Chương6 Tính toán bù công suất pk nâng cao hệ số công suất

ĐỒ ÁN CUNG CẤP ĐIỆN



GVHD:NINH VĂN NAM



P2 + Q2

P2

Q2

∆P =

R = 2 R + 2 R = ∆P( P ) + ∆P( Q )

U2

Q

U



(3 – 1)



• Khi giảm Q truyền tải trên đường dây, ta giảm được thành phần tổn thất

công suất ΔP(Q) do Q gây ra.

Giảm được tổn thất điện áp trong mạng điện: Tổn thất điện áp

được tính như sau:



∆U=



P.R + Q. X P.R Q. X

=

+

U

U

U



= ∆UP+∆UQ



(3 – 2)



Giảm lượng Q truyền tải trên đường dây, ta giảm được thành

phần ΔU(Q) do Q gây ra.

•



Tăng khả năng truyền tải của đường dây và máy biến áp.

Khả năng truyền tải của đường dây và máy biến áp phụ

thuộc vào điều kiện phát nóng, tức phụ thuộc vào dòng điện

cho phép của chúng. Dòng điện chạy trên dây dẫn và máy

biến áp được tính như sau:

I=



P2 + Q2

3U



(3 – 3)



• Biểu thức này chứng tỏ với cùng một tình trạng phát nóng

nhất định của đường dây và máy biến áp(tức I = const)

chúng ta có thể tăng khả năng truyền tải công suất tác dụng

P của chúng bằng cách giản công suất phản kháng Q mà

chúng phải tải đi. Vì thế khi vẫn giữ nguyên đường dây và

máy biến áp, nếu cosφ của mạng được nâng cao(tức giảm

lượng Q phải truyền tải) thì khả năng truyền tải của chúng

sẽ được tăng lên.

Ngoài việc nâng cao hệ số công suất cosφ còn đưa đến hiệu quả là giảm

được chi phí kim loại màu, góp phần ổn định điện áp, tăng khả năng phát điện

Page | 63

NHÓM 9_TỰ ĐỘNG HÓA 1-K5



ĐỒ ÁN CUNG CẤP ĐIỆN



GVHD:NINH VĂN NAM



của máy phát điện …Vì vậy yêu cầu đặt ra là phải nâng cao hệ số cosφ ở các

trạm biến áp theo đúng tiêu chuẩn của nhà nước quy định cosφ = 0,9 ÷ 0,95.

Do trong thực tế sử dụng hệ số cosφ 1 = 0,85 nên ta phải thiết kế nâng cao hệ

số cosφ lên thành cosφ2 = 0,95.



6.2. XÁC ĐỊNH DUNG LƯỢNG BÙ CẦN THIẾT.

Ptt

Stt



1143,6087

1380,1195



Hệ số công suất của trạm là cosφ1 =

=

=0,83→ tgφ1 = 0,67.

Hệ số công suất của trạm sau khi bù là cosφ2 = 0,95→ tgφ2 = 0,32

Tổng công suất phản kháng cần bù thêm cho đối tượng để nâng cao hệ

số công suất từ cosφ1 lên cosφ2 là

Qbù = Ptt (tgφ1 – tgφ2)



(3 – 4)



Trong đó:

P: công suất tác dụng tính toán của đối tượng

tgφ1, tgφ2 : ứng với cosφ1, cosφ2

Vậy lượng công suất phản kháng cần bù thêm là: (theo 3 – 4)

Qbù = 1143,6087(0,67 -0,32) = 400,263 (kVAr)

Để việc đặt bù có hiệu quả thì dung lượng bù tại các điểm này được xác

định theo công thức:



Qbi = Qi – (QΣ - Qb) .



Rtd

Ri



(3 – 5)



Trong đó:

Qbi : công suất bù cần đặt tại điểm i. Qi :

công suất phản kháng tại điểm i.

QΣ : công suất phản kháng toàn mạng.

Qb : công suất bù của toàn mạng.

Rtđ : điện trở tổng tương đương của mạng.

Ri : điện trở của nhánh i.

Page | 64

NHÓM 9_TỰ ĐỘNG HÓA 1-K5



ĐỒ ÁN CUNG CẤP ĐIỆN



GVHD:NINH VĂN NAM



1



Rt đ =



→



1 1

1

+ + ... +

R1 R2

Rn



(3 – 6)



1

1 1

1

= + + ... +

Rtd R1 R2

Rn



=



1

1

1

1

1

+

+

+

+

0,83 0,98 0,53 0,52 1, 75



Suy ra Rt đ =0,15 (Ω).

Ta có Qtt=Ptt.



tan ϕ



=1143,6087.0.67=766,2178(KVAR)



- Thôn 1.



Qbù = 79,017 – (766,2178 – 400,263)



0,15

0,83



- Thôn 2.

Qbù = 205,45 – (766,2178 – 400,263).



= 51,856(kVAr).



0,15

0,98



= 149,436(kVAr).



- Thôn 3.



Qbù = 239,06 – (766,2178 – 400,263).



0,15

0,53



= 84,93 (kVAr).



- Thôn 4.



Qbù = 189,64 –(766,2178 – 400,263).



0.15

0,52



= 84,076(kVAr).



- Các phụ tải còn lại.



Qbù = 193,77–(766,2178 – 400,263).



0,15

1, 75



= 162,402(kVAr)



Page | 65

NHÓM 9_TỰ ĐỘNG HÓA 1-K5



ĐỒ ÁN CUNG CẤP ĐIỆN



GVHD:NINH VĂN NAM



.



6.3. CHỌN THIẾT BỊ BÙ.

Thiết bị bù phải được chọn trên cơ sở tính toán so sánh về kỹ thuật. Và có

những thiết bị bù sau:

• Tụ điện: là loại thiết bị điện tĩnh, làm việc với dòng điện vượt trước

điện áp, do đó có thể sinh ra công suất phản kháng Q cung cấp

cho mạng. Tụ điện có nhiều ưu điểm như suất tổn thất công suất tác

dụng bé, không có phần quay nên lắp ráp bảo quản dễ dàng. Tụ điện

được chế tạo thành từng đơn vị nhỏ, vì thế nên có thể tùy theo sự phát

triển của phụ tải trong quá trình sản xuất mà chúng ta ghép dần tụ điện

vào mạng, khiến hiệu suất sử dụng cao và không phải bỏ nhiều vốn đầu

tư ngay một lúc. Nhược điểm của tụ điện là nhạy cảm với sự biến đổi của

điện áp đặt lên cực tụ điện. Tụ điện có cấu tạo kém chắc chắn, dễ bị phá

hỏng khi xảy ra ngắn mạch, khi điện áp tăng đến 110% U đm thì tụ điện

dễ bị chọc thủng, do đó không được phép vận hành. Khi đóng tụ điện vào

mạng trong mạng sẽ có dòng điện xung, còn khi cắt tụ điện ra khỏi mạng,

trên cực của tụ điện và máy bù đồng bộ. Tụ điện được sản xuất

để dùng ở cấp điện áp 6 ÷ 15kV và 0,4kV.

• Máy bù đồng bộ: là một động cơ không đồng bộ làm việc ở chế

độ không tải. Do không có phụ tải trên trục nên máy bù đồng bộ được

chế tạo gọn nhẹ và rẻ hơn so với động cơ đồng bộ cùng công suất. Ở chế

độ quá kích thích máy bù tiêu thụ công suất phản kháng của mạng. Vì

vậy ngoài công dụng bù công suất phản kháng máy bù còn là thiết bị rất

tốt

để điều chỉnh điện áp. Nó thường được đặt ở những điểm cần điều

chỉnh điện áp trong hệ thống điện. Nhược điểm của máy bù là có phần

quay nên lắp ráp, bảo quản và vận hành khó khăn. Để cho kinh tế, máy

bù thường được chế tạo với công suất lớn, do máy bù đồng bộ thường được

Page | 66

NHÓM 9_TỰ ĐỘNG HÓA 1-K5



ĐỒ ÁN CUNG CẤP ĐIỆN



GVHD:NINH VĂN NAM



dùng ở những nơi cần bù tập trung với dung lượng lớn.

• Động cơ không đồng bộ roto dây quấn được đồng bộ hóa: khi cho dòng một

chiều vào roto của động cơ không đồng bộ roto dây quấn, động cơ

sẽ làm việc như một động cơ đồng bộ với dòng điện vượt trước điện áp. Do

đó nó có khả năng sinh ra công suất phản kháng cung cấp cho mạng.

