

4

9

V
0.9

VI
0.8
7

VII VIII IX
0.8 0,8 0.91
3

5

X
0.8

XI
0.8

8

7

IV. Dự báo phụ tải cho 5 năm tới
Qua số liệu thống kê trên bảng 4 ta thấy điện năng và công suất cực
đại có su hướng tăng theo các năm.
Dựa vào số liệu của phụ tải các năm trước dó ta dùng phương pháp
phân tích tương quan bậc nhất áp dụng cho dự báo điện năng và công suất
cực đại.
Ta đi xây dựng quan hệ bậc nhất Y = a*x + b
Thực chất là tìm các hệ số a và b, hệ số tương quan giữa chúng (R),
để đánh giá độ chính xác của quan hệ đã xác định
Nếu R> 0,6 ta nói rằng y phụ thuộc x,
Nếu R >0,8 ta nói rằng y phụ thuộc chặt chẽ vào x. Hàm số bậc nhất
tìm được phản ánh đủ chính xác sự thay đổi của y khi x thay đổi.
Để tìm các hệ số a, b,R ta dùng hàm LINEST, INDEX và CORREL,
cú pháp như sau:
a = INDEX(LINEST(tải, năm,1),
b = INDEX(LINEST(tải, năm,2).
R = COREL(giá trị y khảo sát, giá trị y theo công thức)^2
Ta có bảng dự báo phụ tải cho 5 năm tiếp theo như sau:

5

XII

0.9


Đồ án tin học

6


Đồ án tin học

Bảng 7: Dự báo phụ tải 5 năm tiếp theo
Trạm
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII

Năm
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)

A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)
A(kwh)
Pmax(kw)

2003
410000
135
360000
130
240200
65
210000
68

188900
71
225000
66
375000
125
150500
69
178600
72
398600
132
360760
130
196700
71

2004
460200
142
389400
138
250730
72
262500
74
200300
76
265300
74

405780
133
183215
75
185400
78
421000
139
382600
135
203200
76

2005
492800
147
416300
146
275400
78
294100
81
217890
83
276500
79
417400
137
202500
79

201500
83
431500
143
401400
141
218200
81

2006
513700
153
428300
149
308320
83
305700
87
235678
89
298500
84
442515
144
218000
82
220120
88
484300
148

423600
146
254600
88

7

2007
555100
159
456450
157
325920
89.5
347750
93.5
250173
95
324250
90.5
463715
150
244000
87
231570
93.5
500750
153.5
443920
151.5

265350
93

2008
589470
164.9
479630
163.5
348823
95.5
379620
99.9
265965.4
101.1
347420
96.4
485131.5
156.1
266178.5
91.3
245636
98.8
527510
158.7
464652
156.9
284220
98.6

2009

623840
170.8
502810
170
371726
101.5
411490
106.3
281757.8
107.2
370590
102.3
506548
162.2
288357
95.6
259702
104.1
554270
163.9
485384
162.3
303090
104.2

2010
658210
176.7
525990
176.5

394629
107.5
443360
112.7
297550.2
113.3
393760
108.2
527964.5
168.3
310535.5
99.9
273768
109.4
581030
169.1
506116
167.7
321960
109.8

2011
692580
182.6
549170
183
417532
113.5
475230
119.1

313342.6
119.4
416930
114.1
549381
174.4
332714
104.2
287834
114.7
607790
174.3
526848
173.1
340830
115.4


Đồ án tin học
V. Xác định hao tổn điện áp cho phép
1. Hao tổn điện áp cho phép năm 2006.
Để xác định được bảng độ lệch điện áp ta đi xác định vị trí của
máy biến áp tiêu thụ gần thanh cái nhất và máy biến áp tiêu thụ đặt xa
nhất.
Từ sơ đồ lưới điện hiện tại ta có sơ đồ mô tả trạm gần nhất và trạm
xa nhất như sau:
TBATG
35/10KV
2km

19.8km

1
Trạm I

6
Trạm VIII

TBA
gần nhất

TBA
xa nhất

a. Tính toán hao tổn điện áp trong máy biến áp.
Công thức tính hao tổn điện áp trong máy biến như sau:
S

Pt

t
∆UBA% = S (U a % * cosϕ + U p % * sinϕ ) ; St = cosϕ
dm

ΔPK

Với Ua% = S *100 ;
dm
Up% = U 2 K % − U 2 a %
Sử dụng Excel ta có bảng kết quả như sau:

Bảng 8: Hao tổn điện áp trong máy biến áp
2006
Trạm
Gần (I)
Xa (VIII)

SdmMBA
KVA
180
100

cosφ

Ua%

Up%

0.85
0.85

2.28
2.4

5.01
7.11

Pmax(kw)
153
82

UBA%
4.58
2.45

2009
Pmax(kw)
170.8
95.6

∆UBA%
5.11
2.86

2011
Pmax(kw)
182.6
104.2

b. Xác định ∆Ucp∑ và kiểm tra độ lệch điện áp
* Tại trạm xa nhất.
- Với tải 100%
∆Ucp∑ = ∆Ucp10 + ∆Ucp0,4
= ∆VTC10 + ∆VBA - ( ∆VTĐ) + ∆UBA
Độ tăng điện áp tại thanh cái 0,4kV là:
∆V25 = ∆V25TC+ ∆U25cp10+ ∆V25BA +∆U25BA + ∆U25CP0,4
* Tại trạm gần nhất.

