Giáo trình cung cấp điện_Chương 7_Cung cấp điện thành phố7

Chia sẻ: Tranthi Kimuyen | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:37

Thêm vào BST

Báo xấu

321
lượt xem 196
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Tham khảo tài liệu 'giáo trình cung cấp điện_chương 7_cung cấp điện thành phố7', kỹ thuật - công nghệ, điện - điện tử phục vụ nhu cầu học tập, nghiên cứu và làm việc hiệu quả

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Giáo trình cung cấp điện_Chương 7_Cung cấp điện thành phố7

Chương 7 Cung cấp điện thành phố 7.1. Phụ tải điện thành phố Đặc điểm quan trong của hệ thống cung cấp điện thành phố là: mật độ phụ tải rất cao, địa bàn chật hẹp, yêu cầu về an toàn và thẩm mỹ cao v.v. Phụ tải mạng điện thành phố rất đa dạng, bao gồm phụ tải của các khu chung cư, phụ tải của khu vực hành chính sự nghiệp, phụ tải của các xí nghiệp sản xuất và phụ tải công cộng. Bài toán xác định được thực hiện trên cơ sở phụ tải tính toán của các điểm tải trên địa bàn thành phố. Lý thuyết chung về phụ tải điện đã được trình bày khá chi tiết ở chương 2. Việc xác định phụ tải nhà ở của các khu chung cư, khách sạn đã được trình bày ở chương 5. Phụ tải tính toán của các xí nghiệp công nghiệp được trình bày trong chương 6. Bài toán xác định phụ tải dịch vụ công cộng với những nét đặc thù riêng sẽ được trình bày dưới đây: 7.1.1. Tính toán phụ tải dịch vụ công cộng Phụ tải dịch vụ công cộng thuộc loại phụ tải rất đa dạng có tính chất gần với phụ tải sinh hoạt. Thông thường các hộ tiêu thụ điện có công suất trung bình và nhỏ được trang bị ở các công sở, hành chính như: - Trường học; - Thương mại; - Cửa hàng ăn uống; - Nhà văn hóa, rạp hát; - Nhà nghỉ, an dưỡng; - Khách sạn, nhà trọ v.v. Phụ tải dịch vụ công cộng thường được xác định trên cơ sở quy mô và hình thức dịch vụ, được thể hiện qua các đơn vị như diện tích, chỗ ngồi v.v. Công suất tính toán của cơ sở dịch vụ công cộng được xác định theo biểu thức: Pcc= p0c.m (7.1) Trong đó: 203
p0c – suất tiêu thụ điện của một đơn vị tính toán, kW/đ.vị (xem bảng 14.pl); m – số đơn vị. Tổng phụ tải tính toán dịch vụ công cộng được xác định theo biểu thức: Ptt  max(Pttn , Pttđ ) (7.2) Pttn – phụ tải tính toán ứng với thời điểm cực đại ngày; Pttđ – phụ tải tính toán ứng với thời điểm cực đại đêm; n Pttn  Pcc. max   ktMi Pcci (7.3) n 1 n Pttđ  Pcc. max   ktMi Pcci (7.4) đ 1 Рcc.max – giá trị phụ tải lớn nhất trong các cơ sở dịch vụ công cộng; Рcc.i, – giá trị phụ tải tính toán của cơ sở dịch vụ thứ i; kntMi , kđtMi – hệ số tham gia vào cực đại ngày/đêm của phụ tải lấy theo bảng 5.pl. 7.1.2. Phụ tải tính toán mạng điện phân phối Phụ tải tính toán trên thanh cái trạm biến áp trung gian được xác định theo phương pháp hệ số đồng thời: nb Ppp  k đtB  PttB (7.5) 1 Trong đó: PttB – phụ tải tính toán của trạm biến áp phân phối, kW; kđtB – hệ số đồng thời của các trạm biến áp, tra theo bảng 6.pl. nb – số lượng trạm biến áp. Nếu đã biết sơ đồ của mạng điện phân phối, thì phụ tải tính toán trên thanh cái trạm biến áp trung gian có thể xác định theo phương pháp số gia bằng cách tổng hợp từng cặp điểm tải bắt đầu từ cuối đường dây (xem mục 2.3.2 chương 2). 7.2. Sơ đồ mạng điện thành phố Bài toán xây dựng sơ đồ cung cấp điện tối ưu thực sự là bài toán phức tạp, vì nó phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố như: cấu trúc mạng điện, cấp điện áp, vị trí của các nguồn điện và các trạm biến áp v.v. Sơ đồ cung cấp 204
