Phân tích nguồn cung cấp phụ tải

CHƯƠNG I PHÂN TÍCH NGUỒN CUNG CẤP VÀ PHỤ TẢI 1.1 Số liệu về nguồn: Nguồn điện ban đầu gồm 1 HTĐ và 1 nhà máy điện Trạm biến áp trung gian có công suất rất lớn hệ số công suất cos= 0,85 điện áp danh định tại thanh góp hệ thống Udđ = 110 KV nhà máy điện gồm 4 tổ máy công suất định mức 100 MW hệ số công suất cos= 0,85, điện áp đầu cực máy phát UF = 10,5 KV .Khoảng cách từ nhà máy điện đến hệ thống là khoảng 120 KM 1.2Số liệu phụ tải: Phụ tải bao gồm 9 hộ tiêu thụ có các số liệu trong chế độ phụ tải sau : Các số liệu Các hộ tiêu thụ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Phụ tải cực đại Pmax (MW) 42 40 38 36 34 24 28 35 30 Hệ số công suất cos 0,92 0,9 0,88 0,87 0,88 0,86 0,9 0,9 0,87 Mức đảm bảo cung cấp điện I I I I I III I I I Yêu cầu điều chỉnh điện áp KT KT KT KT KT T KT KT KT Điện áp danh định lưới điện 10 10 10 10 10 10 10 10 10 Thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax = 5000h Phụ tải cực tiểu bằng 50% Phụ tải cực đại Hệ số đồng thời K = 1 *) Nhận xét :Nhìn chung các phụ tải có công suất trung bình 30-35 MW nhưng phân bố phân tán xa nguồn phát ,về sơ bộ có thể khoanh vùng các phụ tải như sau : Phụ tải 2,4,5,6 do hệ thống cung cấp Phụ tải 1,7,8,9 do nhà máy điện cung cấp Phụ tải 3 do nhà máy điện hay HTĐ cung cấp Các phụ tải đều có công suất nhỏ nên có thể phải đặt bù công suất phản kháng. Có 8 phụ tải loại 1 nên phải sử dụng đường dây kép và trạm biến áp có hai máy biến áp để cung cấp điện đến các phụ tải này ,phụ tải 6 là phụ tải loại 3 nên chỉ cần dùng đường dây đơn và trạm biến áp gồm 1 máy biến áp . Bảng các số liệu phụ tải Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pmax(MW) 42 40 38 36 34 24 28 35 30 Pmin(MW) 29,4 28 26,6 25,2 23,8 16,8 19,6 24,5 21 cos 0,92 0,9 0,88 0,87 0,88 0,86 0,9 0,9 0,87 Qmax(MVar) 17,89 19,37 20,51 20,4 18,35 14,24 13,56 16,95 17 Qmin(MVar) 12,523 13,56 14,36 14,28 12,84 9,968 9,492 11,86 11,9 Pđm = 300 MW Công suất phát kinh tế là : Pfkt = 80% Pfđm = 80%. 300 = 240 (MW) Công suất phụ tải yêu cầu ở chế độ cực đại Pptmax = 307(MW) lớn hơn Pfkt của nhà máy điện nên mang điện phải lấy thêm công suất từ hệ thống . Trong chế độ cực tiểu : Pmin = 70%Pmax= 214.9 (MW) CHƯƠNG II CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG VÀ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Trong hệ thống điện chế độ vận hành chỉ tồn tại khi có sự cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng. Việc cân bằng công suất trong hệ thống trước hết là kiểm tra khả năng cung cấp và tiêu thụ điện trong trong hệ thống. từ dó có thể bố trí sơ bộ phụ tải xác định phương thức vận hành cho nhà máy điện trong hệ thống điện, trong các trạng thái vần hành cực đại, cực tiểu sự cố dựa trên sự cân bằng từng khu vực, đặc điểm và khả năng cung cấp của nhà máy và hệ thống . 2.1.Cân bằng công suất tác dụng : Cân bằng công suất tác dụng thật sự cần thiết để dữ được tần số bình thường trong hệ thống f = 500 HZ điều đó có nghĩa là tổng công suất phát ra phải bằng tổng công suất tác dụng yêu cầu Pf = Pyc 2.1.1 Công suất tác dụng yêu cầu: Công suất tác dụng yêu cầu bao gồm : + Tổng công suất tác dụng do phụ tải yêu cầu Ppt (MW) với hệ số đồng thời m = 1 + Tổng tổn thất công suất tác dụng của mạng điệnP(MW). Tổn thất này chiếm 5-8% tổng công suất tác dụng do phụ taỉ yêu cầu,trong trường hợp tính toán ban đầu ta lấy bằng 8% + Tổng công suất tự dùng của nhà máy nhiệt điện là Ptd (MW), công suất tự dùng chiếm khoảng 10% công suất phát của nhà máy nhiệt điện Từ đó ta có lượng công suất tác dụng yêu cầu : Pyc= m.+ + Nếu phải tăng công suất phát lên, nếu nhà máy đã phát lên hết công suất định mức mà vẫn không đủ thì phải lấy thêm từ hệ thống. += m. +++ Trong đó : : Tổng công suất phát của nhà máy điện = 240(MW) : Công suất tác dụng lấy từ hệ thống :Tổng công suất yêu cầu của phụ tải ở chế độ max : Tổng tổn thất trên đường dây và máy biến áp = 5% :Tổng công suất dự trữ lấy từ hệ thống nên coi = 0 Ta có : 320 + PHT = 307 + 0,05.307 + 0,1.240 = 26,35 MW Như vậy trong chế độ phụ tải cực đại, nhà máy cần 1 lượng công suất là : 26,35 MW từ hệ thống 2.2 Cân bằng công suất phản kháng: Cân bằng công suất phản kháng để dự trữ điện áp bình thường trong hệ thống, sự thiếu hụt công suất phản kháng sẽ làm điện giảm sút . Phương trình cân bằng công suất phản kháng += m. +++++(2.2) Trong đó : :Tổng công suất phản kháng phát ra ở nhà máy điện = = 240.0,62 = 148.8 với cos= 0,85 : Công suất phản kháng từ hệ thống = Pht.tght = 26,35.0,62 = 16,34 Mvar :Tổng công suất phản kháng của phụ tải ở chế độ cực đại = = 307.0.539 = 165,7 Mvar :Tổn thất công suất phản kháng trên các đoạn đường dây :Công suất phản kháng của đường dây sinh ra với mạng 110 KV trong tính toán sơ bộ coi = :Tổn thất công suất phản kháng trong MBA = 15%.= 165,7.15% = 24,85 Mvar = = 24.0,88 = 21,12 Mvar : Coi bằng 0 Từ công thức (2.2) Ta có : 148,8 + 16,34 165,7 + 24,85 + 21,12 164,34 210,97 Ta thấy công suất phản kháng do nhà máy và hệ thống cung cấp nhỏ hơn tổng công suất phản kháng mà phụ tải yêu cầu nên ta phải bù sơ bộ : Lượng cần bù : Qb = Qycf - Q = 210,97 – 164,34 = 46,63 Mvar Ta tiến hành bù cho các hộ có cos thấp, bù hộ xa nguồn, bù cos tối đa 0,95 – 0,97 ta thấy cần phải bù cho các hộ 2,3,45,6,7,8,9 lên cos = 0,95 Ta có bảng bù cos : phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pmax (MW) 42 40 38 36 34 24 28 35 30 cos 0,92 0,9 0,88 0,87 0,88 0,86 0,9 0,9 0,87 Qi 17,89 19,37 20,51 20,4 18,35 14,24 13,56 16,95 17 cosb 0,92 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 Qib 17,89 13,15 12,49 11,83 11,17 7,89 9,2 11,5 9,86 Tæng l­îng Qbï lµ 53,29 Mvar ®¶m b¶o cung cÊp ®ñ cho phô t¶i CHƯƠNG III TÍNH TOÁN LỰA CHỌN CÁC PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU Nguyên tắc chủ yếu của công tác thiết kế mạng điện là cung cấp điện với chất lượng điện năng cao, độ tin cậy cấp điện cao,đảm bảo yêu cầu kinh tế. Mục đích tính toán thiết kế là nhằm tìm ra một phương án phù hợp nhất với những phương án phù hợp nhất với những nguyên tắc đã nêu ở trên. 3.1 Dự kiến các phương án nối dây của mạng : Qua phân tích nguồn điện và các phụ tải ta thấy : Có 8 phụ tải loại I và 1 phụ tải loại III, các phụ tải yêu cầu dộ tin cậy cung cấp điện cao, ta phải cung cấp từ 2 nguồn riêng biệt, lô kép hoặc mạch vòng . Theo tính toán sơ bộ ta nhận thấy ở chế độ vận hành bình thường, hệ thống cung cấp khoảng 26,35 MW cho mạng điện, vì vậy ta bố trí một số phụ tải lấy điện trực tiếp từ hệ thống Ta có một số phương án sau : HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 Phương án I HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 Phương án II Phương án III HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 Phương án IV HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 Phương án V HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 Phương án VI HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 Phương án VII HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 Phương án VIII HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 Phương án IX HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 Phương án X Ta chỉ Giữ lại phương án 1,2,3,4,5,6 để tính toán kỹ thuật lựa chọn phương án tối ưu. Các phương án 7,8,9,10 do chiều dài đường dây quá lớn gây nên sự lãng phí không cần