8

∆UBA %

5.46
3.12


Đồ án tin học
Do trạm gần nhất không nằm sát thanh cái nên có hao tổn trên
đường dây 10kV theo tỷ lệ về chiều dài đường dây:
ΔU cp10gan =

l 0−1
× ΔU cp10xa
l1−6

Bảng 9: Hao tổn điện áp cho phép năm 2006
TP he thong dien

TBA xa nhat

Thanh cai 10kv:

∆VTC10

Duong day 10kv:

∆Ucp10

MBA tieu thu

∆VBA
-2.45

Duong day 0.4kv:
Do lech U tai thu dien

∆Ucp0.4
∆VTD

TBA gan nhat

100%

25%

100%

25%

5

0

5

0

-7

-1.75

-0.71

-0.18

5

5

5

5

-0.61

-4.58

-1.15

-1.15

-8.05

0

-12.21

0

-7.5

2.64

-7.5

3.67

2. Hao tổn điện áp cho phép của năm dự báo 2009.
Tương tự như tính toán cho năm 2006 ta có bảng tính hao tổn như sau:
Bảng 10: Hao tổn điện áp cho phép năm 2009
TP he thong dien

TBA xa nhat

Thanh cai 10kv:

∆VTC10

Duong day 10kv:

∆Ucp10

MBA tieu thu

∆VBA
-2.86

Duong day 0.4kv:
Do lech U tai thu dien

∆Ucp0.4
∆VTD

TBA gan nhat

100%

25%

100%

25%

5

0

5

0

-6.8

-1.7

-0.69

-0.17

5

5

5

5

-0.72

-5.11

-1.28

-1.28

-7.84

0

-11.7

0

-7.5

2.58

-7.5

3.55

3. Hao tổn điện áp cho phép của năm dự báo 2011.

Tương tự như tính toán cho năm 2006 ta có bảng tính hao
tổn như sau:
Bảng 11: Hao tổn điện áp cho phép năm 2011
TP he thong dien

TBA xa nhat

Thanh cai 10kv:

∆VTC10

Duong day 10kv:

∆Ucp10

MBA tieu thu

∆VBA
-3.12

Duong day 0.4kv:
Do lech U tai thu dien

∆Ucp0.4
∆VTD

4. Nhận xét:
9

TBA gan nhat

100%

25%

100%

25%

5

0

5

0

-6.5

-1.625

-0.66

-0.17

5

5

5

5

-0.78

-5.46

-1.37

-1.37

-7.88

0

-11.38

0

-7.5

2.595

-7.5

3.46


Đồ án tin học
Từ các bảng độ lệch điện áp trên ta chọn được hao tổn điện áp cho

phép của lưới 10kV là: ∆Ucp10.2006 = 7%, ∆Ucp10.2009 = 6,8%, ∆Ucp10.2011 =
6.5% .
Đây là cơ sở để ta lựa chọn phương án cải tạo lưới điện trong
những năm tới và là cơ sở để lựa chọn tiết diện dây dẫn cho hợp lý đảm
bảo hao tổn điện áp cho phép. Tuy nhiên do việc lựa chọn phân chia điện
áp giữa các lưới điện 10/0.4kV là chưa thật phù hợp vì nó còn phụ thuộc
vào phụ tải và chiều dài của lưới của các cấp điện áp khác nhau. Vậy việc
lựa chọn trên chỉ mang tính giả định gần đúng.

CHƯƠNG II
10


Đồ án tin học

TÍNH TOÁN HAO TỔN TRÊN LƯỚI
I. Hao tổn công suất và điện năng trong máy biến áp.
1.Hao tổn công suất trong máy biến áp
Gồm có hao tổn trên cuộn dây và hao tổn lõi thép máy biến áp. Công
thức tính hao tổn sẽ là:
ΔSBA = ΔPO + ΔPK*(

Stt 2
Io% * Sdm Uk% * S2 tt
+
) + j(
)
Sdm
100
100 * Sdm

Trong đó:
ΔPO: Hao tổn công suất không tải.
ΔPk : Hao tổn công suất ngắn mạch.
Io%: Dòng điện không tải.
Uk%: Điện áp ngắn mạch.
Stt:
Công suất tính toán tải.
Sdm: Công suất định mức máy biến áp.
2.Hao tổn điện năng máy biến áp.
∆ABA = ∆PO*T + ΔPK*(

Stt 2
)*τ
Sdm

Trong đó: T: Thời gian làm việc của máy biến áp lấy T= 8760h
τ: Thời gian hao tổn công suất cực đại

τ=

T
(0.124 + max4 ) 2 * 8760
10

Ptt
Stt = cosϕ

;

