Thiết kế lưới điện khu vực

à phân tích phụ tải quyết định. Thiết kế mạng điện theo đề tài bao gồm G phụ tải được cung cấp điện bởi hai nguồn. Nguồn cung cấp thứ nhất là hệ thống điện vô cung lớn. Nguồn cung cấp thứ hai là nhà máy nhiệt điện I, có 4 tổ máy phát với công suất mỗi tổ máy là 50mv. Ta lần lượt phân tích các nguồn và phụ tải để từ đó ta thiết kế được một hệ thống điện thoã mãn các yêu cầu của các phụ tải về chất lượng điện năng, về độ tin cậy cung cấp điện đồng thời phải đảm bảo được tối ưu về mặt kinh tế. Các số liệu về nguồn cung cấp và phụ tải. Sơ đồ địa lý: Những số liệu về nguồn cung cấp. Trong hệ thống điện thiết kế có 2 nguồn cung cấp đó là hệ thống điệ và nhà máy nhiệt điện. Nhà máy nhiệt điện NĐI. Nhà máy nhiệt điện (NĐI) có 4 tổ máy phát. Mỗi tổ máy có công suất định mức là Pđm =50MW, Cosj = 0,85, Uđm = 1015KV. Như vậy tổng công suất định mức của nhiệt điện bằng 200MW. Hệ thống. Hệ thống (HT) có công suất vô cung lớn, hệ số công suất Cosj =0,85, điện áp thanh cái Uđm = 110KV. Vì vậy cần phải có sự liệ hệ giữa HT và NĐ để có thể trao đổi công suất giữa hai nguồn khi cần thiết, đảm bảo cho HT thiết kế làm việc bình thường trong các chế độ vận hành, vì HT có công suất vô cùng lớn nên chọn HT là nút cân bằng công suất và là nút cơ sở về điện áp. Những số liệu về phụ tải. Công suất tiêu thụ khi phụ tải cực tiểu: Pmin = 0,5Pmax áp dụng công thức: , Ta lập được bảng số liệu sau: (Bảng 1.1) Phụ Tải Số Liệu 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Tổng Pmax (MW) 44 42 40 32 40 38 40 40 34 350 Pmin (MW) 22 21 20 16 20 19 20 20 17 175 Cosj 0,92 0,92 0,90 0,85 0,90 0,92 0,90 0,90 0,90 Qmax(MVAr) 18,74 17,89 19,37 19,83 19,37 16,18 19,37 19,37 16,47 166,59 Qmin(MVAr) 9,37 8,95 9,68 9,91 9,68 8,09 9,68 9,68 8,23 83,27 Smax(MVAr) 47,83 45,65 44,44 37,65 44,44 41,3 44,44 44,44 37,78 387,97 Smin(MVAr) 23,91 22,83 22,22 18,82 22,22 20,65 22,22 22,22 18,89 193,98 Loại hệ phụ tải I I III I I III I I I Yêu cầu ĐC điện áp KT T T KT T T KT T T Điện áp thứ cấp KV 22 22 22 22 22 22 22 22 22 1.2 Phân tích nguồn và phu tải. Việc tiến hành phân tích nguồn và phụ tải giúp ta nắm được vị trí, nhiệm vụ cũng như tính chất của từng nhà máy điện từng phụ tải. Qua đó ta cũng đưa ra được phương thức vận hành của nhà máy điện. Từ những số liệu trên ta rút ra được nhận xét sau: Trong hệ thống điện thiết kế có hai nguồn cung cấp, đó là hệ thống điện và nhà máy nhiệt điện I. Đối với hệ thống do có công suất vô cùng lớn, hệ thống công suất trên thanh góp 110KV của hệ thống bằng 0.85. Vì vậy cần phải có sự liên hệ giữa hệ thống và nhà máy nhiệt điện I để có thể trao đổi P nguồn cung cấp khi cần thiết, đảm bảo cho hệ thống thiết kế làm việc bình thường trong các chế độ vận hành. Còn đối với NĐI thì chế độ vận hành kinh tế là phát ra lượng công suất đặt từ 60 – 85% công suất đặt của nhà máy. Nếu không đạt điều đó thì ta có thể cho một tổ máy ngừng chạy. Việc phân bố phụ tải trên sơ đồ địa lý được phân bố cho nhà máy nhiệt điện I và hệ thống như sau: các phụ tải 1,2,3 và 4 gần nhà máy nhiệt điện NĐI vậy được cung cấp bởi nhà máy nhiệt điện NĐI. Các phụ tải 5,6,7 và 8 gần hệ thống