thiết, và các phưong án này cũng không tực tế… 3.2 Tính toán kỹ thuật các phương án : 3.2.1 Lựa chọn điện áp danh định : Một trong những công việc lúc thiết kế lưới điện là lựa chọn đúng điện áp của đường dây tải điện. Chọn điện áp danh định cho mạng điện ảnh hưởng trực tiếp đến tính kỹ thuật và tính kinh tế của mạng điện . Điện áp danh định cho mỗi đoạn đường dây phụ thuộc chiều dài các đoạn đường dây và công suất chạy trên đường dây đó như sau : U = 4,34. (KV) Trong đó : l :Khoảng cách truyền tải (km) P :Công suất truyền tải (MW) Ta chọn điện áp định mức cho mạng điện khu vực thiết kế là 110 KV.Ta dùng dây AC cho tất cả các lộ đường dây, với F 70 ( mm2) để thoả mãn điều kiện vầng quang. Tất cả các phụ tải đều có thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax = 5000 h tra bảng được Jkt = 1,1 (A/mm2) .Các dây dẫn đặt trên không với khoảng cách trung bình hình học = 5 m. Công thức tính thiết diện dây dẫn : F = F: Tiết diện dây dẫn (mm2) Imax : Dòng qua dây ở chế độ max *) IN-1max = (A) Smax : Công suất chạy trên đoạn đường dây ở chế độ max (MVA) Uđm : Điện áp định mức mạng điện 110 KV HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 3.2.1 Phương án I : *) Chọn tiết diện dây dẫn : Tính dòng công suất trên các lộ : Đoạn HT – 4 : SH-4 = S4 = 36 + j 11,83 Đoạn HT – 5 : SH-5 = S5 = 34 + j 11,17 Đoạn HT – 6 : SH-6 = S6 = 24 + j 7,89 Đoạn N – 2 : PN-2 = Pfkt – ( Ptd + P3 + P7 + P8 + P9 + P1 ) = 43(MW) QN2 = 43 . 0,62 = 26,66(MVar) SN2 = 43 +j26,66 Đoạn N – 1 : SN-1 = S1 = 42 + j 17,89 Đoạn N – 3 : SN-3 = S3 = 38 + j 12,49 Đoạn N – 7 : SN-7 = S7= 28 + j 9,2 Đoạn N – 8 : SN-8 = S8= 35 + j 11,5 Đoạn N – 9 : SN-9 = S9= 30 + j 9,86 Đoạn H – 2 : SH-2 = SN-2 – S2 = 43 + j26,66 – 40 + j 13,15 = 3 + j 13,51 Ta có : *) IH-4max = = 99,45 (A) FH-4 = = 90,4 ( mm2) Ta chọn dây AC – 95 có Icp = 330 (A) *) IH-5max = = 93,92 (A) FH-5 = = 85,38 ( mm2) Ta chọn dây AC – 95 có Icp = 330 (A) *) IH-6max = = 132,6 (A) FH-6 = = 120,54 ( mm2) Ta chọn dây AC – 120 có Icp = 380 (A) *) IH-2max = = 36,32 (A) FH-2 = = 33,02 ( mm2) Ta chọn dây AC – 70 có Icp = 265 (A) *) IN-1max = = 119,8 (A) FN-1 = = 108,9 ( mm2) Ta chọn dây AC – 120 có Icp = 380 (A) *) IN-3max = = 104,97 (A) FN-3 = = 95,43 ( mm2) Ta chọn dây AC – 95 có Icp = 330 (A) *) IN-7max = = 77,34 (A) FN-7 = = 70,32 ( mm2) Ta chọn dây AC – 70 có Icp = 265 (A) *) IN-8max = = 96,68 (A) FN-8 = = 87,89 ( mm2) Ta chọn dây AC – 95 có Icp = 330 (A) *) IN-9max = = 82,87 (A) FN-9 = = 75,34 ( mm2) Ta chọn dây AC – 95 có Icp = 330 (A) *) IN-2max = = 132,78 (A) FN-2 = = 120,71 ( mm2) Ta chọn dây AC – 120 có Icp = 380 (A) -) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố nặng nề nhất : Giả sử đứt đoạn dây H-2 , N-2 Đoạn N-2 : Isc = 2 ImaxN2 = 2.132,78 = 265,56 380 (A) đạt yêu cầu Đoạn H-2 : Isc = 2 ImaxH2 = 2.36,32 = 72,64 265 (A) đạt yêu cầu -) Trường hợp sự cố 1 tổ máy phát : Khi sự cố 1 tổ máy phát điện thì 2 máy phát điện còn lại phát hết công suất . Tổng công suất tác dụng của nhà máy là = 2.100 = 200 (MW) Tổng công suất tự dùng của nhà máy điện là : = 10% = 10%.200 = 20 MW Tổng công suất chạy trên đoạn H-2 là : PH-2 = - - = 200 – 20 – 94 = 86 (MW) QH-2 = PH-2.tg = 3 . 0,62 = 1,86 (MVar) SH-2 = 3 + j 1,86 IH-2sc = = 9.26 (A) Icp Công suất trên đoạn N-2 : SN-2 = S2 + SH2 = 40 + j13,15 + 3 + 1,86 = 43 + j15,01 IN-2sc = = 119,53 (A) Icp Đạt yêu cầu Bảng các chỉ tiêu kỹ thuật phương án I: Đoạn Imax(A) Ftt (mm2) Dây AC Icp(A) Isc(A/ mm2) Jkt(A/mm2) Kết luận N1 119,8 108,9 120 380 239,6 1,1 Đạt yêu cầu N3 104,97 95,43 95 330 209,94 1,1 Đạt yêu cầu N7 77,34 70,3 70 265 154,68 1,1 Đạt yêu cầu N8 96,68 87,89 95 330 193,36 1,1 Đạt yêu cầu N9 82,87 75,34 95 330 165,74 1,1 Đạt yêu cầu N2 132,78 120,71 120 380 265,56 1,1 Đạt yêu cầu H2 36,32 33,02 70 265 72,64 1,1 Đạt yêu cầu H4 99,45 90,4 95 330 198,9 1,1 Đạt yêu cầu H5 93,92 85,38 95 330 187,84 1,1 Đạt yêu cầu H6 132,6 120,54 120 380 265,2 1,1 Đạt yêu cầu Tổn thất điện áp trên các đường dây được xác định theo công thức U% = .100% P : Công suất tác dụng trên đường dây (MW) Q : Công suất tác phản kháng trên đường dây (MVar) R = r0.l () X = x0.l () Máy biến áp không điều áp dưới tải : U%btmax 10% U%scmax 20% Máy biến áp điều áp dưới tải : U%btmax 15% - 20% U%scmax 20% - 25% *) Đoạn N-1, Dây AC-120, r0 = 0,27(/km), x0 = 0,423(/km), b0= 2,69.10-6(S/km), l = 68,15 (km) RN-1 = =9,2(/km) XN-1 = =14,4(/km) U%bt = .100% = 5,32% Khi bị sự cố đứt đoạn dây N1 : U%sc = 2U%bt = 5,32% . 2 = 10,64% *) Đoạn N-3, Dây AC-95, r0 = 0,33(/km), x0 = 0,429(/km), b0= 2,65.10-6(S/km), l = 43,68 (km) RN-3 = =7,2(/km) XN-3 = =9,37(/km) U%bt = .100% = 3,23% Khi bị sự cố đứt đoạn dây N3 : U%sc = 2U%bt = 3,23% . 2 = 6,46% *) Đoạn N-7, Dây AC-70, r0 = 0,46(/km), x0 = 0,44(/km), b0= 2,58.10-6(S/km), l = 75,8 (km) RN-7 = =17,43(/km) XN-7 = =16,68(/km) U%bt = .100% = 5,3% Khi bị sự cố đứt đoạn dây N7 : U%sc = 2U%bt = 5,3% . 2 = 10,6% *) Đoạn N-8, Dây AC-95, r0 = 0,33(/km), x0 = 0,429(/km), b0= 2,65.10-6(S/km), l = 60,83 (km) RN-8 = =10,04(/km) XN-8 = =13,05(/km) U%bt = .100% = 4,25% Khi bị sự cố đứt đoạn dây N8 : U%sc = 2U%bt = 4,25% . 2 = 8,5% *) Đoạn N-9, Dây AC-95, r0 = 0,33(/km), x0 = 0,429(/km), b0= 2,65.10-6(S/km), l = 78,58 (km) RN-9 = =12,97(/km) XN-9 = =16,86(/km) U%bt = .100% = 4,59% Khi bị sự cố đứt đoạn dây N9 : U%sc = 2U%bt = 4,59% . 2 = 9,18% *) Đoạn N-2, Dây AC-120, r0 = 0,27(/km), x0 = 0,423/km), b0= 2,69.10-6(S/km),l = 84,85 (km) RN-2 = =11,45(/km) XN-2 = =17,95(/km) U%bt = .100% = 8,02% Khi bị sự cố đứt đoạn dây N2 : U%sc = 2U%bt = 8,02% . 2 = 16,04% *) Đoạn H-2, Dây AC-70, r0 = 0,46(/km), x0 = 0,44(/km), b0= 2,58.10-6(S/km),l = 42,8 (km) RH-2 = =9,84(/km) XH-2 = =9,37(/km) U%bt = .100% = 1,29% Khi bị sự cố đứt đoạn dây H2 : U%sc = 2U%bt = 1,29% . 2 = 2,58% *) Đoạn H-4, Dây AC-95, r0 = 0,33(/km), x0 = 0,429(/km), b0= 2,65.10-6(S/km), l = 57,38 (km) RH-4 = =9,47(/km) XH-4 = =12,31(/km) U%bt = .100% = 4,02% Khi bị sự cố đứt đoạn dây H4 : U%sc = 2U%bt = 4,02% . 2 = 8,04% *) Đoạn H-5, Dây AC-95, r0 = 0,33(/km), x0 = 0,429(/km), b0= 2,65.10-6(S/km), l = 90,27 (km) RH-4 = =14,89(/km) XH-4 = =19,36(/km) U%bt = .100% = 5,97% Khi bị sự cố đứt đoạn dây H5 : U%sc = 2U%bt = 5,97% . 2 = 11,94% *) Đoạn H-6, Dây AC-120, r0 = 0,27(/km), x0 = 0,423/km), b0= 2,69.10-6(S/km), l = 99,2 (km) RH-6 = =26,784(/km) XH-6 = =42,85(/km) U%bt = .100% = 8,1% Khi bị sự cố đứt đoạn dây H6 : U%sc = 2U%bt = 8,1% . 