A

Tmax = P (h) Thời gian sử dụng công suất cực đại
max
Kết quả tính toán hao tổn công suất, hao tổn điện năng trong các năm
được thể hiện trong các bảng 12, bảng 13, bảng 14. Trong đó tải tính
trong các năm 2009, 2011 được tính theo hàm dự báo phụ tải.
Bảng 12: Hao tổn công suất và hao tổn điện năng năm 2006
Tram
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII

‫(ح‬h)
1968.16
1574.84
2414.11
2405.29
2688.58
2137.76
1887.1

3
2281.51
2363.7
1968.16
1968.16
1758.17

Sdm
(kva)
180
180
100
100
100
100

Stai
(kva)
180
186.25
98.81
97.75
98.89
96.55

∆Po
(kw)
1.2
1.2
0.73

0.73
0.73
0.73

∆Pk
(kw)
4.1
4.1
2.4
2.4
2.4
2.4

180
100
100
180
180
100

173.49
96.47
96.7
168.18
167.82
97.78

1.2
0.73
0.73

1.2
1.2
0.73

4.1
2.4
2.4
4.1
4.1
2.4

11

Io%

Uo%

7
7
5.6
5.6
5.6
5.6

5.5
5.5
7.5
7.5
7.5
7.5

∆Pba
(kw)
5.30
5.59
3.07
3.02
3.08
2.97

7
5.6
5.6
7
7
5.6

5.5
7.5
7.5
5.5
5.5
7.5

5.01
2.96
2.97
4.78
4.76
3.02

∆Qba
kvar)
22.5
23.2
12.92
12.77
12.93
12.59

18103.56
17021.83
11433.89
10934.54
9502.906
10898.24

21.8
12.58
12.61
21.24
21.21
12.77

16718.55
9368.482
9146.722
16895.92
15866.56
9828.703

∆Aba


Đồ án tin học
Bảng 13: Hao tổn công suất và hao tổn điện năng năm 2009
Tram

‫(ح‬h)

I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII

1858.7
1574.84
2407.77
2697.04
2919.59
2282.59
1952.5

2385.68
2786.32
2105.25
2181.34
1934.34

Sdm
(kva)
180
180
100
100
100
100
180
100
100
180
180
100

Stai
(kva)
209.41
212.5
120.83
119.44
119.11
117.59
195.42

112.47
114.4
186.25
186.55
115.78

∆Po
(kw)
1.2
1.2
0.73
0.73
0.73
0.73
1.2
0.73
0.73
1.2
1.2
0.73

∆Pk
(kw)
4.1
4.1
2.4
2.4
2.4
2.4
4.1

2.4
2.4
4.1
4.1
2.4

Io%
7
7
5.6
5.6
5.6
5.6
7
5.6
5.6
7
7
5.6

Uo%
5.5
5.5
7.5
7.5
7.5
7.5
5.5
7.5
7.5

5.5
5.5
7.5

∆Pba
(kw)
6.75
6.91
4.23
4.15
4.13
4.05
6.03
3.77
3.87
5.59
5.60
3.95

∆Qba
(kvar)
26
26.4
16.55
16.3
16.24
15.97
24.27
15.09
15.42

23.2
23.23
15.65

∆Aba
21455.49
19332.29
13771.54
14229.59
10858.05
13268.54
18570.43
11212.65
10232.56
18726.07
17416.92
11245.54

Bảng 14: Hao tổn công suất và hao tổn điện năng năm 2011
Sdm
(kva)

Tram

‫(ح‬h)

I
II
III
IV

V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII

1980.8
9
1574.84
2417.33
2823.1
3017.81
2311.66
2015.53
2452.89
2994.92
2219.97
2311.75
2032.37

180
180
100
100
100
100
180

100
100
180
180
100

Stai
(kva)

∆Po
(kw)

∆Pk
(kw)

Io%

Uo%

214.82
228.75
135.12
133.82
132.67
131.15
210.12
122.59
126.04
198.07
198.97

128.22

1.2
1.2
0.73
0.73
0.73
0.73
1.2
0.73
0.73
1.2
1.2
0.73

4.1
4.1
2.4
2.4
2.4
2.4
4.1
2.4
2.4
4.1
4.1
2.4

7
7

5.6
5.6
5.6
5.6
7
5.6
5.6
7
7
5.6

5.5
5.5
7.5
7.5
7.5
7.5
5.5
7.5
7.5
5.5
5.5
7.5

∆Pba
(kw)
7.04
7.82
5.11
5.03

4.95
4.86
6.79
4.34
4.54
6.16
6.21
4.68

∆Qba
(kvar)
26.7
28.59
19.29
19.03
18.8
18.5
26.09
16.87
17.51
24.59
24.7
17.93

∆Aba
23469.76
20944.35
15681.37
16693.79
11920.67

15056.37
19944.48
12603.79
11090.28
20229.43
18564.58
12473.05

II. Hao tổn công suất, điện năng, điện áp trên đường dây.
1. Hao tổn công suất.
∆Pdd =

2
(Pdd2 + Q dd
) * ro * l
2
U tb

∆Qdd =

2
(Pdd2 + Q dd
) * xo *l
2
U tb

2. Hao tổn điện năng.
∆A = ∆Pdd *τ
τ = (0,124 +

Tmax 2
) * 8760
10 4

3. Hao tổn điện áp.
∆U =

(Pdd * ro + Q dd * x o ) * l
U tb

Hao tổn công suất, điện năng, điện áp trên đường dây khi tính tới
các hao tổn trong máy biến áp được thể hiện trong các bảng 15, bảng 16,
12


Đồ án tin học
bảng 17. Trong đó tải tính toán cho năm 2009, 2011 được lấy từ phương
pháp dự báo phụ tải từ các năm trong quá khứ.