HT. Cho nên được cung cấp từ hệ thống HT. Phụ tải 9 nằm giữa NĐI và HT do đó cố thể được cung cấp từ hai nguồn NĐI và HT. Khoảng cách từ nguồn đến phụ tải xa nhất là đoạn NĐI đến phụ tải xa nhất là đoạn NĐI đến phụ tải 4. (với L = 70,71km). Khoảng cách từ nguồn đến phụ tải gần nhất là đoạn HT đến phụ tải 5 (với L = 44,72km). Tổng công suất các phụ tải ở chế độ Max là: Đặc điểm các hệ tiêu dùng: Có 7 hộ tiêu dùng là loại I gồm 1,2,3,4,5,6,7,8 và 9. Đây là những phụ tải quan trong đòi hỏi cung cấp điện đảm bảo chất lượng điện năng và độ tin cậy cao trong mọi chế độ vận hành. Do vậy ta phải thiết kế có dự phòng chắc chắn, mỗi phụ tải phải được cấp điện ít nhất bằng 2 mạch (mạch kép). Có 2 hộ tiêu dùng là loại III gồm 3 và 6 là những phụ tải ít quan trong với yêu cầu cung cấp điện mức độ thấp hơn, để giảm chi phí đầu tư không nhất thiết ta phải cấp điện bằng mạch kép mà chỉ cần cấp điện bằng mạch đơn là đủ. Yêu cầu điều chỉnh điện áp: Trong mạch điện thiết kế các phụ tải 1,4 và 7 đòi hỏi yêu cầu điện áp khắt khe. Do vậy dùng biện pháp điều chỉnh điện áp khác thường (KT), đối với phương pháp này thì độ lệch điện áp phải thoã mãn các chế độ sau: + Chế độ phụ tải cực đại: + Chế độ phụ tải cực tiểu: + Chế độ sự cố: Các phụ tải còn lại yêu cầu điều chỉnh điện áp thường, độ lệch điện áp trong các chế độ phải thoã mãn. + Chế độ phụ tải cực đại: + Chế độ phụ tải cực tiểu: + Chế độ sự cố: Thời gian sử dụng công suất cực đại của các phụ tải là bằng nhau: Công suất cực tiểu bằng 0,5% công suất cực đại. Hệ số công suất của các phụ tải là: + Phụ tải 1,2 và 6 là Cosj = 0,92 + Phụ tải 3,5,7 và 8,9 là Cosj = 0,90 + Phụ tải 4 là Cosj = 0,85 Trong khi thiết kế mạng điện này cần phải chú ý điều kiện sau: + Phó tổ xây dựng và vận hành mạng điện, ít nhất phải đảm bảo mức an toàn cần thiết cho việc cung cấp điện phù hợp với các loại hộ tiêu thụ. + Đảm bảo chất lượng điện năng cao theo đúng yêu cầu. + Chú trọng khả năng phát triển trong tương lai của hệ thống khi phụ tải tăng lên. Chương II: Cân bằng cống suất, sơ bộ xác định chế độ làm việc của nhà máy và hệ thống. Đặc điểm của quá trình sản xuất điện năng là: Điện năng do các nhà máy điện trong hệ thống sản xuất, ta phải luôn cân bằng với điện năng tiêu thụ của các phụ tải mọi thời điểm bất kỳ. Việc cân bằng cống suất trong HTĐ cho thấy khả năng cung cấp các nguồn phát và yêu cầu của các phụ tải có cân bằng hay không, từ đó sơ bộ định phương thức vận hành cho từng nhà máy điện trong hệ thống các chế độ phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và lúc sự cố để đảm bảo cung cấp đủ công suất. Cân bằng công suất tác dụng. Phương trình cân bằng: (2-1) Trong đó: + : Là tổng công suất do các nhà máy nhiệt điẹn phát ra. +: Là tổng công suất lấy từ hệ thống + : Là tổng công suất tiêu thụ trong mạch điện + m : là hẹ số đồng thời, lấy m = 1 + : Là tổng công suất cực đại của các hộ tiêu thụ. Thay số vào ta có: + : Là tổng tổn thất cống suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp, khi tính sơ bộ ta thấy: + : Là tổng cống suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện: ta lấy: + : Là tổng cống suất dự trữ trong hệ thống, do