2 = 16,2% Ta có bảng kết quả sau: Đoạn N1 N3 N7 N8 N9 N2 H2 H4 H5 H6 Dây AC 120 95 70 95 95 120 70 95 95 120 l (km) 68,15 43,68 75,8 60,83 78,58 84,85 42,8 57,38 90,27 99,2 r0(/km) 0,27 0,33 0,46 0,33 0,33 0,27 0,46 0,33 0,33 0,27 x0(/km) 0,423 0,429 0,44 0,429 0,429 0,423 0,44 0,429 0,429 0,423 b0(S/km) 2,69 2,65 2,58 2,65 2,65 2,69 2,58 2,65 2,65 2,69 Sè m¹ch 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 R() 9,2 7,2 17,43 10,04 12,97 11,45 9,84 9,47 14,89 26,784 X() 14,4 9,37 16,68 13,05 16,86 17,95 9,37 12,31 19,36 42,85 B/2.10-4(S) 1,83 1,16 1,96 1,61 2,08 2,28 1,1 1,52 2,39 2,67 U%bt 5,32 3,23 5,3 4,25 4,59 8,02 1,29 4,02 5,97 8,1 U%sc 10,64 6,46 10,6 8,5 9,18 16,04 2,58 8,04 11,94 16,2 Tõ b¶ng kÕt qu¶ trªn ta nhËn thÊy r»ng : Tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt khi vËn hµnh b×nh th­êng : U%btmax =U%btH-2 +U%btN-2 =1,29% + 8,02% = 9,21% Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố : U%scmax = U%scH-4 +U%sc4-5 =2,58% + 16,04% = 18,42% HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 3.2.2 Phương án II: Tương tự như phương án I ta đã phân tích và kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố 1 máy phát ta có bảng kết quả sau: Bảng các chỉ tiêu kỹ thuật phương án II: Đoạn Imax(A) Ftt (mm2) Dây AC Icp(A) Isc(A/ mm2) Jkt(A/mm2) Kết luận N1 119,8 108,9 120 380 239,6 1,1 Đạt yêu cầu N3 250,12 227,38 240 610 500,24 1,1 Đạt yêu cầu 7-8 77,35 70,32 70 265 154,7 1,1 Đạt yêu cầu N8 174 158,2 150 410 348 1,1 Đạt yêu cầu N9 82,87 75,34 95 330 165,74 1,1 Đạt yêu cầu H2 110,5 100,46 120 380 221 1,1 Đạt yêu cầu H3 150,13 136,48 150 410 300,26 1,1 Đạt yêu cầu H4 193,4 175,8 185 330 510 1,1 Đạt yêu cầu 4-5 93,92 85,38 95 330 187,84 1,1 Đạt yêu cầu H6 132,6 120,54 120 380 265,2 1,1 Đạt yêu cầu Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật ta có bảng kết quả sau: Đoạn N1 N3 7-8 N8 N9 H2 H3 H4 4-5 H6 Dây AC 120 240 70 150 95 120 150 185 95 120 l (km) 68,15 43,68 29,61 60,83 78,58 42,8 80,3 57,38 39,92 99,2 r0(/km) 0,27 0,13 0,46 0,21 0,33 0,27 0,21 0,17 0,33 0,27 x0(/km) 0,423 0,4 0,44 0,416 0,429 0,423 0,416 0,41 0,429 0,423 b0(S/km) 2,69 2,86 2,58 2,74 2,65 2,69 2,74 2,84 2,65 2,69 Sè m¹ch 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 R() 9,2 2,84 6,8 6,39 12,97 5,78 8,4 4,88 14,89 26,784 X() 14,4 8,74 6,5 12,65 16,86 9,05 16,7 11,76 19,36 42,85 B/2.10-4(S) 1,83 1,25 0,76 1,67 2,08 1,15 2,07 1,63 2,39 2,67 U%bt 5,32 5,53 2,1 5,49 4,59 2,89 8,2 5,1 5,97 8,1 U%sc 10,64 11,06 4,2 10,98 9,18 5,78 16,4 10,2 11,94 16,2 Tõ b¶ng kÕt qu¶ trªn ta nhËn thÊy r»ng : Tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt khi vËn hµnh b×nh th­êng : U%btmax =U%btH-3 +U%btN-3 =5,53% + 8,2% = 13,73% Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố : U%scmax = U%scH-3 +U%scN-3 =11,06% + 16,4% = 27,46% HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 3.2.3 Phương án III: Tính dòng phân bố công suất trên mạch vòng : Dòng phân bố công suất trên mạch N-8-9: SN-8 = = 36,31 +j11,93 SN-9 =(35 +j11,5 + 30 +j 9,86) – (36,31 +j11,93) = 28,69 +j 9,43 S89 = (36,31 +j11,93) – (35 +j11,5) = 1,31 +j 0,43 Vậy 9 là điểm phân công suất trên mạch vòng N-8-9 Tương tự các phương án trên ta có bảng chỉ tiêu kỹ thuật Đoạn Imax(A) Ftt (mm2) Dây AC Icp(A) Isc(A/ mm2) Jkt(A/mm2) Kết luận N1 119,8 108,9 120 380 239,6 1,1 Đạt yêu cầu N3 250,12 227,38 240 610 500,24 1,1 Đạt yêu cầu N7 77,35 70,32 70 265 154,7 1,1 Đạt yêu cầu N8 200,6 182,37 185 510 401,2 1,1 Đạt yêu cầu N9 158,5 144,1 150 410 317 1,1 Đạt yêu cầu 8-9 9,98 9,1 70 265 19,96 1,1 Đạt yêu cầu H2 110,5 100,46 120 380 221 1,1 Đạt yêu cầu H3 150,13 136,48 150 410 300,26 1,1 Đạt yêu cầu H4 99,45 90,4 95 330 198,9 1,1 Đạt yêu cầu H5 93,92 85,38 95 330 187,84 1,1 Đạt yêu cầu H6 132,6 120,54 120 380 265,2 1,1 Đạt yêu cầu Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật ta có bảng kết quả sau: Đoạn N1 N3 N7 N8 N9 8-9 H2 H3 H4 H5 H6 Dây AC 120 240 70 185 150 70 120 150 95 95 120 l (km) 68,15 43,68 75,8 60,83 78,58 35,12 42,8 80,3 57,38 90,27 99,2 r0(/km) 0,27 0,13 0,46 0,17 0,21 0,46 0,27 0,21 0,33 0,33 0,27 x0(/km) 0,423 0,4 0,44 0,41 0,416 0,44 0,423 0,416 0,429 0,429 0,423 b0(S/km) 2,69 2,86 2,58 2,84 2,74 2,58 2,69 2,74 2,65 2,65 2,69 Số mạch 2 2 2 1 1 1 2 2 2 2 1 R() 9,2 2,84 17,43 10,34 16,5 16,16 5,78 8,4 9,47 14,89 26,784 X() 14,4 8,74 16,68 24,94 32,69 15,45 9,05 16,7 12,31 19,36 42,85 B/2.10-4(S) 1,83 1,25 1,96 1,73 2,15 0,9 1,15 2,07 1,52 2,39 2,67 U%bt 5,32 5,53 5,3 5,56 6,46 0,3 2,89 8,2 4,02 5,97 8,1 U%sc 10,64 11,06 10,6 11,12 12,92 0,6 5,78 16,4 8,04 11,94 16,2 Tõ b¶ng kÕt qu¶ trªn ta nhËn thÊy r»ng : Tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt khi vËn hµnh b×nh th­êng : U%btmax =U%btH-3 +U%btN-3 =5,53% + 8,2% = 13,73% Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố : U%scmax = U%scH-3 +U%scN-3 =11,06% + 16,4% = HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 3.2.4 Phương án IV Tương tự các phương án trước ta có bảng tính toán các chỉ tiêu Bảng các chỉ tiêu kỹ thuật phương án IV: Đoạn Imax(A) Ftt (mm2) Dây AC Icp(A) Isc(A/ mm2) Jkt(A/mm2) Kết luận N1 119,8 108,9 120 380 239,6 1,1 Đạt yêu cầu N2 132,78 120,71 120 380 265,56 1,1 Đạt yêu cầu 7-8 77,35 70,32 70 265 154,7 1,1 Đạt yêu cầu N8 174 158,2 150 410 348 1,1 Đạt yêu cầu N9 82,87 75,34 95 330 165,74 1,1 Đạt yêu cầu H2 36,32 33,02 70 265 72,64 1,1 Đạt yêu cầu N3 104,97 95,43 95 330 209,94 1,1 Đạt yêu cầu H4 99,45 90,4 95 330 198,9 1,1 Đạt yêu cầu H5 93,92 85,38 95 330 187,84 1,1 Đạt yêu cầu H6 132,6 120,54 120 380 265,2 1,1 Đạt yêu cầu Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật ta có bảng kết quả sau: Đoạn N1 N3 7-8 N8 N9 N2 H2 H4 H5 H6 Dây AC 120 95 70 150 95 120 70 95 95 120 l (km) 68,15 43,68 29,61 60,83 78,58 84,85 42,8 57,38 90,27 99,2 r0(/km) 0,27 0,33 0,46 0,21 0,33 0,27 0,46 0,33 0,33 0,27 x0(/km) 0,423 0,429 0,44 0,416 0,429 0,423 0,44 0,429 0,429 0,423 b0(S/km) 2,69 2,65 2,58 2,74 2,65 2,69 2,58 2,65 2,65 2,69 Sè m¹ch 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 R() 9,2 7,2 6,8 6,39 12,97 11,45 9,84 9,47 14,89 26,784 X() 14,4 9,37 6,5 12,65 16,86 17,95 9,37 12,31 19,36 42,85 B/2.10-4(S) 1,83 1,16 0,76 1,67 2,08 2,28 1,1 1,52 2,39 2,67 U%bt 5,32 3,23 2,1 5,49 4,59 8,02 1,29 4,02 5,97 8,1 U%sc 10,64 6,46 4,2 10,98 9,18 16,04 2,58 8,04 11,94 16,2 Tõ b¶ng kÕt qu¶ trªn ta nhËn thÊy r»ng : Tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt khi vËn hµnh b×nh th­êng : U%btmax =U%btH-2 +U%btN-2 =1,29% + 8,02% = 9,21% Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố : HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 U%scmax = U%scH-4 +U%sc4-5 =2,58% + 16,04% = 18,42% 3.2.5 Phương án V Tương tự các phương án trước ta có bảng tính toán các chỉ tiêu Bảng các chỉ tiêu kỹ thuật phương án V: Đoạn Imax(A) Ftt (mm2) Dây AC Icp(A) Isc(A/ mm2) Jkt(A/mm2) Kết luận N1 119,8 108,9 120 380 239,6 1,1 Đạt yêu cầu N3 104,97 95,43 95 330 209,94 1,1 Đạt yêu cầu N7 77,34 70,3 70 265 154,68 1,1 Đạt yêu cầu N8 96,68 87,89 95 330 193,36 1,1 Đạt yêu cầu N9 82,87 75,34 95 330 165,74 1,1 Đạt yêu cầu N2 132,78 120,71 120 380 265,56 1,1 Đạt yêu cầu H2 36,32 33,02 70 265 72,64 1,1 Đạt yêu cầu H4 193,4 175,8 185 330 510 1,1 Đạt yêu cầu 4-5 93,92 85,38 95 330 187,84 1,1 Đạt yêu cầu H6 132,6 120,54 120 380 265,2 1,1 Đạt yêu cầu Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật ta có bảng kết quả sau: Đoạn N1 N3 N7 N8 N9 N2 H2 H4 4-5 H6 Dây AC 120 95 70 95 95 120 70 185 95 120 l (km) 68,15 43,68 75,8 60,83 78,58 84,85 42,8 57,38 39,92 99,2 r0(/km) 0,27 0,33 0,46 0,33 0,33 0,27 0,46 0,17 0,33 0,27 x0(/km) 0,423 0,429 0,44 0,429 0,429 0,423 0,44 0,41 0,429 0,423 b0(S/km) 2,69 2,65 2,58 2,65 2,65 2,69 2,58 2,84 2,65 2,69 Sè m¹ch 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 R() 9,2 7,2 17,43 10,04 12,97 11,45 9,84 4,88 14,89 26,784 X() 14,4 9,37 16,68 13,05 16,86 17,95 9,37 11,76 19,36 42,85 B/2.10-4(S) 1,83 1,16 1,96 1,61 2,08 2,28 1,1 1,63 2,39 2,67 U%bt 5,32 3,23 5,3 4,25 4,59 8,02 1,29 5,1 5,97 8,1 U%sc 10,64 6,46 10,6 8,5 9,18 16,04 2,58 10,2 11,94 16,2 Tõ b¶ng kÕt qu¶ trªn ta nhËn thÊy r»ng : Tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt khi vËn hµnh b×nh th­êng : U%btmax =U%btH-4 +U%bt4-5 = 5,1% +5,97% = 