điện thành phố trước hết cần được xây dựng dựa trên các tham số và các mức điện áp tối ưu của các phần tử hệ thống. Cần phải lưu ý rằng các phần tử của sơ đồ cung cấp điện thành phố đồng thời cũng là các phần tử của hệ thống điện của cả vùng, tức là với sự hỗ trợ của chúng sẽ cho phép các nguồn điện làm việc song song và duy trì các chế độ làm việc cần thiết. Do số lượng các hộ dùng điện là vô cùng lớn, vì vậy việc lựa chọn sơ đồ không cần phải xét chi tiết đến các đặc tính của các hộ dùng điện độc lập, mà độ tin cậy yêu cầu được tính đến phụ thuộc vào tổng công suất tính toán. Độ tin cậy của sơ dồ được tính toán có xét đến sự tăng trưởng không ngừng của phụ tải theo thời gian. Có thể có nhiều dạng sơ đồ mạng điện khác nhau tùy thuộc vào quy mô và diện tích của thành phố. Nhìn chung có thể phân biệt ba dạng sơ đồ chính như sau: 7.2.1. Sơ đồ cung cấp điện cho thành phố nhỏ Đại diện của nhóm sơ đồ cung cấp điện cho thành phố nhỏ được thể hiện trên hình 7.1. Điện năng được cung cấp từ nhà máy điện địa phương (1) và từ hệ thống thông qua các trạm biến áp trung gian 110/(1035) kV (2). Việc phân phối điện năng đến các hộ dùng điện được thực hiện thông qua mạng phân phối trung áp 10 35 kV và mạng điện hạ áp với sự tham gia của các trạm biến áp phân phối (1035)/0,4 kV (3). Thông thường mạng điện phân phối trung áp được xây dựng theo sơ đồ mạch vòng, vận hành hở. Các trạm biến áp phân phối công suất khác nhau có nhiệm vụ cung cấp điện cho mạng hạ áp 0,38 kV, mà có thể được trang bị các cơ cấu dự phòng tương hỗ bởi các đường dây. Đối với các hộ dùng điện công nghiệp có thể cấp điện bởi các trạm biến áp riêng. Tùy theo mức độ yêu cầu, mạng điện có thể được trang bị các cơ cấu tự động đóng dự phòng. Đặc trưng của sơ đồ cung cấp điện cho thành phố nhỏ là chỉ sử dụng một cấp điện áp ở mạng điện cao áp của thành phố (trong sơ đồ hình 7.1. đó là cấp 1035kV). Mạng trung áp này có bán kính hoạt động xác định vì vậy chỉ có thể đấp ứng cung cấp điện chất lượng trong một phạm vi thích hợp.  1035kV Từ HTĐ 1 2 205 3 0,38kV M ạ ng đi ệ n 0,38kV trung áp 1035 kV
Hình 7.1 Sơ đồ mạng điện thành phố nhỏ 1- Nhà máy điện địa phương; 2 – Trạm biến áp trung gian; 3- Trạm biến áp phân phối 7.2.2. Sơ đồ cung cấp điện cho thành phố trung bình Nếu quy mô của thành phố lớn thì hệ thống cung cấp điện như đã xét ở sơ đồ trên không thể đáp ứng, do khả năng truyền tải của mạng trung áp có hạn. Việc cung cấp điện cho thành phố có quy mô trung bình được thực hiện bởi sơ đồ hình 7.2. Từ HTĐ 110 hoặc 220 kV 2 1  3 4 M ạ ng đi ệ n hạ á p 5 M ạ ng đi ệ n hạ á p 3 3 1035kV Đường dây dự phòng 2 2 110 hoặc 220 kV 206
Hình 7.2 Sơ đồ mạng điện thành phố trung bình Ở sơ1đồNnà y ácáđiện gịuồnưđnện2chTnạh –iếnhà tmág gđain;n – ịarạphbiếnng (1) – h à m y c n đ a ph ơi g; – í r m b n áp run y i ệ 3 đ T m ươ áp phân phối; 4 – Trạm phân phối; 5 – Trạm phân phối nội bộ xí nghiệp nằm trên lãnh thổ thành phố và trạm biến áp trung gian (2) có liên hệ với hệ thống quốc gia. Mạng điện cung cấp 110 220 kV được thiết kế theo kiểu mạch vòng bao trùm toàn bộ thành phố. Mạng điện này có vai trò không chỉ cung cấp điện cho thành phố mà còn duy trì sự liên hệ giữa mạng điện thành phố với hệ thống quốc gia, nói cách khác nó chính là một phần tử của hệ thống quốc gia. Các tham số chế độ của mạng điện này được xác định theo các điều kiện tương đồng, tức là một mặt, theo công suất trao đổi giữa các trạm biến áp thành phố với hệ thống quốc gia và, mặt khác, theo các điều kiện cung cấp cho các trạm biến áp 110220 kV. Tùy thuộc vào các điều kiện cụ thể, sơ đồ mạng điện 110220kV cũng có thể có các cấu trúc khác. Các trạm biến áp phân phối (3) 1035/0,4 kV, được cấp điện từ các trạm biến áp trung gian, đóng vai trò lag nguồn cung cấp cho các hộ dùng điện thông qua mạng điện hạ áp 0,38 kV. Tùy trường hợp cụ thể, các trạm biến áp này có thể được trang bị đường dây dự phòng, dẫn điện từ thanh cái phía thứ cấp của trạm biến áp trung gian lân cận trong trường hợp xẩy ra sự cố (đường chấm chấm trên hình 7.2). Trong trường hợp cần cung cấp điện cho các cụm công nghiệp, mạng điện phân phối có thể được trang bị các trạm phân phối (4) với công suất quá cảnh trong khoảng 310 MVA. Đôi khi các trạm phân phối là các trạm nội bộ của các xí nghiệp công nghiệp (5). Từ trạm phân phối (5) điện năng được phân bổ đến các trạm biến áp phân xưởng để qua đó cung cấp cho các hộ dùng điện công nghiệp. Sơ đồ cung cấp điện cho thành phố trung bình đặc trưng bởi hai cấp điện áp cao áp. 7.2.3. Sơ đồ cung cấp điện cho thành phố lớn 207
Điểm khác biệt của sơ đồ cung cấp điện cho các thành phố lớn (hình 7.3) là số lượng và công suất của nguồn cung cấp lớn hơn so với sơ đồ cung cấp điện cho thành phố trung bình. Từ HTĐ 110 hoặc 220 kV 35kV 22 kV 22 kV  0,4kV 22 kV 35kV 0,4kV Từ HTĐ 110 hoặc 220 kV Hình 7.3 Sơ đồ mạng điện thành phố lớn Mạng điện phân phối, chủ yếu dùng cấp điện áp 1035 kV, nhìn chung được xây dựng theo sơ đồ hình tia. Các phần tử của mạng điện cũng tương tự như sơ đồ đã xét ở trên. Mạng điện cung cấp 110 hoặc 220 kV được xây dựng theo sơ đồ mạch vòng, nó liên hệ tất cả các nguồn điện với nhau. Sơ đồ mạch vòng xác định phụ thuộc vào các điều kiện cụ thể, nhìn chung khá phức tạp. Mạng điện phân phối thường được xây theo sơ đồ dẫn sâu (tiếp cận mạng cao áp đến các trung tâm tải với số cấp điện áp tối thiểu). Mạng điện dẫn sâu nhìn chung được xây dựng theo sơ đồ tối giản dạng hai dự phòng tương hỗ cho nhau. 208
Như đã phân tích, mạng điện phân phối của thành phố bao gồm tập hợp các phần tử: các đường dây phân phối trung áp, các trạm biến áp phân phối và các đường dây hạ áp, đối với các khu vực với các điểm tải lớn, ngoài các phần tử kể trên còn có thêm các trạm phân phối quá cảnh. Sơ đồ tổng hợp của hệ thống cung cấp điện thành phố được thể hiện trên hình 7.4. Ở sơ đồ này mạng điện được phân cấp phả hệ: mạng truyền tải, mạng cung cấp và mạng phân phối. Truyền tải Cung cấp Phân phối CA/TA TA/HA Hình 7.4. Sơ đồ hệ thống cung cấp điện thành phố AT – Máy biến áp tự ngẫu; CA – Cao áp; TA –Trung áp; HA – Hạ áp. Để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, mạng điện thành phố được xây dựng với các mạch vòng của mạng cung cấp và mạng phân phối, có thể hỗ trợ cho nhau trong các trường hợp xẩy ra sự cố. Một trong những yêu cầu quan trọng trong việc xây dựng sơ đồ cung cấp điện thành phố là công suất ngắn mạch phải được đảm bảo trong giới hạn cho phép đối với các thiết bị áp dụng trong sơ đồ. Điều đó có thể thực hiện bằng cách phân chia 209
hệ thống thành từng phần nhỏ, lắp đặt các cuộn kháng điện tại các vị trí cần thiết v.v. 7.2.4. Trạm biến áp phân phối Hầu hết các trạm biến áp phân phối được bảo vệ bằng cầu chảy. Phía hạ áp được lắp đặt trong tủ phân phối với các lộ ra được bảo vệ bằng aptomat (hình 7.5a). Trạm biến áp phân phối của mạng điện thành phố có thể được xây dựng dưới dạng hợp bộ, trạm treo, hoặc trạm biến áp ngầm dưới lòng đất (hình 7.5). DCL CC CSC ApT A BI kWh A kWh CSH Ap b) a) DCL – dao cách ly; CC – cầu chảy cao áp; c) CSC – chống sét cao áp; CSH – chống sét hạ áp; ApT – aptomat tổng; Ap – aptomat lộ ra thang đè n cáp giữ cap hạ áp cáp cao áp Hộp nối dây nối đất bulông kéo kẹp nối đất 210 d) máy biến áp máy bơm Hình 7.5. Sơ đồ trạm biến áp phân phối: a) Sơ đồ nguyên lý; b) Trạm biến áp hợp bộ; c) Trạm biến áp treo; d) Trạm biến áp ngầm