13


Đồ án tin học

Bảng 15: Hao tổn công suất, điện áp, điện năng năm 2006
Doan
day
0-1
1-2
2-3

3-4
4-5
5-6
1 - 12
12 - 13
13 - 14
2 - 11
11 - 9
9 - 10
3-7
7-8

Diem
dau

Diem
cuoi

0
1
2
3
4
5
1
12
13
2
11
9

3
7

1
2
3
4
5
6
12
13
14
11
9
10
7
8

Tram
I

VII
IX
VIII
X
XI
XII
II
III
IV

V
VI

Ma day
AC 95
AC 95
AC 50
AC 50
AC 35
AC 35
AC 35
AC 35
AC 35
AC 50
AC 50
AC 35
AC 35
AC 35

l(km)
2
1.3
5
5
4.5
4
3.5
2.8
2.2
2.5

5
3
6
3

Ro (Ω)

Xo(Ω)

0.33
0.33
0.65
0.65
0.85
0.85
0.85
0.85
0.85
0.65
0.65
0.85
0.85
0.85

153

Qtai
(kvar)
94.82

Atai
(kwh)
513700

∆Pba
(kw)
5.3

∆Qba
(kvar)
22.5

∆Aba
(kwh)
18103.56

144
88
82
148
146
88
149
83
87
89
84

96.77
40.09

50.82
79.88
82.74
42.62
111.75
53.61
44.57
43.1
47.6

442515
220120
218000
484300
423600
254600
428300
308320
305700
235678
298500

5.01
2.97
2.96
4.78
4.76
3.02
5.59
3.07

3.02
3.08
2.97

21.8
12.61
12.58
21.24
21.21
12.77
23.2
12.92
12.77
12.93
12.59

16718.55
9146.722
9368.482
16895.92
15866.56
9828.703
17021.83
11433.89
10934.54
9502.906
10898.24

Δadd
(kwh)

32027.37
7739.059
19997.23
8467.055
2528.988
605.3715
11333.14
3251.961
346.4812
5400.945

Utt
(kv)
9.915
9.795
9.64
9.44
9.315
9.25
9.75
9.63
9.58
9.72

Ptai (kw)

0.371
0.371
0.392
0.392

0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.392
0.392
0.4
0.4
0.4

Tiếp bảng 15
Ptai+ΔPba

Qtai+ΔQba

Atai+ΔAba

Pdd(kw)

Qdd(kvar)

158.3

117.32

531803.6

149.01
90.97

84.96
152.78
150.76
91.02
154.59

118.57
52.7
63.4
101.12
103.95
55.39
134.95

459233.5
229266.7
227368.5
501195.9
439466.6
264428.7
445321.8

1387.53
834.67
503.99
324.94
175.93
84.96
394.56
241.78

91.02
330.68

987.49
609.71
350.89
234.67
116.1
63.4
260.46
159.34
55.39
258.82

Add
(kwh)
4292134
2553347
1471733
916755.9
457047.8
227590.1
1206983
704858.4
264586.4
1081614

Tmaxdd
(h)
3093.363

3059.11
2920.163
2821.308
2597.896
2678.791
3059.061
2915.288
2906.904
3270.879

14

‫ح‬
1644.96
1619.05
1516.09
1444.89
1290.3
1345.27
1619.02
1512.54
1506.44
1782.49

ΔPdd
(kw)
19.47
4.78
13.19
5.86

1.96
0.45
7
2.15
0.23
3.03

Δudd
(kv)
0.17
0.07
0.24
0.16
0.09
0.04
0.16
0.08
0.02
0.08

Ucuoi
(kv)
9.83
9.76
9.52
9.36
9.27
9.23
9.67
9.59

9.57
9.68


Đồ án tin học

86.07
90.02
92.08
86.97

66.53
57.34
56.03
60.19

319753.9
316634.5
245180.9
309398.2

176.09
90.02
179.05
86.97

123.87
57.34
116.22
60.19

636721.9
316845.9
554976.9
309725.8

3615.889
3519.728
3099.564
3561.295

2065.58
1984.58
1649.67
2019.39

1.62
0.32
2.6
0.32

3346.24
635.0656
4289.142
646.2048

9.64
9.585
9.455
9.375

0.08
0.03
0.13
0.03

9.6
9.57
9.39
9.36

Bảng 16: Hao tổn công suất, điện áp, điện năng năm 2009
Doan
day
01
12
23
34
45
56
1 12
12 13
13 14
2 11
11 9