11,07% Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố: HTĐ NMĐ 1 4 2 3 7 8 9 5 6 U%scmax = U%scH-3 +U%scN-3 = 10,2% + 11,94% = 22,14% 3.2.5 Phương án VI Tương tự các phương án trước ta có bảng tính toán các chỉ tiêu Bảng các chỉ tiêu kỹ thuật phương án VI: Đoạn Imax(A) Ftt (mm2) Dây AC Icp(A) Isc(A/ mm2) Jkt(A/mm2) Kết luận N1 119,8 108,9 120 380 239,6 1,1 Đạt yêu cầu N3 104,97 95,43 95 330 209,94 1,1 Đạt yêu cầu N7 77,34 70,3 70 265 154,68 1,1 Đạt yêu cầu N8 179,56 163,24 185 510 359,12 1,1 Đạt yêu cầu 8-9 82,87 75,34 95 330 165,74 1,1 Đạt yêu cầu N2 132,78 120,71 120 380 265,56 1,1 Đạt yêu cầu H2 36,32 33,02 70 265 72,64 1,1 Đạt yêu cầu H4 99,45 90,4 95 330 198,9 1,1 Đạt yêu cầu H5 93,92 85,38 95 330 187,84 1,1 Đạt yêu cầu H6 132,6 120,54 120 380 265,2 1,1 Đạt yêu cầu Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật ta có bảng kết quả sau: Đoạn N1 N3 N7 N8 8-9 N2 H2 H4 H5 H6 Dây AC 120 95 70 185 95 120 70 95 95 120 l (km) 68,15 43,68 75,8 60,83 35,12 84,85 42,8 57,38 90,27 99,2 r0(/km) 0,27 0,33 0,46 0,17 0,33 0,27 0,46 0,33 0,33 0,27 x0(/km) 0,423 0,429 0,44 0,41 0,429 0,423 0,44 0,429 0,429 0,423 b0(S/km) 2,69 2,65 2,58 2,84 2,65 2,69 2,58 2,65 2,65 2,69 Sè m¹ch 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 R() 9,2 7,2 17,43 5,17 5,79 11,45 9,84 9,47 14,89 26,784 X() 14,4 9,37 16,68 12,47 7,5 17,95 9,37 12,31 19,36 42,85 B/2.10-4(S) 1,83 1,16 1,96 1,73 2,08 2,28 1,1 1,52 2,39 2,67 U%bt 5,32 3,23 5,3 4,98 2,05 8,02 1,29 4,02 5,97 8,1 U%sc 10,64 6,46 10,6 9,96 4,1 16,04 2,58 8,04 11,94 16,2 Tõ b¶ng kÕt qu¶ trªn ta nhËn thÊy r»ng : Tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt khi vËn hµnh b×nh th­êng : U%btmax =U%btH-2 +U%btN-2 =1,29% + 8,02% = 9,21% Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố : U%scmax = U%scH-4 +U%sc4-5 =2,58% + 16,04% = 18,42% *) Vậy ta có bảng tổng kết kỹ thuật các phương án: Phương án I II III IV V VI U%btmax 9,21 13,73 13,73 9,21 11,07 9,21 U%scmax 18,42 27,46 27,46 18,42 22,14 18,42 CHƯƠNGIV SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KINH TẾ Ta đã biết lựa chọn bất kỳ một phương án nào của HTĐ phải dựa trên cơ sở so sánh về kỹ thuật và kinh tế, nói khác đi là dựa trên nguyên tắc đảm bảo cung cấp điện và kinh tế để quyết định sơ đồ nối dây. Tất nhiên chỉ những phương án nào thoả mãn yêu cầu nói trên về kỹ thuật thì mới giữ lại để so sánh về mặt kinh tế. Khi so sánh các phương án về sơ đồ nối dây của mạng điện thì chưa đề cập tới các trạm biến áp vì coi các tram biến áp ở các phương án là giống nhau. với kết quả tính toán ở phần 3.2 ta giữ lại các phương án 1,4,6 là các phương án có chỉ tiêu kỹ thuật tốt nhất, để so sánh kinh tế. Tiêu chuẩn để so sánh các phươn án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hang năm bé nhất . Phí tổn tính toán hàng năm của các phương án được tính theo công thức: Z = (avh + atc).K + A . C Trong đó : K : Vốn đầu tư của mạng điện, trong tính toán sơ bộ bỏ qua máy cắt K = K0i.li K0i : Giá tiền cho 1 km đường dây thứ i (đường dây lộ kép thì giá tăng 1,6 lần so với đường dây đơn) li : Chiều dài lộ đường dây thứ i avh : Hệ số khấu hao, tu sửa thường kỳ và phục vụ các đường dây của mạng điện, lấy avh = 0,04 atc : Hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ, lấy = 0,125 A : Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện A = P.= Pi : Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn đường dây thứ i : Thời gian tổn thất công suất lớn nhất = (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 = 3411(h), đề bài cho Tmax = 5000h c : Là giá 1Kwh điện năng tổn thất, c = 500 (đồng) Dự kiến các phương án dùng cột bê tông ly tâm + thép, nên ta có bảng tổng hợp xuất giá đầu tư cho 1 km đường dây như sau : Loại dây AC 70 95 120 150 185 240 K0.106(đ/km) 168 224 280 336 392 444 4.1 Phương án I *) Tính vốn đầu tư: K = 1,6.(K0(N1).lN1+ K0(N3).lN3+ K0(78).l78+ K0(N8).lN8+ K0(N9).lN9+ K0(H2).lH2+ K0(H3).lH3+ K0(H4).lH4+ K0(H5).lH5+ K0(H6).lH6) Thay số ta có K = 1,6.(280.68,15 + 224.43,68 + 168.75,8 + 224.60,83 + 224.78,58 + 280.42,8 + 168.42,8 + 224.57,38 + 224.90,27 + 280.99,2) = 244,563.109(đồng) *) Tính tổn thất điện năng trong mạng điện : A = , với Pi = Đoạn N1: P = .9,2 = 1,58 (MW) Đoạn N3: P = .9,2 = 0,952 (MW) Đoạn N7: P = .17,43 = 0,122 (MW) Đoạn N8: P = .10,04 = 1,126 (MW) Đoạn N9: P = .12,97 = 1,069 (MW) Đoạn N2: P = .11,45 = 2,42 (MW) Đoạn H2: P = .9,84 = 0,18 (MW) Đoạn H4: P = .9,47 = 1,124 (MW) Đoạn H5: P = .14,89 = 1,576 (MW) Đoạn H6: P = .26,784 = 1,413 (MW) Vậy = 1,413 + 1,576 + 1,124 + 0,18 + 1,069 + 2,42 + 1,126 + 0,122 +0,952 + 1,58 = 11,562 (MW) == 11,562 . 3411 = 39437,982(MW) *) Tính toán chi phí hàng năm Z = (avh + atc).K + A . C thay số ta có : Z = (0,125 + 0,04).244.563.109 + 39437,982.103.500 = 60,071886.109 (đ) Tổng kết lại ta có bảng kết quả sau : Đoạn N1 N3 N7 N8 N9 N2 H2 H4 H5 H6 l (km) 68,15 43,68 75,8 60,83 78,58 84,85 42,8 57,38 90,27 99,2 K0.106(đ/km) 280 224 168 224 224 280 168 224 224 280 R() 9,2 7,2 17,43 10,04 12,97 11,45 9,84 9,47 14,89 26,784 S (MVA) 42+ j17,89 38+ j12,49 28+ j9,2 35+ j11,5 30+ j9,86 43+ j26,66 3+ j13,51 36+ j11,83 34+ j11,17 24+ j7,89 P (MW) 1,58 0,952 0,122 1,126 2,42 1,069 0,18 1,124 1,576 1,413 4.2 Phương án IV Tính toán tương tự phương án trên ta được bảng kết quả sau : Đoạn N1 N3 7-8 N8 N9 N2 H2 H4 H5 H6 l (km) 68,15 43,68 29,61 60,83 78,58 84,85 42,8 57,38 90,27 99,2 K0.106(đ/km) 280 224 168 336 224 280 168 224 224 280 R() 9,2 7,2 6,8 6,39 12,97 11,45 9,84 9,47 14,89 26,784 S (MVA) 42+ j17,89 38+ j12,49 28+ j9,2 63+ j20,7 30+ j9,86 43+ j26,66 3+ j13,51 36+ j11,83 34+ j11,17 24+ j7,89 P (MW) 1,58 0,952 0,488 2,32 2,42 1,069 0,18 1,124 1,576 1,413 A = 44759,142 (MW) Z = (0,125 + 0,04).261,887.109 + 44759,142.103.500 = 65,590926.109 (đ) 4.3 Phương án VI Tính toán tương tự phương án trên ta được bảng kết quả sau : Đoạn N1 N3 N7 N8 8-9 N2 H2 H4 H5 H6 l (km) 68,15 43,68 75,8 60,83 35,12 84,85 42,8 57,38 90,27 99,2 K0.106(đ/km) 280 224 168 392 224 280 168 224 224 280 R() 9,2 7,2 17,43 5,17 5,79 11,45 9,84 9,47 14,89 26,784 S (MVA) 42+ j17,89 38+ j12,49 28+ j9,2 65+ j21,36 30+ j9,86 43+ j26,66 3+ j13,51 36+ j11,83 34+ j11,17 24+ j7,89 P (MW) 1,58 0,952 0,122 2 0,477 1,069 0,18 1,124 1,576 1,413 A = 35791,623 (MW) Z = (0,125 + 0,04).264,1775.109 + 35791,142.103.500 = 61,4848585.109(đ) Ta có bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của phương án : Phương án 1 4 6 U%btmax 9,21 9,21 9,21 U%scmax 18,42 18,42 18,42 Z.109(®ång) 60,071886 65,590926 61,484858 Tõ b¶ng tæng kÕt c¸c ph­¬ng ¸n ta thÊy ph­¬ng ¸n I lµ ph­¬ng ¸n cã c¸c chØ tiªu kinh tÕ kü thuËt tèt nhÊt, ta chän ph­¬ng ¸n I lµ ph­¬ng ¸n tèi ­u 4.4 X¸c ®Þnh dung l­îng bï kinh tÕ : Bï c«ng suÊt ph¶n kh¸ng trong HT§ kh«ng nh÷ng chØ ®Ó ®¶m b¶o ®iÒu kiÖn c©n b»ng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng mµ cßn lµ 1 trong c¸c biÖn ph¸p quan trong nhÊt ®Ó gi¶m tæn thÊt c«ng suÊt vµ tæn thÊt ®iÖn n¨ng còng nh­ ®Ó ®iÒu chØnh ®iÖn ¸p. Môc tiªu cña bµi to¸n bï kinh tÕ lµ x¸c ®Þnh c«ng suÊt c¸c thiÕt bÞ bï ®Ó ®¹t ®­îc hiÖu qu¶ kinh tÕ cao nhÊt trong khi tho¶ m·n tÊt c¶ c¸c ®iÒu kiÖn kü thuËt trong chÕ ®é lµm viÖc b×nh th­êng cña m¹ng ®iÖn vµ c¸c thiÕt bÞ sö dông ®iÖn. Trong khi tÝnh to¸n dung l­îng bï ta gi¶ thiÕt r»ng: +) §iÖn ¸p t¹i c¸c nót trong m¹ng ®iÖn ®­îc lÊy b»ng ®iÖn ¸p danh ®Þnh cña m¹ng ®iÖn, ®ång thêi c¸c ph­¬ng tr×nh cña chÕ ®é x¸c lËp lµ tuyÕn tÝnh vµ dßng ®iÖn t¹i c¸c nót cã gi¸ trÞ kh«ng ®æi nghi· lµ kh«ng phô vµo ®iÖn ¸p nót. +) Kh«._.ng xÐt ¶nh h­ëng cña thiÕt bÞ bï ®Õn chÕ ®é ®iÖn ¸p. +) Kh«ng xÐt sù thay ®æi gi¸ cña tæn thÊt c«ng suÊt C0 khi t¨ng c«ng suÊt cña thiÕt bÞ bï nghÜa lµ C0 lµ h»ng sè. +) Gi¸ cña thiÕt bÞ bï ®­îc lÊy tû lÖ víi c«ng suÊt cña chóng Gi¶ sö l­îng c«ng suÊt bï cÇn t×m t¹i phô t¶i lµ Qb, khi ®ã phÝ tæn hµng n¨m do cã ®Çu t­ thiÕt bÞ bï ®­îc x¸c ®Þnh theo biÓu thøc: Z1 = (avh + atc).k0.Qb Trong ®ã : k0 : XuÊt ®Çu t­ cho thiÕt bÞ bï lÊy b»ng k0 = 350.106(®/MVar) avh : HÖ sè vËn hµnh avh = 0,1 atc : HÖ sè thu håi vèn ®Çu t­ phô, lÊy = 0,125 Q0 : C«ng suÊt cña thiÕt bÞ bï, Mvar Chi phÝ vÒ tæn thÊt c«ng suÊt t¸c dông trong thiÕt bÞ bï ®­îc x¸c ®Þnh nh­ sau: Z2 = P*. Qb. C. t Trong đó : P : Tổn thất công súât tác dụng tương đối trong thiết bị bù P* =0,005 C : Là suất chi phí về tổn thất công suất tác dụng, C = 500 (đồng/KW). t : Thời gian thiết bị vận hành trong 1 năm, lấy t = Tmax = 5000h. Chi phí về tổn thất công suất tác dụng trên đường dây sau khi bù được xác định như sau: Z3 = C. P. Tronng đó : P = : Thời gian tổn thất công suất lớn nhất = 3144h Hàm mục tiêu gồm có chi phí về thiết bị bù, tri phí về tổn thất công suất tác dụng và chi phí về tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện sau khi đặt thiết bị bù Z = Z1 + Z2 + Z3 Đạo hàm Z theo biến Qb và cho bằng 0, ta sẽ xác định được Qb tối ưu Qbt Khi tính toán nếu Qb âm thì nghĩa là phụ tải đó không cần đặt thiết bị bù Tính bù cho các phụ tải Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pi(MW) 42 40 38 36 34 24 28 35 30 Qi(MVar) 17,89 19,37 20,51 20,4 18,35 14,24 13,56 16,95 17 Nhánh N-1: 9,2 14,4 1 NĐ Qb1 Q1 = 17,89MVAr Thay các giá trị vào biểu thức ta được: Z1 = (0,1 + 0,125). 350.106.Q1 = 78,75 . 106. Qb1 (1) Z2= 500.103.5000.0,005.Q1 = 12,5 .106 . Qb1 (2) Z3= 500.103.3144. P = 1572.106. P (3) Tổn thất công suất tác dụng được xác định như sau : P = P = (320,05 – 35,78 Qb1 + Qb12).7,6.10-4 P = 24,324.10-2 –2,72.10-2 .Qb1 +7,6.10-4. Qb12 Thay P vào biểu thức (3) ta có : Z3 = 382,37.106 - 42,758 . 106. Qb1 +1,19.106. Qb12 Với Z = Z1 + Z2 + Z3 Z = 382,37.106 - 42,758 . 106. Qb1 +1,19.106. Qb12+12,5.106.Qb1+78,75 .106.Qb1 Z = 382,37.106 + 48,492.106.Qb1+1,19.106. Qb12 Ta đạo hàm Z theo Qb1 2,38.106.Qb1 + 48,492.106 = 0 Qb1 = - 20,37(MVar) Như vậy phụ tải 1 không cần phải bù Tương tự với các phụ tải khác ta sẽ tiến hành các bước như trên ta đựoc bảng sau phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pmax (MW) 42 40 38 36 34 24 28 35 30 Qi 17,89 19,37 20,51 20,4 18,35 14,24 13,56 16,95 17 Qib 0 0 0 6,23 0 0 0 0 0 CHƯƠNG V CHỌN SỐ LƯỢNG, CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM, CHỌN SƠ ĐỒ CÁC TRẠM VÀ CỦA MẠNG ĐIỆN Chọn máy biến áp là công việc rất quan trọng, nó ảnh hưởng trực tiếp đến cung cấp điện, giá thành mạng điện. Để chọn được máy biến áp ta phải căn cứ vào điện áp và công suất của hộ tiêu thụ. Khi chọn số lượng, công suất các máy biến áp ta cần chú ý các điểm sau: *) Phải đảm bảo liên lạc giữa NMĐ và HT và việc cung cấp đầy đủ công suất cho các phụ tải theo phương thức vận hành. Công suất của máy biến áp được chọn phải đảm bảo cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường (tương ứng với lúc phụ tải cực đại) khi tất cả các MBA đều làm việc. Khi có một MBA bất kỳ nghỉ, các MBA còn lại với khả năng quá tải sự cố cho phép phải đảm bảo cung cấp đủ công suất cần thiết. *) Đối với các NMNĐ có tự dùng và phụ tải địa phương lớn ta cần chú ý đến trường hợp một máy phát lớn nhất nghỉ, các MBA nối với hệ thống phải đảm bảo cung cấp công suất nhà máy thiếu. Mạng thiết kế ở đây vận hành với điện áp 110 KV và điện áp thứ cấp của hộ tiêu thụ là 10 KV, như vậy tại các hộ tiêu thụ ta chọn các MBA hạ áp 3 pha 2 dây cuốn có điện áp 110/10 KV. 5.1Chọn máy biến áp cho các phụ tải : *) Công suất MBA được chọn theo công thức sau: SMBA với : SMBA:Là công suất MBA được chọn Sptmax:Là công suất tải ở chế dộ cực đại k = 1,4 là hệ số quá tải của MBA, MBA cho phép quá tải 40% trong 6 ngày đêm mỗi ngày không qúa 5h n: Số lượng MBA(n = 2) *) Phụ tải 1: S1max = == 45,65(MVA) SMBA1=32,61(MVA) Loại máy TDH 40000/110 *) Phụ tải 2: SMBA2= 43,62(MVA) Loại máy TDH 63000/110 *) Phụ tải 3: SMBA3= 28,57(MVA) Loại máy TDH 32000/110 *) Phụ tải 4: SMBA4= 27,06(MVA) Loại máy TDH 32000/110 *) Phụ tải 5: SMBA5= 25,56(MVA) Loại máy TDH 32000/110 *) Phụ tải 6: SMBA6= 18,045(MVA) Loại máy TDH 25000/110 *) Phụ tải 7: SMBA7= 21,05(MVA) Loại máy TDH 25000/110 *) Phụ tải 8: SMBA8= 26,3(MVA) Loại máy TDH 32000/110 *) Phụ tải 9: SMBA9= 22,56(MVA) Loại máy TDH 25000/110 Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 MBA TDH 40000/110 TDH 63000/110 TDH 32000/110 TDH 32000/110 TDH 32000/110 TDH 25000/110 TDH 25000/110 TDH 32000/110 TDH 25000/110 5.2 Chọn MBA cho NMNĐ Công suất định mức biểu kiến của 1 tổ máy phát là : Sfđm = 117,67 (MVA) SMBAđm Sfđm – Stf = 111,67 – 11,767 = 105,91(MVA) Ta chọn MBA: TDЦ – 125000/110 Thông số các MBA đã chọn Số MBA Loại MBA Sđm(MVA) Ucđm (KV) Uhđm(KV) Unm% Pn(KW) P0(KW) I0% RT () XT () (Kvar) 2 TPDH25000/110 25 115 10 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 2 TPDH32000/110 32 115 10 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 2 TPDH40000/110 40 115 10 10,5 175 42 0,7 1,44 34,8 280 2 TPDH63000/110 63 115 10 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 2 TDЦ125000/110 125 121 10 10,5 520 120 0,55 0,33 11,1 678 5.3 Chọn sơ đồ các chạm biến áp của mạng điện: Ở các trạm biến áp hạ áp và các trạm biến áp địa phương đều sử dụng 2 MBA làm việc song song. Nên ta dùng hệ thống 1 thanh góp phân đoạn. Đối với trạm trung gian 4 có vị trí quan trọng nên ta dùng sơ đồ 2 hệ thống thanh góp . Đối với các phụ tải cách nguồn cung cấp lớn hơn 70 Km, ta dùng sơ đồ cầu ngoài(máy cắt đặt phía đường dây). Đối với các phụ tải cách nguồn cung cấp nhỏ hơn 70 Km, ta dùng sơ đồ cầu trong (máy cắt đặt phía MBA). Ở NMNĐ ta vẫn dùng sơ đồ 2 hệ thống thanh góp bởi vì hiện nay ta dùng máy cắt SF6 có độ tin cậy rất cao. 5.3.1Sơ đồ trạm cuối (1,2,3,4,5,6,7,8,9): Khi chiều dài đường dây lớn hơn 70km ta dùng sơ đồ cầu ngoài Khi chiều dài đường dây nhỏ hơn 70km ta dùng sơ đồ cầu trong 5.3.2 Sơ đồ trạm trung gian : MCN SƠ ĐỒ THANH GÓP NHÀ MÁY ĐIỆN MBA TA1 MF1 TD MBA TA2 MF2 TD MBA TA3 MF3 TD MCV MCN TGNMĐ TGV SƠ ĐỒ NỐI DÂY TOÀN MẠNG Chương VI TÍNH TOÁN CHÍNH XÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA NHÀ MẠNG ĐIỆN Trong tính toán các tình trạng làm việc của mạng điện, ta phải xác định trạng thái vận hành điển hình của mạng điện, cụ thể là phải tính chính xác tình trạng phân bố công suất trên các đoạn đường dây của mạng điện trong 3 trạng thái: phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và sự cố. Trong mỗi trạng thái đều phải tính đầy đủ các tổn thất thực tế vận hành đồng thời cũng phải kể đến công suất phản kháng do đường dây sinh ra. Đối vơí mạng điện khu vực cần phải tính chính xác nghĩa là công suất ở đâu thì lấy điện áp ở đó (điện áp thực tế vận hành chứ không phải điện áp định mức của mạng điện). 6.1 Chế độ phụ tải cực đại 6.1.1 Đường dây N-1: UN1 K ZB1 SB1 jQcc jQcd ZDN1 SN1 Sơ đồ thay thế : Công suất phụ tải yêu cầu :Spt1 = 42 + j17,89(MVA). B1/2 = 2,69.10-4(S), SBA1đm = 40(MVA) Tổng trở tương đương của MBA: ZB1 = 0,5.