Vị trí xây dựng trạm biến áp phân phối được xác định theo các phương pháp đã trình bày ở chương 3. Tuy nhiên đối với mạng điện thành phố đôi khi ta không có nhiều phương án lựa chọn vị trí trạm biến áp. Gần đây phương án xây dựng các trạm biến áp ngầm được áp khá phổ biến. Một trong những yêu cầu quan trọng của trạm biến áp ngầm là điều kiện thông thoáng và thoát nước. Thông thường ở trạm biến áp luôn có bố trí một cụm máy bơm dự phòng. Trong trường hợp hệ thống thoát nước làm việc kém hiệu quả thì máy bơm sẽ được huy động. Ưu điểm nổi bật của trạm biến áp ngầm là tiết kiệm diện tích và đảm bảo độ an toàn cao. Tuy nhiên yêu cầu về làm mát phải hết sức nghiêm ngặt. Để lựa chọn loại trạm biến áp cần phải giải bài toán kinh tế-kỹ thuật với việc so sánh các phương án khả thi. Việc phân tích các nguyên lý xây dựng sơ đồ cung cấp điện thành phố cho phép lựa chọn các phương án tối ưu. Bài toán lựa chọn sơ đồ cung cấp điện tối ưu cần được giải trên cơ sở phân tích kinh tế - kỹ thuật có xét đến các đặc điểm cụ thể về kinh tế, xã hội, địa lý, khí hậu, môi trường, nhân chủng v.v. 7.3. Đặc tính kinh tế - kỹ thuật của các phần tử mạng điện 7.3.1. Tiết diện kinh tế của đường dây cáp 211
Cũng như đường dây trên không, chi phí quy dẫn của đường dây cáp gồm hai thành phần (xem chương 3): Thành phần phụ thuộc vào vốn đầu tư (pdV) và thành phần phụ thuộc vào chi phí tổn thất: Zd = pdVd+3I2Rc10-3; (7.6) Trong đó: Vd – vốn đầu tư đường dây, đồng; pd – hệ số khấu hao và sử dụng hiệu quả vốn đầu tư; I – dòng điện truyền tải trên đường dây, A; R – điện trở của đường dây, ;  – thời gian tổn thất cực đại, h; c – giá thành tổn thất điện năng, đồng/kWh.  .l Thay Vd = ad+bdF và R  ta có: F  .l  .c 10 3  Z k  Z A Z d  pd (ad  bd F )l  3I 2 (7.7) F ad, bd – các hệ số kinh tế cố định và thay đổi của đường dây, đ/km và đ/(km.mm2);  - điện trở suất của vật liệu làm dây dẫn, .mm2/km; l – chiều dài đường dây, km; F – tiết diện dây dẫn, mm2. Mật độ dòng điện ứng với giá trị cực tiểu của hàm Zd được gọi là mật độ dòng điện kinh tế, được xác định theo biểu thức (3.17): pd bd 103 jkt  3   c Nếu đã biết mật độ dòng điện kinh tế jkt, thì tiết diện kinh tế của dây dẫn có thể được xác định dễ dàng theo biểu thức: I , mm2 (7.8) Fkt  jkt Trong trường hợp có xét đến sự phát triển của phụ tải theo thời gian với suất tăng trung bình hàng năm của phụ tải ap, thì tiết diện kinh tế của đường dây được xác định theo biểu thức: I M .c Fkt  a p (7.9) , mm 2 jkt 212
IM.c – giá trị dòng phụ tải cực đại năm cuối của chu kỳ thiết kế; ap - suất tăng phụ tải trung bình hàng năm, có thể xác định theo biểu thức: a p  0,15  0,25(i1  0,3) 2  0,35(iM .nh  0,1) 2 (7.10) I M .1 I M .nh là các hệ số, xác định theo tỷ lệ của các dòng điện: i1  iM .nh  ; I M .c I M .c IM.1 – giá trị dòng điện tính toán năm đầu của chu kỳ thiết kế; IM.nh – giá trị dòng điện tính toán lớn nhất của phụ tải. 7.3.2. Hệ số mang tải tối ưu của máy biến áp Chi phí quy đổi của trạm biến áp được xác định theo biểu thức: S2  ) c ; Z B  pbVB  (P0t  Pk (7.11) 2 S nB Trong đó: pB – hệ số khấu hao và sử dụng hiệu quả vốn đầu tư trạm biến áp; VB – vốn đầu tư trạm biến áp, đồng; Pk; P0 – tổn thất ngắn mạch và tổn thất không tải của máy biến áp, kW; S – phụ tải của