Nhược điểm của loại động cơ này là tổn thất công suất khá lớn, khả năng

quá tải kém, vì vậy thường động cơ chỉ được phép làm việc với 75%

công suất định mức. Với những lý do trên, động cơ không đồng bộ

roto dây quấn được đồng bộ hóa được coi là loại thiết bị bù kém nhất, nó

chỉ được dùng khi không có sẵn các thiết bị bù khác.

Ngoài các thiết bị bù kể trên, còn có thể dùng động cơ không đồng bộ làm

việc ở chế độ quá kích từ hoặc dung nhiều máy phát điện làm việc ở chế

độ bù để làm máy bù. Ở các xí nghiệp có nhiều tổ mát diezen – máy phát làm

nguồn dự phòng, khi chưa dùng đến có thể lấy làm máy bù đồng bộ. Theo

kinh nghiệm thực tế, việc chuyển máy phát thành máy bù đồng bộ không

phiền phức lắm, vì vậy biện pháp này cũng được nhiều xí nghiệp ưa dùng.

Tuy nhiên trong đồ án này, sau những tính toán ở trên thì tác giả quyết

định sử dụng tụ điện để bù. Mặt khác ở tại mỗi trạm biến áp vì phía 0,4kV

dùng thanh cái phân đoạn nên dung lượng bù được phân đều cho hai

nửa thanh cái. Chọn dùng các loại tụ điện bù 0,38kV do Liên Xô chế tạo.

Bảng 3.1. Thông số kỹ thuật của tụ điện bù cosφ.

Qbù

Tên phụ tải



theo tính



Loại tụ bù



toán,

Thôn 1

Thôn 2



(kVAr)

51,856

149,43

6



Số

pha



Q,(kVAr)



Số

lượng



KC2–0,38–50–3Y3



3



50



2



KC2–0,38–50–3Y3



3



50



3



Page | 67

NHÓM 9_TỰ ĐỘNG HÓA 1-K5



ĐỒ ÁN CUNG CẤP ĐIỆN



GVHD:NINH VĂN NAM



Thôn 3



84,93



KC2–0,38–50–3Y3



3



50



2



Thôn 4



84,076



KC2–0,38–50–3Y3



3



50



2



Các phụ tải khác 162,04



KC2–0,38–50–3Y3



3



50



4



Page | 68

NHÓM 9_TỰ ĐỘNG HÓA 1-K5



ĐỒ ÁN CUNG CẤP ĐIỆN



GVHD:NINH VĂN NAM



Hình 3.1. Sơ đồ bố trí tủ bù cosφ tại các vị trí.



6.4. VỊ TRÍ ĐẶT TỤ BÙ.

Có lợi nhất về mặt giảm tổn thất điện áp, điện năng cho đối tượng dung

điện là đặt phân tán các bộ tụ bù cho từng động cơ điện. Tuy nhiên nếu đặt

phân tán quá sẽ không có lợi về vốn đầu tư, về quản lý vận hành. Vì vậy, đặt

tụ bù tập trung hay phân tán, phân tán đến mức nào là tùy thuộc vào cấu trúc

cảu hệ thống cung cấp điện của đối tượng.

Vì vậy ở trong đồ án thiết kế cung cấp điện này ta sẽ đặt tại thanh cái

hạ áp trạm biến áp thôn vì các phụ tải nằm tập trung và gần trạm biến áp.