Diem
dau
0
1

2
3
4
5
1
12
13
2
11

Diem
cuoi
1
2
3
4
5
6
12
13
14
11
9

Tram
I

VII
IX
VIII

X
XI
XII
II
III

Ma day
AC 95
AC 95
AC 50
AC 50
AC 35
AC 35
AC 35
AC 35
AC 35
AC 50
AC 50

l(km)
2
1.3
5
5
4.5
4
3.5
2.8
2.2
2.5

5

Ro(Ω)

Xo(Ω)

0.33
0.33
0.65
0.65
0.85
0.85
0.85
0.85
0.85
0.65
0.65

0.371
0.371
0.392
0.392
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.392
0.392

15

178

Qtai
(kvar)
110.31

Atai
(kwh)
623840

∆Pba
(kw)
6.75

∆Qba
(kvar)
26

∆Aba
(kwh)
21455.49

162.2
104.1
95.6
163.9
162.3
104.2

170
101.5

109
47.43
59.25
88.46
91.98
50.47
127.5
65.56

506548
259702
288357
554270
485384
303090
502810
371726

5.01
2.97
2.96
4.78
4.76
3.02
5.59
3.07

24.27
15.42
15.09
23.2
23.23
15.65
26.4
16.55

18570.43
10232.56
11212.65
18726.07
17416.92
11245.54
19332.29
13771.54

Ptai(kw)


Đồ án tin học

9 10
37
78

9
3
7

10
7
8

IV
V
VI

AC 35
AC 35
AC 35

3
6
3

0.85
0.85
0.85

0.4
0.4
0.4

106.3
107.2
102.3

54.46

51.92
57.98

411490
281757.8
370590

‫ح‬

ΔPdd(kw)

Δadd(kwh)

26.22
6.62
18.25
7.88
2.76
0.62
8.88
2.8
0.33
4.26
2.45
0.48

45069.03
11231.62
28730.98
11988.95

3868.885
989.9044
14877.02
4353.524
500.3163
8051.826
5388.849
1099.176

3.02
3.08
2.97

16.3
16.24
15.97

14229.59
10858.05
13268.54

Tiếp theo bảng 16
Ptai+ΔPba

Qtai+ΔQba

Atai+ΔAba

184.75

136.31

645295.5

167.21
107.07
98.56
168.68
167.06
107.22
175.59
104.57
109.32

133.27
62.85
74.34
111.66
115.21
66.12
153.9
82.11
70.76

525118.4
269934.6
299569.7
572996.1
502800.9
314335.5

522142.3
385497.5
425719.6

Pdd(kw)

Qdd(kvar)

1605.58
977.87
588.39
372.84
205.63
98.56
442.96
274.28
107.22
389.48
213.89
109.32

1148.64
719.34
412.57
270.46
137.19
74.34
292.99
181.33
66.12

306.77
152.87
70.76

Add
(kwh)
5121261
3090942
1764741
1091487
567589.7
298560.5
1387882
815428
313103.4
1326201
806550.2
423376.8

Tmaxdd(h)
3189.664
3160.892
2999.271
2927.493
2760.248
3029.226
3133.199
2972.976
2920.196
3405.055

3770.864
3872.821

16

1718.88
1696.62
1574.3
1521.44
1401.77
1596.62
1675.34
1554.83
1516.11
1890.1
2199.53
2289.95

Utt(kv)
9.905
9.77
9.59
9.355
9.205
9.125
9.72
9.585
9.525
9.68
9.58

9.51

Δudd(kv)

Ucuoi(kv)

0.19
0.08
0.28
0.19
0.11
0.05
0.18
0.09
0.03
0.1
0.1
0.04

9.81
9.73
9.45
9.26
9.15
9.1
9.63
9.54
9.51
9.63
9.53

9.49


Đồ án tin học

110.28
105.27

68.16
73.95

292615.8
383858.5

215.55
105.27

142.11
73.95

673254.5
381955.9

3123.426
3628.345

1667.86
2076.19

3.87

0.49

6454.618
1017.333

9.375
9.28

0.15
0.04

9.3
9.26

Bảng 17: Hao tổn công suất, điện áp, điện năng năm 2011
Doan
day
01
12
23
34
45
56
1 12
12 13
13 14
2 11
11 9

Diem

dau
0
1
2
3
4
5
1
12
13
2
11

Diem
cuoi
1
2
3
4
5
6
12
13
14
11
9

Tram
I

VII
IX
VIII
X
XI
XII
II
III

Ma day
AC 95
AC 95
AC 50
AC 50
AC 35
AC 35
AC 35
AC 35
AC 35
AC 50
AC 50

l(km)
2
1.3
5
5
4.5
4
3.5

2.8
2.2
2.5
5

Ro(Ω)

Xo(Ω)