mạng có hệ thống công suất vô cùng lớn, cho nên công suất dự trữ được lấy từ hệ thống, nghĩa là: Vậy theo công thức (2-1) ta có: Như vậy, trong chế độ phụ tải cực đại, hệ thống cần cung cấp công suất cho các phụ tải bằng: MW Cân bằng công suất phản kháng Phương trình cân bằng công suất phản kháng trong mạch điện thiết kế có dạng: (2-2) Trong đó: + : Là tổng cống suất phản kháng định mức của nhà máy điện: với +: Là tổng công suất phản kháng tiêu thụ trong mạch điện. + m : Là hệ số đồng thời, lấy m = 1 +: Là tổng công suất phản kháng cực đại của các phụ tải: + : Là tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây của mạng điện. + : Là tổng tổn thất công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra. Trong tính toán sơ bộ với mạng điện 110KV ta coi: + : Là tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp trong tính toán sơ bộ có thể lấy: + : Là tổng công suất phản kháng tự dùng của nhà máy điện: Ta chọn: + : Là tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống. Trong mạng điện thiết kế này công suất dự trữ sẽ lấy ở hệ thống, nghĩa là: Qdt = 0 Như vậy tổng công suất tiêu thụ trong mạng điện là: Tổng công suất phản kháng do hệ thống HT và nhiệt điện NĐI có thể phát ra bằng: Từ phương trình (2-2) ta có: = Vậy có nghĩa là trong tính toán sơ bộ không cần bù công suất phản kháng. Sơ bộ xác định phương thức vận hành cho nhà máy nhiệt điện. Nhà máy nhiệt điện NĐI có 4 tổ máy phát, mỗi máy có cống suất định mức của nhà máy là 50MW, Cosj = 0,85, U = 10,5kV như vậy tổng công suất định mức của nhà máy là 4 x 50 = 200MW các máy phát của nhà máy nhiệt điện làm việc ổn định khi phụ tải , khi phụ tải , các máy phát ngừng làm việc. Công suất phát kinh tế của nhà máy nhiệt điện thường bằng (60 – 85%)Pdm. Khi thiết kế ta chọn bằng 85% Pdm. Do đó khi phụ tải cực đại cả 4 máy đều vận hành và tổng công suất tác dụng phát ra của NĐI bằng: ở chế độ phụ tải cực tiểu, để nhà máy MĐI làm việc kinh tế ta chon một tổ máy nghỉ để bảo dưỡng, 3 tổ máy còn lại sẽ phát 80% công suất đặt, nghĩa là tổng cống suất phát của NĐI bằng: Trong trường hợp sự cố: Khi một tổ máy của nhà máy điện NĐ bị sự cố với công suất yêu cầu của phụ tải thi 3 tổ máy còn lại sẽ phát 100% công suất đặt vậy: Phần công suất thiếu trong các chế độ vận hành sẽ được cung cấp từ hệ thống điện. Từ số liệu trên ta có bảng kết quả Phụ tải Nhà máy Max Min Sự cố Pf(MW) Số tổ máy làm việc Pf(MW) Số tổ máy làm việc Pf(MW) Số tổ máy làm việc NĐI 85% (200) =170 4 x 50 80% (150) =120 3 x 50 100% (150) =150 3 x 50 Chương III: Lựa chọn điện áp Nguyên tắc chọn Khị thiết kế mạng điện, việc chọn đúng điện áp là điều rất quan trọng, khi ta chon đúng điện áp truyền tải sẽ giảm được tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong mạng, giảm được vật liệu phi tổn dây dẫn, kim loại màu. Chọn điện áp sao cho đảm bảo việc vận hành đạt chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật đảm bảo chất lượng điện năng, về lâu dài đảm bảo về tổn thất công suất và điện năng là nhỏ nhất. Nếu chọn điện áp quá cao thi sẽ gây lãng phí về thiết bị còn nếu chòn điện áp qua thấp sễ gây tổn thất điện năng và điện áp. Do vậy ta