Page | 69

NHÓM 9_TỰ ĐỘNG HÓA 1-K5



ĐỒ ÁN CUNG CẤP ĐIỆN



GVHD:NINH VĂN NAM



Page | 70

NHÓM 9_TỰ ĐỘNG HÓA 1-K5



ĐỒ ÁN CUNG CẤP ĐIỆN



GVHD:NINH VĂN NAM



Chương7 Dự toán công trình

7.1:Hạch toán công trình



Các thiết bị sử dụng

STT



Số

Đơn

lượng vị



Đơn

giá



Chi phí



1



chiếc



89.7



89.7



1

1.26



chiếc

km



96.4

446.796



2

3



tên thiết bị

MBA

180kVA

MBA

250kVA

XPLE-150



4



XPLE-95



8



m



96.4

354.6

153.7

2



5

6

7

8

9

10

11

12

13

14



PVC 10

PVC16

PVC25

PVC150

Tủ phân phối

Thanh cái

AT-EA103

AT-EA52

Dao cách ly

Cầu chì

Chống

sét

van

Chống

sét

van hạ áp

Máy

biến

dòng

Volt kế

Ampe kế

Cọc tiếp địa

Thanh thép



12.64

12.55

4.19

0.79

2

6

17

2

4

4



km

km

km

km

Chiếc

Chiếc

chiếc

chiếc

Bộ

Chiếc



49.06

55.56

65.70

169.2

9

0.465

0.8

0.8

1.2

3.6



4



Chiếc 4.8



19.2



4



Chiếc 0.5



2



2

2

2

30

22



Chiếc

Chiếc

chiếc

cọc

m



1152

2.98

1.2

3

0.44



1



15

16

17

18

19

20

21



576

1.49

0.6

0.1

0.02

∑ chi

phí



1229.76

620.118

4

697.278

275.283

133.668

18

2.79

13.6

1.6

4.8

14.4



4825.01

Page | 71



NHÓM 9_TỰ ĐỘNG HÓA 1-K5



ĐỒ ÁN CUNG CẤP ĐIỆN



GVHD:NINH VĂN NAM



- Tổng hạch toán thiets bị công trình là 4825,01 tr. đồng. Tổng chi phí công

trình sau hoàn thiện là V∑ =kld .∑V =1,1.4825,01=5307.51 tr.đồng

- Giá thành một đợn vị công suất đặt:

- Gs == =12.41(triệu/kVA)

- Chi phí vận hành năm:

Cvh = k0M.V∑=0,02.5307.01 = 106,15 tr,VNĐ

- Hệ số sử dụng vốn đầu tư và khấu hao thiết bị

- Chi phí tổn thất điện năng

Cht = gb.∆A∑ = 1300.73523 =95,58 tr.VNĐ

- Như vậy hệ số

p = +Kkh = 0.1+0,036 =0,136

Z=p.V∑+Cvh+Cht = 0,136.5307,01+106.15+95.58 = 923.55tr,VNĐ



7.2 Tính toán kinh tế tài chính

Công suất tính toán P=219.76kW; thời gian sử dụng công suất cực đại T M =

4046 h/năm; Mô hình dự báo phụ tải A = A 0(1+a)t-1, với suất gia tăng phụ

tải a = 0,04; Tỷ lệ tổn thất ∆A = 8,7%; Tổng số vốn của dự án V ∑=

5307,01.106 VNĐ, trong đó hoàn toàn là vốn tự có; khấu hao giảm dần với

tỷ lệ pkh = 3,6%; Thuế suất s = 15%; Hệ số chiết khấu i = 10%; Giá mua

điện sở đầu vào là cm = 750 đ/kWh, giá bán điện cb = 1200 đ/kWh, Thời

gian tính toán công trình t = 7 năm,

- Điện năng mua vào năm thứ nhất:

Am1 = Ab1 + ΔA = 889149 (1+0,087) = 106 kWh

- Doanh Thu:

B = Ab,gb = 889149 .1300= 1156tr. VNĐ

- Chi phí mua điện:

Cm1 = Am1,gm1=106 .750 = 724,88tr. VNĐ

- Tham số của các năm tiếp theo được xác định tương t ự v ới s ản l ượng đi ện

bán ra

Lượng

Lượng

điện mua

Chi phí Tiền

STT

điện bán ra vào

Tổn hao

mua điện điện

1

889149

966505

77355.96

724.88

1156

2

924715

1005165

80450.2

753.87

1202

3

1000172

1087187

87014.94

815.39

1300

4

1125057

1222937

97879.97

917.2

1463

5

1316158

1430663

114505.7

1073

1711

6

1601307

1740621

139313.7

1305.5

2082

7

2026164

2202441

176276.3

1651.8

2634

Chi phí vận hành hàng năm:

Cvh = kOM,V =106,15tr. VNĐ

Chi phí khấu hao:

Ckh1 = kkhV = 0,036.5307,01 = 191.05 triệu VNĐ

Page | 72

NHÓM 9_TỰ ĐỘNG HÓA 1-K5