0.33
0.33
0.65
0.65
0.85
0.85
0.85
0.85
0.85
0.65
0.65

0.371
0.371
0.392
0.392
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4

0.392
0.392

17

182.6

Qtai
(kvar)
113.17

Atai
(kwh)
692580

∆Pba
(kw)
7.04

∆Qba
(kvar)
26.7

∆Aba
(kwh)
23469.76

174.4
114.7
104.2

174.3
173.1
115.4
183
113.5

117.2
52.26
64.58
94.08
98.1
55.89
137.25
73.31

549381
287834
332714
607790
526848
340830
549170
417532

6.79
4.54
4.34
6.16
6.21
4.68

7.82
5.11

26.09
17.51
16.87
24.59
24.7
17.93
28.59
19.29

19944.48
11090.28
12603.79
20229.43
18564.58
12473.05
20944.35
15681.37

Ptai(kw)


Đồ án tin học

9 10
37
78

9
3
7

10
7
8

IV
V
VI

AC 35
AC 35
AC 35

3
6
3

0.85
0.85
0.85

0.4
0.4
0.4

119.1
119.4

114.1

61.02
57.83
64.66

475230
313342.6
416930

5.03
4.95
4.86

19.03
18.8
18.5

16693.79
11920.67
15056.37

Tiếp theo bảng 17
Ptai+ΔPba

Qtai+ΔQba

Atai+ΔAba

Pdd(kw)

Qdd(kvar)

189.64

139.87

716049.8

181.19
119.24
108.54
180.46
179.31
120.08
190.82
118.61
124.13
124.35
118.96

143.29
69.77
81.45
118.67
122.8
73.82
165.84
92.6
80.05

76.63
83.16

569325.5
298924.3
345317.8
628019.4
545412.6
353303.1
570114.4
433213.4
491923.8
325263.3
431986.4

1755.33
1085.84
652.28
408.97
227.78
108.54
479.85
299.39
120.08
433.56
242.74
124.13
243.31
118.96

1247.95
792.79
454.3
294.51
151.22
81.45
315.29
196.62
73.82
338.49
172.65
80.05
159.79
83.16

Add
(kwh)
5674397
3441008
1958477
1207240
640424.8
343240.3
1521200
894872.3
350922
1482531
916389.2
487375.9
751237.4

428360.5

Tmaxdd
(h)
3232.667
3168.983
3002.51
2951.903
2811.594
3162.339
3170.156
2988.985
2922.401
3419.436
3775.188
3926.335
3087.573
3600.878

18

‫ح‬
1752.42
1702.87
1576.7
1539.31
1437.99
1697.74
1703.77
1566.67

1517.72
1901.83
2203.33
2338.13
1640.56
2052.83

ΔPdd
(kw)
31.27
8.1
22.28
9.3
3.31
0.73
10.35
3.3
0.41
5.22
3.12
0.61
4.85
0.61

Δadd
(kwh)
54798.17
13793.25
35128.88
14315.58

4759.747
1239.35
17634.02
5170.011
622.2652
9927.553
6874.39
1426.259
7956.716
1252.226

Utt
(kv)
9.895
9.785
9.6
9.42
9.3
9.245
9.735
9.62
9.575
9.705
9.62
9.58
9.435
9.37

Δudd
(kv)

0.21
0.09
0.32
0.2
0.12
0.05
0.19
0.1
0.03
0.11
0.12
0.04
0.17
0.04

Ucuoi
kv)
9.79
9.74
9.44
9.32
9.24
9.22
9.64
9.57
9.56
9.65
9.56
9.56
9.35

9.35


Đồ án tin học

19


Đồ án tin học
4. Đánh giá mức độ hao tổn.
Do mức độ tăng của phụ tải tăng theo hàm tuyến tính do đó phụ tải
các năm trong tương lai sẽ thay đổi theo hướng tăng dần. Công suất
truyền tải trên các đoạn dây tăng dẫn đến hao tổn điện áp trên các đoạn
dây tăng. Theo dự báo đến năm 2009 và 2011 thì tỷ lệ % hao tổn điện áp
trên các đoạn sẽ tăng, tỷ lệ này được tính toán dựa vào hao tổn điện áp
trên các đoạn và được tính theo công thức
∆Udoạn i(%) =

ΔU doani
*100%
Uo

Kết quả tính toán được thể hiện trong bảng sau:
Bảng 18: Tỷ lệ % hao tổn điện áp trên các đoạn dây
Doan
day
01
12
23
34

45
56
1 12
12 13
13 14
2 11
11 9
9 10
37
78

∆U%(Năm2006)

∆U%(năm2009)

∆U%(năm2011)

1.7
0.7
2.4
1.6
0.9
0.4
1.6
0.8
0.2
0.8
0.8
0.3
1.3

0.3

1.9
0.8
2.8
1.9
1.1
0.5
1.8
0.9
0.3
1
1
0.4
1.5
0.4

2.1
0.9
3.2
2
1.2
0.5
1.9
1
0.3
1.1
1.2
0.4
1.7

0.4

Do tính chất của mạng điện là lưới điện hình tia nên hao tổn điện
áp trên các nhánh tính từ thanh cái trạm 35/10kV sẽ bằng tổng hao tổn
điện áp trên các đoạn của nhánh đó cộng lại. Do đó hao tổn điện áp của
nhánh lớn nhất sẽ thuộc về nhánh có chiều dài lớn nhất và có công suất
truyền tải lớn nhất.
Dựa vào các bảng 15, bảng 16, bảng 17 ta tìm được hao tổn điện áp
từ thanh cái của trạm 35/10kV đến các điểm tải trong các năm 2006,2009,
2011. Các giá trị cho trên bảng sau:

20


Đồ án tin học

Bảng 19: Hao tổn điện áp từ thanh cái trạm trung tâm đến các điểm tải.
Nhanh
01
0 12
0 13
0 14
0 11
09
0 10
04
05
06
07
08

Diem
dau

Diem cuoi
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

1
12
13
14
11
9
10
4
5
6
7
8

∆U%
(nam 2006)
1.7
3.3
4.1
4.3
3.2
4
4.3
6.4
7.3
7.7
6.1
6.4

∆U%
(nam 2009)
1.9
3.7
4.6
4.9
3.7
4.7
5.1
7.4
8.5
9
7
7.4

∆U%
(nam 2011)
2.1
4
5
5.3
4.1
5.3
5.7
8.1
9.3
9.8
7.8
8.2

Nhận xét: Từ bảng trên ta thấy hao tổn điện áp trên các nhánh
đường dây có xu hướng ngày càng tăng đến quá giá trị điện áp cho phép.
Năm 2006 thì hao tổn điện áp ở một số trạm đã vượt quá cho phép
(∆Unhánh > ∆Ucp10). Năm 2009 theo dự báo thì đã có khá nhiều nhánh có
hao tổn vượt quá giá trị điện áp cho phép. Và năm 2011 theo dự báo thì
số nhánh có hao tổn điện áp vượt quá giá trị cho phép còn tăng thêm nữa.
Như vậy sau năm 2006 thì mạng điện đang khảo sát sẽ không đảm bảo
chất lượng điện cung cấp cho các phụ tải, yêu cầu đặt ra là phải cải tạo
lưới điện này để có thể đảm bảo chất lượng điện cho các năm trong tương
lai. Phương pháp cải tạo ở đây là nâng cấp tiết diện của các đoạn dây
xung yếu để đảm bảo chất lượng truyền tải.

21

Đồ án tin học
CHƯƠNG III

CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO
I. Phưong án thứ nhất.
Kết hợp bảng hao tổn điện áp tổng cộng trên mỗi nhánh (bảng 19) và
tỷ lệ % các hao tổn điện áp trên từng đoạn (bảng 18) ta sẽ tìm được đoạn
dây nào cần phải nâng cấp tiết diện.
Nâng cấp tiết diện đồng loạt các đoạn xung yếu trong năm 2007 để
đảm bảo tiêu chuẩn kĩ thuật điện đến năm 2011.
Từ bảng hao tổn điện áp tổng cộng của năm 2011 ta thấy ở 5 điểm tải
có độ lệch điện áp lớn hơn độ lệch điện áp cho phép (ΔUCP2011 = 6,5% ) đó
là: điểm 4,5,6,7,8. Do đó ta sẽ nâng cấp tiết diện các đoạn dây xung yếu
dẫn đến các điểm tải này
Bảng 20: Thay đổi tiết diện dây một số đoạn theo phương án I
Đoạn dây
Dây cũ
Dây mới Đoạn dây
Dây cũ
Dây mới
0-1

AC95

AC120

4-5

AC35

AC95

1-2

AC95

AC120

5-6

AC35

AC70

2-3

AC95

AC120

3-7

AC35

AC50

3-4

AC50

AC120

Sau khi thay thế dây dẫn, hao tổn điện áp trên các đoạn dây giảm.
Thể hiện trong bảng sau:
Bảng 21: Hao tổn điện áp trên các đoạn dây năm 2011
Nhanh
01
0 12
0 13
0 14
0 11
09
0 10
04
05
06
07
08

Diem
dau

Diem
cuoi
0
0
0
0
0

0
0
0
0
0
0
0

∆U%(Nam2006)

∆U%( 2009)

1.5
3.1
3.9
4.1
2.9
3.7
4
4.4
4.9
5.2
4.5
4.8

1.7
3.5
4.4
4.7
3.4

4.4
4.8
5
5.6
5.9
5.2
5.6

1
12
13
14
11
9
10
4
5
6
7
8

22

∆U%(nam
2011)
1.9
3.8
4.8
5.1
3.8

5
5.4
5.6
6.2
6.5
5.9
6.3


Đồ án tin học
Từ bảng này ta thấy sau khi thay thế tiết diện các đoạn dây thì độ
lệch điện áp của các nhánh đã nằm trong giới hạn cho phép của năm
2011(∆Ucp10.2011 = 6,5%).
II. phương án thứ hai.
Tiến hành nâng cấp tiết diện các đoạn dây xung yếu vào năm 2007
để đảm bảo chất lượng điện đến năm 2009 sau đó đến năm 2009 lại nâng
cấp tiết diện các đoạn dây còn lại để đảm bảo chất lượng điện đến năm
2011.
Bảng 22: Tiến diện các đoạn dây được nâng cấp năm 2007
Đoạn dây
0-1
1-2
2-3
3-4
3-7