máy biến áp, kVA; SnB – công suất định mức của máy biến áp, kVA; t và  – thời gian vận hành và thời gian tổn thất cực đại của máy biến áp, h. Suất chi phí trên một đơn vị công suất: Z B pbVB P0t.c Pk .c S 2 ZB cB     (7.12) ( ) S S S S S nB 4 ZB.min 2 1 Hình 7.7. Biểu đồ chi phí của trạm biến áp ZB=f(S) 1 – chi phí vốn đầu tư; 2 – chi phí tổn thất trong các cuộn dây; 3 3 – chi phí tổn thất trong lõi thép; S 4 – tổng chi phí của trạm biến áp 30 50 Skt 70 90 MVA Theo điều kiện cực tiểu suất chi phí, lấy đạo hàm (7.12), cB / S  0 và giải phương trình tìm được ta có thể xác định được công suất tối ưu (công suất kinh tế) của máy biến áp theo biểu thức: 213
pbVB  P0t.c S kt  S nB (7.13) Pk .c Khi đó hệ số mang tải tối ưu của máy biến áp sẽ là: S kt k mt .kt  (7.14) 100% S nB Có thể dễ dàng nhận thấy chi phí quy dẫn của trạm biến áp gồm ba thành phần: chi phí cho vốn đầu tư, tổn thất trong các cuộn dây và tổn thất trong lõi thép. Các kết quả khảo sát và tính toán đối với trạm biến áp 110 kV công suất 40 MVA cho thấy ứng với phụ tải tối ưu (Skt=67,5 MVA) thành phần cho phí vốn đầu tư chiếm khoảng 46%, chi phí tổn thất trong các cuộn dây – 44% và chi phí tổn thất trong lõi thép – 10% (hình 7.7). Từ biểu thức (7.14) ta thấy công suất tối ưu của máy biến áp phụ thuộc vào các tham số, các chỉ tiêu kinh tế, đặc tính của phụ tải và giá thành điện năng. Theo số liệu thống kê và kết quả tính toán hệ số mang tải tối ưu của một số máy biến áp cho trong bảng sau: Bảng 7.1. Các đặc tính tối ưu của máy biến áp 35 kV 110 kV Công suất kmt.kt, % suất chi phí Công suất kmt.kt, % suất chi phí $/kVA.năm Sn, MVA $/kVA.năm Sn, MVA 2,5 156 1,41 6,3 180 1,38 4 160 1,08 10 186 1,07 6,3 150 0,90 16 177 0,90 10 140 0,89 25 178 0,83 16 139 0,76 40 169 0,71 25 131 0,63 63 156 0,62 Phân tích các kết quả tính toán, ta thấy công suất tối ưu của phụ tải máy biến áp lớn hơn công suất định mức của chúng. Tuy nhiên các máy biến áp đồng thời phải làm việc theo các điều kiện kỹ thuật, đặc biệt là nhiệt độ đốt nóng cho phép, vì vậy trong thực tế các máy biến áp không thể làm việc ở chế độ mang tải tối ưu. Các kết quả tính toán cũng cho thấy 214
phụ tải tối ưu của máy biến áp đạt được khi tổn thất không tải bằng tổn thất ngắn mạch, tức là khi P0 = Pk. 7.3.3. Điều kiện chung lựa chọn công suất tối ưu của trạm biến áp thành phố Công suất của máy biến áp và song song với nó là số lượng máy có ảnh hưởng trực tiếp đến tất cả bài toán liên quan đến việc xây dựng sơ đồ cung cấp điện thành phố. Trong các điều kiện xác định việc lựa chọn công suất tối ưu của máy biến áp có thể được thực hiện theo phương pháp so sánh các phương án. Tuy nhiên, phương pháp này không cho kết quả tin cậy, vì do sự chi phối của khối lượng tính toán, số lượng các phương án đưa ra so sánh thường bị hạn chế, điều đó có thể dẫn đến sự bỏ sót các phương án mà có thể là tối ưu. Về lý thuyết, cần xác định mối quan hệ tối ưu giữa các tham số của các phần tử hệ thống cung cấp điện sao cho tổng chi phí quy dẫn liên quan đến sự truyền tải và phân phối điện năng của hệ thống là nhỏ nhất. Ví dụ nếu tăng công suất của trạm biến áp thì sẽ giảm được số lượng trạm biến áp, do đó giảm được chi phí cho mạng điện cung cấp. Tuy nhiên, trong trường hợp này sẽ làm tăng bán kính hoạt động của mạng điện phân phối của mối trạm biến áp, điều đó dẫn đến tăng chi phí của các mạng điện này. Như vậy, công suất của trạm biến áp và các tham số của mạng điện phải được chọn sao cho các chỉ tiêu tổng hợp của hệ thống cung cấp điện là tốt nhất. Trên hình 7.8 biểu thị sơ đồ lý tưởng (với giả thiết phụ tải phân bố đều trên toàn bộ lãnh thổ) sự thay đổi của chiều dài đường dây phụ thuộc vào số lượng trạm biến áp thành phố. l4 l2 l3 L4 L1 L2 L3 l1 a) c) b) d) 215