(1,44 +j34,8) = 0,72 +j17,4() Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,042 +j0,28) = 0,084 +j0,56 (MVA) Đường dây N1 mạch có tổng trở tương đương : ZD1= (r0.l + x0.l).0,5 = 9,2 +j14,4() Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.2,69.10-4= 3,25 (MVar). Tổn thất trong MBA1: với Smax = = 45,65(MVA) = 0,198 +j 3,295 (MVA) Công suất trước tổng trở ZB1 là: = Spt1 + = 42 +j17,89 + 0,198 +j 3,295 = 42,198 +j 21,185(MVA) Công suất sau tổng trở ZB1 là: =- jQcc = 42,198 +j21,185 – j3,25 = 42,198 +j17,935(MVA) Tổn thất công suất trên đường dây N-1 là: = 1,598 +j2,5(MVA) Công suất ở đầu vào tổng trở ZD1là: = + = 42,198 +j17,935 + 1,598 +j2,5 = 43,796 +j20,435(MVA) Công suất được cung cấp từ nguồn N là: SN1 = - jQcđ = 43,796 +j20,435 – j3,25 = 43,796 +j17,185(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 5,76 (KV) % = = 4.76% Điện áp phía cao áp của phụ tải 1 là : UC1 = UN - = 121 – 5,76 = 115,24 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 3,46 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 1 quy đổi về phía cao áp là: UH1 = UC1 - = 115,24 – 3,46 = 111,78(KV) 6.1.2 Đường dây N-3: UN3 K UN3’ ZB3 SB3 jQcc jQcd ZDN3 SN3 S3’’ UC3 S03 S3’ Sơ đồ thay thế : Công suất phụ tải yêu cầu :Spt3 = 38 + j20,51(MVA). B3/2 = 1,16.10-4(S), SBA3đm = 32(MVA) Tổng trở tương đương của MBA: ZB3 = 0,5.(1,87 +j43,5) = 0,935 +j21,75() Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,035 +j0,24) = 0,07 +j0,48 (MVA) Đường dây N3 mạch có tổng trở tương đương : ZD3= (r0.l + x0.l).0,5 = 7,2 +j9,37() Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.1,16.10-4= 1,4 (MVar). Tổn thất trong MBA3: với Smax = = 43,182(MVA) = 0,2 +j 3,54 (MVA) Công suất trước tổng trở ZB3 của máy biến áp: = Spt3 + = 38 +j20,51 + 0,2 +j 3,54 = 38,2 +j 24,05(MVA) Công suất sau tổng trở ZB3 là: =- jQcc =38,2 +j 24,05 – j1,4 = 38,2 +j22,65(MVA) Tổn thất công suất trên đường dây N-3 là: = 1,17 +j1,53(MVA) Công suất trước tổng trở đường dây : = + = 38,2 +j22,65 + 1,17 +j1,53 = 39,37 +j24,18 (MVA) Công suất được cung cấp từ nguồn N là: SN3 = - jQcđ =39,37 +j24,18 – j1,4 = 39,37 +j22,78(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 4,2 (KV) %= = 3.48% Điện áp phía cao áp của phụ tải 3 là : UC3 = UN - = 121 – 4,2 = 116,8 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 4,78 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 3 quy đổi về phía cao áp là: UH3 = UC3 - = 116,8 – 4,78 = 112,02(KV) 6.1.3 Đường dây N-7: UN7 K UN7’ ZB7 SB7 jQcc jQcd ZDN7 SN7 S7’’ UC7 S07 S7’ Sơ đồ thay thế : Công suất phụ tải yêu cầu :Spt7 = 28 + j13,56(MVA). B7/2 = 1,96.10-4(S), SBA7đm = 25(MVA) Tổng trở tương đương của MBA: ZB7 = 0,5.(2,54 +j55,9) = 1,27 +j27,95() Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,029 +j0,2) = 0,058 +j0,4 (MVA) Đường dây N7 mạch có tổng trở tương đương : ZD7= (r0.l + x0.l).0,5 = 17,43 +j16,68() Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.1,96.10-4= 2,37 (MVar). Tổn thất trong MBA7: với Smax = = 31,11(MVA) = 0,151 +j 2,43(MVA) Công suất trước tổng trở ZB7 của máy biến áp: = Spt7 + = 28 +j13,56 + 0,151 +j 2,43 = 28,151 +j 15,99(MVA) Công suất sau tổng trở ZB7 là: =- jQcc =28,151 +j 15,99 – j2,37 = 28,151 +j 15,62 (MVA) Tổn thất công suất trên đường dây N-7 là: = 1,493 +j1,43(MVA) Công suất trước tổng trở đường dây : = + = 28,151 +j 15,62 + 1,493 +j1,43 = 29,644 +j17,05(MVA) Công suất được cung cấp từ nguồn N là: SN7 = - jQcđ =29,644 +j17,05 – j2,37 = 29,644 +j14,68(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 6,62 (KV) %== 5.47% Điện áp phía cao áp của phụ tải 7 là : UC7 = UN - = 121 – 6,62 = 114,38 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 4,22 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 7 quy đổi về phía cao áp là: UH7 = UC7 - = 114,38 – 4,22 = 110,16(KV) 6.1.4 Đường dây N-8: UN8 K UN8’ ZB8 SB8 jQcc jQcd ZDN8 SN8 S8’’ UC8 S08 S8’ Sơ đồ thay thế : Công suất phụ tải yêu cầu :Spt8 = 35 + j16,95(MVA). B8/2 = 1,61.10-4(S), SBA8đm = 32(MVA) Tổng trở tương đương của MBA: ZB8 = 0,5.(1,87 +j43,5) = 0,935 +j21,75() Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,035 +j0,24) = 0,07 +j0,48 (MVA) Đường dây N8 mạch có tổng trở tương đương : ZD8= (r0.l + x0.l).0,5 = 10,04 +j13,05() Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.1,61.10-4= 1,948 (MVar). Tổn thất trong MBA8: với Smax = = 38,89(MVA) = 0,177 +j 2,96(MVA) Công suất trước tổng trở ZB8 của máy biến áp: = Spt8 + = 35 +j16,95 + 0,177 +j 2,96=35,177 +j 19,91(MVA) Công suất sau tổng trở ZB8 là: =- jQcc =35,177 +j 19,91– j1,948 = 35,177 +j 17,962 (MVA) Tổn thất công suất trên đường dây N-8 là: = 1,294 +j1,68(MVA) Công suất trước tổng trở đường dây : = + = 35,177 +j 17,962 + 1,294 +j1,68= 36,47 +j19,64 (MVA) Công suất được cung cấp từ nguồn N là: SN8 = - jQcđ =36,47 +j19,64 – j1,948 = 36,47 +j17,692(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 5,144 (KV) %== 4.25% Điện áp phía cao áp của phụ tải 8 là : UC8 = UN - = 121 – 5,144 = 115,856 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 4,02 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 8 quy đổi về phía cao áp là: UH8 = UC8 - = 115,856 – 4,02 = 111,836(KV) 6.1.5 Đường dây N-9: Sơ đồ thay thế : UN9 K UN9’ ZB9 SB9 jQcc jQcd ZDN9 SN9 S9’’ UC9 S09 S9’ Công suất phụ tải yêu cầu :Spt9 = 30 + j17(MVA). B9/2 = 2,08.10-4(S), SBA9đm = 25(MVA) Tổng trở tương đương của MBA: ZB9 = 0,5.(2,54 +j55,9) = 1,27 +j27,95() Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,029 +j0,2) = 0,058 +j0,4 (MVA) Đường dây N9 mạch có tổng trở tương đương : ZD9= (r0.l + x0.l).0,5 = 12,97 +j16,86 () Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.2,08.10-4= 2,52 (MVar). Tổn thất trong MBA9: với Smax = = 34,48(MVA) = 0,172 +j 2,897(MVA) Công suất trước tổng trở ZB9 của máy biến áp: = Spt9 + = 30 +j17 + 0,172 +j 2,897 = 30,172 +j 19,897(MVA) Công suất sau tổng trở ZB9 là: =- jQcc =30,172 +j 19,897– j2,52 = 30,172 +j 17,377 (MVA) Tổn thất công suất trên đường dây N-9 là: = 1,299 +j1,689(MVA) Công suất trước tổng trở đường dây : =+ = 30,172 +j 17,377 +1,299 +j1,689= 31.47+j19,066(MVA) Công suất được cung cấp từ nguồn N là: SN9 = - jQcđ =31,47+j19,066– j2,52 = 31,47 +j16,546(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 6,03 (KV) %== 4.98% Điện áp phía cao áp của phụ tải 9 là : UC9 = UN - = 121 – 6,03 = 114,97 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 5,17 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 9 quy đổi về phía cao áp là: UH9 = UC9 - = 114,97 – 5,17 = 109,8(KV) 6.1.6 Đường dây H-4: UN4 K UN4’ ZB4 SB4 jQcc jQcd ZDN4 SN4 S4’’ UC4 S04 S4’ Sơ đồ thay thế : Công suất phụ tải yêu cầu :Spt4 = 36 + j20,4(MVA). B4/2 = 1,52.10-4(S), SBA4đm = 32(MVA) Tổng trở tương đương của MBA: ZB4 = 0,5.