Dây cũ
AC95
AC95
AC95

AC50
AC35

Dây mới
AC120
AC120
AC120
AC120
AC50

Bảng 23: Hao tổn điện áp năm 2009 và năm 2011 sau cải tạo năm 2007
Nhanh

Diem
dau

01
0 12
0 13
0 14
0 11
09
0 10
04
05
06
07
08

Diem cuoi

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

1
12
13
14
11
9
10
4
5
6
7
8

∆U%
(nam 2009)
1.7
3.5

4.4
4.7
3.4
4.4
4.8
5
6.1
6.6
5.2
5.6

∆U%
(nam 2011)
1.9
3.8
4.8
5.1
3.8
5
5.4
5.6
6.8
7.3
5.9
6.3

Bảng 24: Tiết diện các đoạn dây được nâng cấp năm 2009
Đoạn dây
4-5
5-6

Dây cũ
AC35
AC35

Dây mới
AC95
AC70

Bảng 24: Hao tổn điện áp năm 2011 sau khi cải tạo năm 2009
Nhanh

Diem
dau

Diem cuoi

23

∆U%(nam 2011)


Đồ án tin học
01
0 12
0 13
0 14
0 11
09
0 10

04
05
06
07
08

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

1
12
13
14
11
9
10
4
5
6
7

8

1.9
3.8
4.8
5.1
3.8
5
5.4
5.6
6.2
6.5
5.9
6.3

Như vậy khi nâng cấp tiết diện lần thứ nhất năm 2007 thì độ lệch
điện áp của các nhánh đã thoả mãn độ lệch điện áp cho phép của năm
2009 (∆Ucp10.2009 = 6,8%) và khi nâng cấp tiết diện lần thứ hai thì độ lệch
điện áp của năm 2011 cũng đã thoả mãn độ lệch điện áp cho phép của
năm 2011(∆Ucp10.2011 = 6,5% )
III. Hao tổn điện năng của từng phương án.
1. Hao tổn năng lượng của phương án thứ nhất.
Hao tổn điện năng tại thanh cái trạm 35/10kV bằng tổng hao tổn
điện năng trên các đoạn dây. Sau khi đưa phương án cải tạo vào sử dụng
thì hao tổn điện năng được tính theo hàm dự báo ta có kết quả như sau.
Bảng 25: Hao tổn điện năng cho phương án thứ nhất
Năm

2007

2008

∆A(kWh)

82966,3

91478,57

2009
104779.8

2010

2011

113796,8

129242,3

2. Hao tổn điện năng của phương án thứ hai.
Hao tổn điện năng của phương án thứ hai được tính trong hai giai
đoạn. Giai đoạn thứ nhất tính hao tổn cho các năm 2007, 2008, 2009. Giai
đoạn thứ hai tính hao tổn cho các năm 2010 và 2011. Kết quả tính toán
như sau.

Bảng 23: Hao tổn điện năng cho phương án thứ hai
Năm

2007

2008
24

2009

2010

2011


Đồ án tin học
∆A(kWh)

85031.6

93800,08

107480,3

113796,8

128092

IV. Tiền đầu tư cho từng phương án.
Tiền đầu tư cho dây dân AC cấp điện áp 10kV
Bảng 24: Tiền vốn đầu tư cho dây AC
F (mm2)
35
50
70

V
(10 đ/km)
6

63.93

67.27

73.64

95

120

150

185

81.51

92.75

97

104,5

Dựa vào bảng giá tính tiền cho một km đường dây ta tính được vốn
đầu tư cho mỗi phương án.
1. Phương án thứ nhất.
Theo nội dung của phương án thì chỉ đầu tư một lần vào năm 2007

vốn đầu tư của phương án sẽ là:
VPA1 = ∑li*Vi
Bảng25: Chi phí dây dẫn phương án I
Don gia
(trieu dong/km)
92.75
92.75
92.75

Thanh tien
(trieu dong)
185.5
120.575
463.75

5

92.75

463.75

AC 95

4.5

81.51

366.795

56

AC 70

4

73.64

294.56

37

AC 50

6

67.72

406.32

Doan

Ma hieu

L (km)

01
12
23

AC 120

AC 120
AC 120

2
1.3
5

34

AC 120

45

Tong:

2301.25

2. Phương án thứ hai.
Theo nội dung của phương án thứ hai thì vốn đầu tư cho mỗi lần sẽ là.
VPA21 = ∑li1*Vi1
VPA22 =∑li2*Vi2

Bảng26: Chi phí dây dẫn phương án II. lần 1
Don gia
(trieu dong/km)

Thanh tien
(trieu dong)

Doan

Ma hieu

L (km)

01

AC 120

2

92.75

185.5

12

AC 120

1.3

92.75

120.575

25