Hình 7.8. Sơ đồ tính toán so sánh các phương án cung cấp điện a) N1=1; L1=4; l1=32; b) N2=2; L2=8; l2=24; c) N3=4; L3=14; l3=16; d) N4=8; L4=23; l4=8;  - Trạm biến áp thành phố O - Trạm biến áp phân phối; Giả sử các đường dây cung cấp được thực hiện bằng mạch kép, còn các đường dây phân phối là mạch đơn, nếu coi khoảng cánh giữa các trạm biến áp phân phối là một đơn vị, thì với phương án một trạm biến áp thành phố N1=1 (hình 7.8a), chiều dài tương đối của đường dây cung cấp sẽ là L1=4 và tổng chiều dài đường dây phân phối l1=32; Với phương án hai trạm biến áp N2 thì tương ứng: L2=8; l2=24 (hình 7.8b), tương tự đối với các phương án khác thể hiện trên các sơ đồ hình 7.8c và hình 7.8d. Như vậy với việc tăng số lượng trạm biến áp hoặc giảm công suất của trạm sẽ làm tăng đường dây cung cấp và giảm đường dây phân phối. Biểu thị z1 và z2 là suất chi phí tính toán tương ứng của mỗi km đường dây cung cấp và đường dây phân phối. Nếu bỏ qua thành phần chi phí của các trạm biến áp thì ta có thể xác định giới hạn giữa phương án 1 và phương án 2 theo điều kiện cân bằng chi phí: z1L1+z2l1= z1L2+z2l2; (7.15) Từ đó rút ra: l l z1 1 2; (7.16) z 2 L2  L1 Chi phí quy dẫn của các phương án bằng nhau khi tỷ số giữa hiệu chiều dài các đường dây phân phối và chiều dài các đường dây cung cấp bằng tỷ số giữa các suất chi phí tính toán của các mạng điện này. Sự phân tích (7.16) cho phép lựa chọn số lượng và công suất tối ưu của trạm biến áp thành phố. Ở trường hợp bằng nhau của chi phí tính toán thì phương án có số lượng trạm biến áp ít hơn sẽ được ưu tiên. Theo kết quả tính toán lý thuyết, tỷ lệ (l1-l2)/(L2-L1) ở sơ đồ a) và b) là 2,0 còn ở các sơ đồ c) và d) là 1,33. 7.3.4. Xác định bán kính tối ưu của lưới phân phối Bài toán xây dựng sơ đồ cung cấp điện với cấp điện áp xác định sẽ phải đụng chạm đến vấn đề bán kính tối ưu của mạng điện, tức chiều dài tối 216
ưu của đường dây phân phối từ trạm biến áp thành phố đến các trạm biến áp phân phối. Chiều dài tối ưu của đường dây phụ thuộc vào công suất truyền tải trên đường dây. Lời giải của bài toán này có thể nhận được trên cơ sở giải bài toán tối ưu với hàm mục tiêu là chi phí tính toán phụ thuộc vào mật độ phụ tải trong khu vực. Bán kính kinh tế hay tối ưu của lưới điện phân phối là bán kính hoạt động của lưới điện mà có chi phí nhỏ nhất. Từ mô hình toán học của hệ thống điện chúng ta chỉ xét các thành phần của chi phí tính toán có liên quan đến bán kính r của lưới phân phối. 3 .rJ . . .c pm  b 2 b  pd bd  .r  pc ac ; (7.19) Z 4U cos  .103 4 3JU. cos 4r 2r Trong đó: pc, pd, pb – hệ số khấu hao và sử dụng hiệu quả vốn đầu tư đường dây cung cấp, đường dây phân phối và trạm biến áp; r – nửa cạnh hình vuông của diện tích (hình vuông đẳng trị) bao phủ bởi mạng điện phân phối, km;  - Hệ số phân nhánh của đường dây; ac - hệ số kinh tế cố định của đường dây cung cấp, đ/km; bd - hệ số kinh tế thay đổi của đường dây phân phối, đ/(mm2.km); m – hệ số kinh tế cố định của trạm biến áp, đ;  – thời gian hao tổn cực đại, h; c – giá thành tổn thất điện năng, đ/kWh;  - mật độ phụ tải, kW/km2; j – mật độ dòng điện kinh tế; U – điện áp định mức của đường dây phân phối; cos - hệ số công suất trung bình của phụ tải. Z Lấy đạo hàm và cho triệt tiêu sau một vài biến đổi đơn giản ta được r phương trình:  ( pd bd  3 j 2  .c 103 r3 - acpc.r - pb.mb = 0 ; (7.20) 2 3Uj cos  Nghiệm của phương trình bậc ba trên là nửa cạnh hình vuông đẳng trị, giá trị này cần nhân với hệ số hiệu chỉnh để có bán kính kinh tế của mạng điện phân phối: 217