(1,87 +j43,5) = 0,935 +j21,75() Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,035 +j0,24) = 0,07 +j0,48 (MVA) Đường dây H4 mạch có tổng trở tương đương : ZD4= (r0.l + x0.l).0,5 = 9,47 +j12,31() Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.1,52.10-4= 1,839 (MVar). Tổn thất trong MBA4: với Smax = = 41,378(MVA) = 0,191 +j 3,29(MVA) Công suất trước tổng trở ZB4 của máy biến áp: = Spt4 + = 36 +j20,4 +0,191 +j 3,29 = 36,191 +j 23,69(MVA) Công suất sau tổng trở ZB4 là : =- jQcc =36,191 +j 23,69– j1,839 = 36,191 +j 21,85 (MVA) Tổn thất công suất trên đường dây H-4 là: = 1,4 +j1,82(MVA) Công suất trước tổng trở đường dây : = + = 36,191 +j 21,85 + 1,4 +j1,82 = 37,591 +j23,67(MVA) Công suất được cung cấp từ HT là: SH4 = - jQcđ =37,591 +j23,67 – j1,839 = 37,591 +j21,831(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 5,35 (KV) %== 4,42% Điện áp phía cao áp của phụ tải 4là : UC4 = UHT - = 121 – 5,35 = 115,65 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 4,75 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 4 quy đổi về phía cao áp là: UH4 = UC4 - = 115,65 – 4,75 = 110,9(KV) 6.1.7 Đường dây H-5: UN5 K UN5’ ZB5 SB5 jQcc jQcd ZDN5 SN5 S5’’ UC5 S05 S5’ Sơ đồ thay thế : Công suất phụ tải yêu cầu :Spt5 = 34 + j18,35(MVA). B5/2 = 2,39.10-4(S), SBA5đm = 32(MVA) Tổng trở tương đương của MBA: ZB5 = 0,5.(1,87 +j43,5) = 0,935 +j21,75() Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,035 +j0,24) = 0,07 +j0,48 (MVA) Đường dây H5 mạch có tổng trở tương đương : ZD5= (r0.l + x0.l).0,5 = 14,89 +j19,36 () Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.2,39.10-4= 2,89 (MVar). Tổn thất trong MBA5: với Smax = = 38,64(MVA) = 0,176 +j 2,93(MVA) Công suất trước tổng trở ZB5 của máy biến áp: = Spt5 + = 34 +j18,35 +0,176 +j 2,93 = 34,176 +j 21,28(MVA) Công suất sau tổng trở ZB5 là : =- jQcc =34,176 +j 21,28 – j2,89 = 34,176 +j 18,39 (MVA) Tổn thất công suất trên đường dây H-5 là: = 1,85 +j2,41(MVA) Công suất trước tổng trở đường dây : = + = 34,176 +j 18,39 + 1,85 +j2,41 = 36,026 +j20,8(MVA) Công suất được cung cấp từ HT là: SH5 = - jQcđ =36,026 +j20,8 – j2,89 = 36,026 +j17,91(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 8,22 (KV) %== 6,79% Điện áp phía cao áp của phụ tải 5là : UC5 = UHT - = 121 – 8,22 = 112,78 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 4,38 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 5 quy đổi về phía cao áp là: UH5 = UC5 - = 112,78 – 4,38 = 108,4(KV) 6.1.8 Đường dây H-6: UN6 K UN6’ ZB6 SB6 jQcc jQcd ZDN6 SN6 S6’’ UC6 S06 S6’ Sơ đồ thay thế : Công suất phụ tải yêu cầu :Spt6 = 24 + j14,24(MVA). B6/2 = 2,67.10-4(S), SBA6đm = 25(MVA) Tổng trở tương đương của MBA: ZB6 = (2,54 +j55,9) = 2,54 +j55,9 () Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,029 +j0,2) = 0,058 +j0,4 (MVA) Đường dây H6 mạch có tổng trở tương đương : ZD6= (r0.l + x0.l) = 26,784 +j 42,85 () Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây: Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.2,67.10-4= 3,23 (MVar). Tổn thất trong MBA6: với Smax = = 27,9(MVA) = 0,13 +j 2,03(MVA) Công suất trước tổng trở ZB6 của máy biến áp: = Spt6 + = 24 +j14,24 +0,13 +j 2,03 = 24,13 +j 16,27(MVA) Công suất sau tổng trở ZB6 là : =- jQcc =24,13 +j 16,27 – j3,23 = 24,13 +j 13,04 (MVA) Tổn thất công suất trên đường dây H-6 là: = 1,67 +j2,66(MVA) Công suất trước tổng trở đường dây : = + = 24,13 +j 13,04 + 1,67 +j2,66 = 25,8 +j15,7(MVA) Công suất được cung cấp từ HT là: SH6 = - jQcđ =25,8 +j15,7 – j 3,23 = 25,8 +j12,47(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 11,27 (KV) %== 9,3% Điện áp phía cao áp của phụ tải 6 là : UC6 = UHT - = 121 – 11,27 = 109,73 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 8,847 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 6 quy đổi về phía cao áp là: UH6 = UC6 - = 109,73 – 8,847 = 100,883 (KV) 6.1.9 Đường dây H-2-N: SN2 jQcc N SN2’ SN2 SN2’’ SN2’’’ SH2’’’ SH2’’ SH2’ SH2 SH2 H jQcd BH2/2 ZD2’ S0 jQcd BN2/2 ZN2’ jQcd BN2/2 Sơ đồ thay thế : Công suất tải qua các MBA của NMĐ là : = = 240 +j148,8 – 24 –j14,88 = 216 +j133,92(MVA) Smax = = 254,15 (MVA) Tổn thất trong MBA2: = 1,08 +j 28,48(MVA) Tổng công suất phát lên thanh góp của nhà máy điện là: = -= 216 +j133,92 -2,23 -j 54,65 = 213,77 +j79,27(MVA) Lượng công suất tác dụng phát từ NMĐ đến phụ tải 2 là: PN2 = - = - ( PN1+ PN3+ PN7+ PN8+ PN9 ) = 213,77 –(43,796 +39,37 + 29,644 + 36,47 + 31,47) = 33,02(MW) Lượng công suất phản kháng là : QN2 = PN2.tg= 33,02 . 0,62 = 20,47(MVar) Vậy S2 = 30,02 +j20,47 (MVA) Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây do N2 sinh ra : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.2,28.10-4= 2,76 (MVar). Dung dẫn đầu và cuối đường dây do H2 sinh ra : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.1,1.10-4= 1,33 (MVar). Tổn thất trong MBA2: với Smax = = 36,33(MVA) = 0,16 +j 1,92(MVA) Công suất trước tổng trở ZB6 của máy biến áp: = Spt2 + = 46 +j 40,17 +0,16 +j 1,92= 46,16 +j 42,09(MVA) Công suất sau tổng trở ZB2 là : =+ jQccN2 =30,02 +j 20,47 +j2,76 = 30,02 +j 23,23 (MVA) Tổn thất công suất trên đường dây N-2 là: = 1,36 +j2,14(MVA) Công suất ở đầu vào tổng trở ZDN2 là: = SN2’’-= 30,02 +j 23,23 - 1,36 -j2,14 = 31,38 +j21,09(MVA) Công suất S’’’N2 là: S’’’N2 = + jQccN2 = 31,38 +j21,09 + j2,76 = 31,38 +j23,85(MVA) Lượng công suất phụ tải lấy từ hệ thhống là : S’’’H2 = SB2’ - S’’’N2 = 46,16 +j 42,09 - 31,38 +j23,85 =14,78+j18,24(MVA) Công suất sau tổng trở ZH2 là": SH2’’ = S’’’H2 - jQccH2 = 14,78+j18,24 –j1,33 =14,78 +j16,91(MVA) Tổn thất công suất trên đường dây H-2 là: = 0,41 +j0,39(MVA) Công suất ở đầu vào tổng trở ZH2 là: = SH2’’+= 14,78 +j16,91 + 0,41 +j0,39 = 15,19 +j17,3(MVA) Công suất phát từ hệ thống đến phụ tải 2 là: SH2 =- jQccH2 = 15,19 +j17,3 –j1,33 = 15,19 +j15,97(MVA) 6.2 Chế độ phụ tải cực tiểu: Trong chế độ này công suất của phụ tải bằng 40% công suất cực đại. Do công suất phụ tải giảm nên trong quá trình tính toán ta không tính đến lượng công suất phản kháng đã bù, vì công suất phản kháng do đường dây sinh ra đã đủ đảm bảo cung cấp cho phụ tải . Các trạm biến áp đều có 2 MBA làm việc song song, trừ phụ tải 6, nên để giảm tổn thất công suất trong MBA và tránh trường hợp MBA làm việc non tải (do công suất phụ tải giảm). Ta có thể cho 1 MBA nghỉ. Điều kiện để cắt giảm MBA là công suất của phụ tải nhỏ hơn công suất giới hạn của MBA Spt Sgh = Sdd_mba. sau đây ta sẽ kiểm tra điều kiện trên cho 9 phụ tải: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pmin(MW) 16,8 16 15,2 14,4 13,6 9,6 11,2 14 12 cos 0,92 0,9 0,88 0,87 0,88 0,86 0,9 0,9 0,87 Qmin(MVar) 7,16 7,75 8,2 8,16 7,34 5,696 5,42 6,78 6,8 Sptmin(MVA) 18,26 17,78 17,27 16,55 15,45 11,16 12,44 15,56 13,79 (KW) 42 59 35 35 35 29 29 35 29 (KW) 175 260 145 145 145 120 120 145 120 Sgh(MVA) 27,7 42,44 22,23 22,23 22,23 17,38 22,23 17,38 Sddmba(MVA) 40 63 32 32 32 25 25 32 25 Qua b¶ng kÕt qu¶ trªn ta thÊy ë trong chÕ ®é phô t¶i cùc tiÓu, ta cã thÓ c¾t gi¶m bít 1 MBA trong c¸c tr¹m cã 2 MBA vËn hµnh song song. Trong chÕ ®é phô t¶i cùc tiÓu, ta lÊy ®iÖn ¸p hÖ thèng b»ng 105% ®iÖn ¸p danh ®Þnh cña m¹ng 6.2.1 §­êng d©y N-1: UN1 K ZB1 SB1 jQcc jQcd ZDN1 SN1 S¬ ®å thay thÕ : C«ng suÊt phô t¶i yªu cÇu :Spt1 = 16,8 + j7,16(MVA). B1/2 = 2,69.10-4(S), SBA1®m = 40(MVA) Tæng trë t­¬ng ®­¬ng cña MBA: ZB1 = 0,5.(1,44 +j34,8) = 0,72 +j17,4() Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,042 +j0,28) = 0,084 +j0,56 (MVA) Đường dây N1 mạch có tổng trở tương đương : ZD1= (r0.l + x0.l).0,5 = 9,2 +j14,4() Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.1,83.10-4= 2,2 (MVar). Tổn thất trong MBA1: với Smax = = 18,26(MVA) = 0,1 +j 0,998 (MVA) Công suất trước tổng trở ZB1 là: = Spt1 + = 16,8 + j7,16+0,1 +j 0,998 = 16,9 +j 8,158(MVA) Công suất sau tổng trở ZB1 là: =- jQcc =16,9 +j 8,158 – j2,2 = 16,9 +j5,958(MVA) Tổn thất công suất trên đường dây N-1 là: = 0,244 +j0,38(MVA) Công suất ở đầu vào tổng trở ZD1là: = + = 16,9 +j5,958 + 0,244 +j0,38= 17,144 +j6,338(MVA) Công suất được cung cấp từ nguồn N là: SN1 = - jQcđ =17,144 +j6,338 – j2,2 = 17,144 +j4,138(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 2,06 (KV) Điện áp phía cao áp của phụ tải 1 là : UC1 = UN - = 115 – 2,06 = 112,94 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 1,36 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 1 quy đổi về phía cao áp là: UH1 = UC1 - = 112,94 – 1,36 = 111,58(KV) 6.2.2 Đường dây N-3: UN3 K UN3’ ZB3 SB3 jQcc jQcd ZDN3 SN3 S3’’ UC3 S03 S3’ Sơ đồ thay thế : Công suất phụ tải yêu cầu :Spt3 = 15,2 + j8,2(MVA). B3/2 = 1,16.10-4(S), SBA3đm = 32(MVA) Tổng trở tương đương của MBA: ZB3 = 0,5.(1,87 +j43,5) = 0,935 +j21,75() Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,035 +j0,24) = 0,07 +j0,48 (MVA) Đường dây N3 mạch có tổng trở tương đương : ZD3= (r0.l + x0.l).0,5 = 7,2 +j9,37() Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.1,16.10-4= 1,4 (MVar). Tổn thất trong MBA3: với Smax = = 17,27(MVA) = 0,09 +j 0,97 (MVA) Công suất trước tổng trở ZB3 của máy biến áp: = Spt3 + = 15,2 +j8,2 + 0,09 +j 0,97 = 15,29 +j 9,17(MVA) Công suất sau tổng trở ZB3 là: =- jQcc =15,29 +j 9,17– j1,4 = 15,29 +j7,77(MVA) Tổn thất công suất trên đường dây N-3 là: = 0,175 +j0,23(MVA) Công suất trước tổng trở đường dây : = + = 15,29 +j7,77+ 0,175 +j0,23 = 15,465 +j 8 (MVA) Công suất được cung cấp từ nguồn N là: SN3 = - jQcđ =15,465 +j 8 – j1,4 = 15,465 +j6,6(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 1,54 (KV) Điện áp phía cao áp của phụ tải 3 là : UC3 = UN - = 115 – 1,54 = 113,46 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 1,88 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 3 quy đổi về phía cao áp là: UH3 = UC3 - = 113,46 – 1,88 = 111,58(KV) 6.2.3 Đường dây N-7: UN7 K UN7’ ZB7 SB7 jQcc jQcd ZDN7 SN7 S7’’ UC7 S07 S7’ Sơ đồ thay thế : Công suất phụ tải yêu cầu :Spt7 = 11,2 + j5,42(MVA). B7/2 = 1,96.10-4(S), SBA7đm = 25(MVA) Tổng trở tương đương của MBA: ZB7 = 0,5.(2,54 +j55,9) = 1,27 +j27,95() Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,029 +j0,2) = 0,058 +j0,4 (MVA) Đường dây N7 mạch có tổng trở tương đương : ZD7= (r0.l + x0.l).0,5 = 17,43 +j16,68() Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.1,96.10-4= 2,37 (MVar). Tổn thất trong MBA7: với Smax = = 12,44(MVA) = 0,073 +j 0,725(MVA) Công suất trước tổng trở ZB7 của máy biến áp: = Spt7 + = 11,2 +j5,42 + 0,073 +j 0,725 = 11,273 +j 6,145(MVA) Công suất sau tổng trở ZB7 là: =- jQcc =11,273 +j 6,145– j2,37 = 11,273 +j 3,78 (MVA) Tổn thất công suất trên đường dây N-7 là: = 0,2 +j0,195(MVA) Công suất trước tổng trở đường dây : = + = 11,273 +j 3,78 + 0,2 +j0,195 = 11,473 +j3,975(MVA) Công suất được cung cấp từ nguồn N là: SN7 = - jQcđ =11,473 +j3,975 – j2,37 = 29,644 +j1,605(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 2,3 (KV) Điện áp phía cao áp của phụ tải 7 là : UC7 = UN - = 115 – 2,3 = 112,7 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 1,65 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 7 quy đổi về phía cao áp là: UH7 = UC7 - = 112,7 – 1,65 = 111,05(KV) 6.1.4 Đường dây N-8: UN8 K UN8’ ZB8 SB8 jQcc jQcd ZDN8 SN8 S8’’ UC8 S08 S8’ Sơ đồ thay thế : Công suất phụ tải yêu cầu :Spt8 = 14 + j6,78(MVA). B8/2 = 1,61.10-4(S), SBA8đm = 32(MVA) Tổng trở tương đương của MBA: ZB8 = 0,5.(1,87 +j43,5) = 0,935 +j21,75() Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,035 +j0,24) = 0,07 +j0,48 (MVA) Đường dây N8 mạch có tổng trở tương đương : ZD8= (r0.l + x0.l).0,5 = 10,04 +j13,05() Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.1,61.10-4= 1,948 (MVar). Tổn thất trong MBA8: với Smax = = 15,56(MVA) = 0,087 +j 0,88(MVA) Công suất trước tổng trở ZB8 của máy biến áp: = Spt8 + = 14 +j6,78 + 0,087 +j 0,88=14,078 +j 7,66(MVA) Công suất sau tổng trở ZB8 là: =- jQcc =14,078 +j 7,66– j1,948 = 14,078 +j 5,712 (MVA) Tổn thất công suất trên đường dây N-8 là: = 0,19 +j0,25(MVA) Công suất trước tổng trở đường dây : = + = 14,078 +j 5,712 + 0,19 +j0,25 = 14,268 +j5,962 (MVA) Công suất được cung cấp từ nguồn N là: SN8 = - jQcđ =14,268 +j5,962 – j1,948 = 14,268 +j4,014(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 1,92 (KV) Điện áp phía cao áp của phụ tải 8 là : UC8 = UN - = 115 – 1,92 = 113,08 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 1,59 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 8 quy đổi về phía cao áp là: UH8 = UC8 - = 113,08 – 1,59 = 111,5(KV) 6.2.5 Đường dây N-9: Sơ đồ thay thế : UN9 K UN9’ ZB9 SB9 jQcc jQcd ZDN9 SN9 S9’’ UC9 S09 S9’ Công suất phụ tải yêu cầu :Spt9 = 12 + j6,8(MVA). B9/2 = 2,08.10-4(S), SBA9đm = 25(MVA) Tổng trở tương đương của MBA: ZB9 = 0,5.(2,54 +j55,9) = 1,27 +j27,95() Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,029 +j0,2) = 0,058 +j0,4 (MVA) Đường dây N9 mạch có tổng trở tương đương : ZD9= (r0.l + x0.l).0,5 = 12,97 +j16,86 () Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.2,08.10-4= 2,52 (MVar). Tổn thất trong MBA9: với Smax = = 13,79(MVA) = 0,09 +j 0,799(MVA) Công suất trước tổng trở ZB9 của máy biến áp: = Spt9 + = 12 +j6,8 + 0,09 +j 0,799 = 12,09 +j 7,599(MVA) Công suất sau tổng trở ZB9 là: =- jQcc =12,09 +j 7,599 – j2,52 = 12,09 +j 5,079 (MVA) Tổn thất công suất trên đường dây N-9 là: = 0,18 +j0,24(MVA) Công suất trước tổng trở đường dây : =+ = 12,09 +j 5,079 + 0,18 +j0,24 = 12,27 +j5,319(MVA) Công suất được cung cấp từ nguồn N là: SN9 = - jQcđ =12,27 +j5,319 – j2,52 = 12,27 +j2,799(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 1,79 (KV) Điện áp phía cao áp của phụ tải 9 là : UC9 = UN - = 115 – 1,79 = 113,21 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 2,01 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 9 quy đổi về phía cao áp là: UH9 = UC9 - = 113,21 – 2,01 = 111,2(KV) 6.2.6 Đường dây H-4: UN4 K UN4’ ZB4 SB4 jQcc jQcd ZDN4 SN4 S4’’ UC4 S04 S4’ Sơ đồ thay thế : Công suất phụ tải yêu cầu :Spt4 = 14,4 + j8,16(MVA). B4/2 = 1,52.10-4(S), SBA4đm = 32(MVA) Tổng trở tương đương của MBA: ZB4 = 0,5.(1,87 +j43,5) = 0,935 +j21,75() Tổn thất không tải trong MBA : =2.( ) = 2.(0,035 +j0,24) = 0,07 +j0,48 (MVA) Đường dây H4 mạch có tổng trở tương đương : ZD4= (r0.l + x0.l).0,5 = 9,47 +j12,31() Dung dẫn do đường dây sinh ra được xác định như sau: Dung dẫn đầu và cuối đường dây : Qcđ = Qcc = U2đm.B/2 = 1102.1,52.10-4= 1,839 (MVar). Tổn thất trong MBA4: với Smax = = 16,55(MVA) = 0,09 +j 0,93(MVA) Công suất trước tổng trở ZB4 của máy biến áp: = Spt4 + = 14,4 +j8,16 + 0,09 +j 0,93 = 14,49 +j 9,09(MVA) Công suất sau tổng trở ZB4 là : =- jQcc =14,49 +j 9,09 – j1,839 = 14,49 +j 7,251 (MVA) Tổn thất công suất trên đường dây H-4 là: = 0,205 +j0,27(MVA) Công suất trước tổng trở đường dây : = + = 14,49 +j 7,251 + 0,205 +j0,27 = 14,695 +j7,521(MVA) Công suất được cung cấp từ HT là: SH4 = - jQcđ =14,695 +j7,521 – j1,839 = 14,695 +j5,682(MVA) Tổn thất điện áp trên đường dây : == 2,02 (KV) Điện áp phía cao áp của phụ tải 4là : UC4 = UHT - = 115 – 2,02 = 112,98 (KV) Tổn thất điện áp trong máy biến áp : == 1,87 (KV) Điện áp thanh góp hạ áp phụ tải 4 quy đổi về phía cao áp là: UH4 = UC4 - = 112,98 – 1,87 = 111,11(KV) 6.1.7 Đường dây H-5: UN5 K UN5’ ZB5 SB5 jQcc jQcd ZDN5 SN5 S5’’ UC5 S05 S5’._.