2r rkt   1,13.r (7.21)  Chiều dài đường dây phân phối phụ thuộc rất nhiều vào các đặc tính kinh tế-kỹ thuật của các loại dây cáp. Tổng chi phí của các phương án bao gồm chi phí cho các trạm biến áp, chi phí cho đường dây và chi phí tổn thất. Các kết quả tính toán và phân tích cho thấy tỷ lệ trung bình của các thành phần này tương ứng là 23, 51 và 26%. 7.4. Thiết kế chiếu sáng đường phố 7.4.1. Các yêu cầu cơ bản Các tiêu chuẩn về chất lượng chiếu sáng đường bộ yêu cầu đảm bảo cho phép thị giác phản ứng nhanh chóng, chính xác và tiện nghi. Để đạt được điều đó cần lưu ý: 1) Độ chói mặt đường Đại lượng quang học tác động trực tiếp đến người lái xe là độ chói. Độ chói trung bình của mặt đường do người lái xe quan sát khi nhìn mặt đường ở tầm xa 170m xét khi thời tiết khô. Phạm vi quan sát mặt đường được xét đến dưới góc 0,5o đến 1,5o và trải dài từ 60 đến 170 m từ vị trí người lái xe (hình 7.9). Mức độ yêu cầu phụ thuộc vào loại đường (mật độ giao thông, tốc độ, vùng đô thị hay nông thôn…) trong các điều kiện làm việc bình thường. 1,50 10 0,50 60m 170m Hình 7.9. Phạm vi quan sát mặt đường của tài xế Độ chói của mặt đường phụ thuộc vào các nhân tố: Đặc điểm của mặt đường; Tốc độ của phương tiện giao thông; Giải pháp chiếu sáng (kiểu chiếu sáng, kiểu đèn, kiểu bố trí đèn, chiều cao treo đèn v.v.). 2) Độ đồng đều của độ chói 218
Độ chói tại các điểm trên mặt đường không thể giống nhau, vì mặt đường không phải là bề mặt phản xạ khuếch tán đều, mà là phản xạ hỗn hợp, bởi vậy độ chói sẽ khác nhau từ các hướng quan sát khác nhau. Độ đồng đều chung được xác định theo biểu thức: Lmin k0  ; (7.22) Ltb Độ đồng đều dọc được xác định theo biểu thức: Lmin k1  ; (7.23) Lmax Trong đó: Lmin, Ltb và Lmax – độ chói nhỏ nhất, độ chói trung bình và độ chói cực đại trên mặt đường, cd/m2. Cần chú ý sự khác nhau của công thức hệ số đồng đều: giá trị của k0 từ 0,4 có thể đảm bảo tri giác nhìn chính xác khi nhìn mặt dường thấy phong cảnh thấp thoáng, còn gọi là “hiệu ứng bậc thang”. Nếu độ đồng đều theo chiều dọc k1 lớn hơn 0,7, thì hiệu ứng này không còn nữa. Ngoài hai chỉ tiêu về độ đồng đều của độ chói, người ta cũng quan tâm đến độ đồng đều của độ rọi, mà được xác định theo biểu thức: Emin kE  (7.24) Etb Emin, Etb – giá trị độ rọi ở điểm tối nhất và giá trị trung bình của độ rọi trên mặt đường chiếu sáng. 3) Tiêu chuẩn chói lóa mất tiện nghi Các yếu tố như sự loá mắt không tiện nghi, sự cản trở và mệt mỏi do số lượng và quang cảnh của các đèn xuất hiện trong trường nhìn, liên quan đến độ chói trung bình của con đường. Sự chói lóa mất tiện nghi là nguyên nhân nguy hiểm dẫn đến những tai nạn đáng tiếc. Để đánh giá đại lượng này người ta đưa ra một khái niệm “chỉ số loá mắt” G (Glare index). Giá trị của chỉ số G được xác định theo biểu thức: G = ISL+0,97.lg(Ltb) + 4,41lg(H’) – 1,46lg(Nđ); (7.25) Trong đó: 219
ISL- chỉ số riêng của đèn (do nhà sản xuất cung cấp, thường có giá trị trong khoảng 36) H – độ cao treo đèn, m; H’ – độ cao tính từ vị trí quan sát đến vị trí đèn (H’= H -1,5m); Ltb – độ chói trung bình trên mặt đường, cd/m2; Nđ – số lượng đèn trên một km đường. Theo kết quả phân tích thực nghiệm, các giá trị của chỉ số G được đánh giá như sau: Giá trị của Hiệu ứng G 1 Chói lóa quá mức chịu đựng 5 Chói lóa ở mức chịu đựng được 9 Không cảm nhận được sự chói lóa Hiệu quả dẫn hướng nhìn khi lái xe phụ thuộc vào vị trí của các điểm sáng trên các đường cong, loại nguồn sáng trên một tuyến đường và tín hiệu báo trước những nơi cần chú ý (đường vòng, chỗ thu thuế đường, ngã tư…) cũng như các lối rẽ vào của con đường nhánh v.v. 7.4.2. Phân cấp chiếu sáng đường phố Việc phân cấp chiếu sáng cho phép áp dụng các chỉ tiêu thích hợp trong thiết kế đảm bảo chất lượng tốt nhất. Tiêu chuẩn CIE xác định các cấp chiếu sáng biểu thị các giá trị tối thiểu phải thoả mãn với chất lượng phục vụ (bảng 7.2). Bảng 7.2 Tiêu chuẩn chiếu sáng ứng với các cấp khác nhau (theo CIE) Cấp Loại đường Vỉa Ltb ko=Lmin/Ltb k1=Lmin/Lmax G 2 hè cd/m A Xa lộ 2 0,4 0,7 6 Xa lộ cao tốc B Đường cái Sáng 2 0,4 0,7 5 Tối 1  2 Đường hình tia 6 220
C Thành phố hoặc Sáng 2 0,4 0,7 5 đường có ít người Tối 1 6 đi bộ D Các phố chính Sáng 2 0,4 0,7 4 Các phố buôn bán E Đường vắng Sáng 2 0,5 4 Tối 0,5 5 Việc lựa chọn cấp chiếu sáng phù hợp với điều kiện cụ thể cần phải xét đến các yếu tố sau: - Sự hiện diện của các loại phương tiện giao thông; - Bề rộng của mặt đường; - Sự hiện diện của các nút giao thông. 7.4.3 Thiết kế chiếu sáng đường phố Quá trình thiết kế chiếu sáng đường phố được thực hiện theo trình tự tính toán sơ bộ như sau: - Chọn sơ đồ bố trí thiết bị chiếu sáng; - Chọn nguồn sáng (loại đèn) và loại thiết bị chiếu sáng; - Xác định chiều cao treo đèn; - Xác định khoảng cách giữa các thiết bị chiếu sáng; - Xác định độ chói; - Tính toán kinh tế-kỹ thuật so sánh các phương án 1) Sơ đồ bố trí thiết bị chiếu sáng Kiểu bố trí thiết bị chiếu sáng có ảnh hưởng trực tiếp đến các chỉ tiêu và chất lượng chiếu sáng. Việc chọn đúng sơ đồ bố trí thiết bị chiếu sáng cho phép đảm bảo tính kinh tế-kỹ thuật của hệ thống chiếu sáng. Việc chiếu sáng đường phố có thể thực hiện với các thiết bị chiếu sáng phân bố đều theo chiều dài. Phụ thuộc vào chiều rộng, địa hình và yêu cầu độ rọi có thể xây dựng sơ đồ bố trí đèn theo một, hai dãy, kiểu trục giữa hoặc sơ đồ so le (hình 7.10). 221
a) c) d) b) Hình 7.10. Sơ đồ bố trí đèn chiếu sáng đường phố: a) – Một dãy; b) – Kiểu trục giữa; c) Hai dãy; d) – Kiểu so le. a) Sơ đồ một dãy Sơ đồ một dãy được áp dụng khi bề rộng mặt đường nhỏ hơn 10 m với cường độ các phương tiện giao thông không, khoảng cách giữa các đèn có thể lấy bằng l =3040m và chiều cao treo đèn H = 67m. Khi gặp đoạn đường cong thì cần bố trí dãy đèn ở phía ngoài đường cong để chỉ dẫn cho các lái xe. Yêu cầu để đảm bảo độ đồng đều là chiều cao treo đèn (H) phải không nhỏ hơn bề rộng (b) của mặt đường (H b). Sơ đồ này đơn giản, nhưng có nhược điểm cơ bản là độ chiếu sáng trên mặt đường không đều. b) Sơ đồ trục giữa Sơ đồ trục giữa thường được áp dụng đối với đường đôi, ở giữa có dải phân giới. Sơ đồ trục giữa cũng có thể áp dụng đối với các đường phố hẹp, đèn được treo trên các sợi cáp chăng ngang. Sơ đồ này làm tăng chi phí do việc treo đèn khó khăn và phức tạp. Nó chỉ nên áp dụng khi bề rộng của đường từ 10 25m. Để thỏa mãn độ đồng đều của chiếu sáng thì phải đảm bảo điều kiện H b. c) Sơ đồ hai dãy Sơ đồ hai dãy thường được áp dụng khi bề rộng đường trên 30 m, chiều cao treo đèn khoảng H=79 m và đôi khi có thể hơn. Điều kiện để đảm bảo độ đồng đều chiếu sáng ngang là: H0,5b. d) Sơ đồ so le Sơ đồ kiểu so le tiết kiệm hơn so với sơ đồ hai chiều, nó thường áp dụng hiệu quả đối với trường hợp đường có hai chiều chuyển động. Điều kiện đảm bảo độ đồng đều chiếu sáng ngang là: 2 H (7.26) b 3 222