phải chọn điện áp sao cho đáp ứng được những yêu cầu trên. Chọn điện áp vận hành. Ta sử dụng công thức kinh nghiệm tính điện áp truyền tải theo chiều dài đường dây và công suất truyền tải sau: (3 – 1) Trong đó: L: Là khoảng cách truyền tải (km) P: Là công suất truyền tải trên đường dây (mw) Để đơn giản ta chọn phương án hình tia như sau: Từ công thức (3 – 1) và phương án hình tia ta có bảng tính kế quả điện áp định mức của các đường dây. (ảng 3 – 1) Phụ tải Số liệu 1 2 3 4 5 6 7 8 9 L (km) 51,9 58,31 60,83 70,71 44,72 63,24 53,85 60,83 60,83 P (MW) 44 42 40 32 40 38 40 40 34 U (KV) 119,3 117,3 114,9 104,9 113,6 112,4 114,3 114,9 106,7 Nhận xét: Vì tất cả các giá trị của điện áp tính được của các nhánh nằm trong khoảng (70 - 160)KV. Nên ta chọn điện áp chung cho toàn mạng là U = 110KV. Chương IV: Các phương án nối dây của mạng điện chọn phương án tối ưu Những yêu cầu chính đối với mạng điện Mạng điện thiết kế cần đạt những yêu cầu sau: + Đảm bảo cung cấp điện liên tục + Đảm bảo chỉ tiêu chất lượng điện năng + Đảm bảo tính linh hoạt cao + Đảm bảo an toàn cao Lựa chọn dây dẫn Dây dẫn được chọn theo các chỉ tiêu kinh tế và kỹ thuật phí tổn xây dựng là nhỏ nhất, giá thành rẽ nhưng đồng thời phải đảm bảo kỹ thuật, hiện nay hay sử dụng các loại dây dẫn sau: Dây đồng: Dây đồng có điện trở suất nhỏ cho nên dẫn điện tốt, độ bền cơ học cũng như chịu nhiệt tốt hơn dây nhôm, nhưng giá thành đắt hơn và khối lượng riêng là lớn cho nên ít được sử dụng cho đường dây trên không. Dây nhôm: Dây nhôm có điện trở suất lớn hơn dây đồng, khối lượng riêng của dây nhôm bé hơn dây đồng và phù hợp với đường dây trên không. Tuy nhiên độ bền có so với dây đồng thi lại kém hơn, chịu lực kéo nhỏ hơn nên dùng cho các đường dây có khoảng cách ngắn, khoảng cách cột gần nhau. Cho nên dây nhôm thường dùng cho đường dây sinh hoạt có điện áp thấp. Dây nhôm lỏi thép. Dây nhôm với tính năng dẫn điện tốt nhưng có độ bền có học. Để khắc phục nhược điểm này ta tăng cường độ bền cơ bằng cách thêm lõi thép, dây nhôm lõi thép AC được sử dụng rộng rãi cho tất cả các đường dây trên không vì vẫn đảm bảo được độ bền cơ và chi phí giá thành rẽ. Phân vùng cung cấp điện Dựa vào vị trid sơ đồ địa lý, ta có thể phân ra 2 vùng cung cấp điện. Các phụ tải 1,2,3 và 4gần nguồn NĐI tạo thành vùng I, các phụ tải 5,6,7,8,9 gần HT tạo thành vùng cung cấp điện II. Với tổng công suất 2 khu vực phù hơp với công suất phát ra của nguồn. Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án 4.4.1. Dự kiến các phương án nối dây. Các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của mạng điện phụ thuộc rất nhiều vào sơ đồ của nó. Vì vậy sơ đồ mạng điện cần phải có chi phí nhỏ nhất, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cần thiết và chất lượng điện năng yêu cầu của các hộ tiêu thụ, thuận tiện àn toàn trong vận hành, khả năng phát triển trong tương lai và tiếp nhận các phụ tải mới. Trong thiết kế hiện nay, để chọn được sơ đồ tối ưu của mạng điện người ta sử dụng phương pháp nhiều phương án. Từ các vị trí đã cho của các phụ tải và các nguồn cung cấp, cần dự kiến một số phương án và phương án tốt nhất sẽ chọn được trên cơ sở so sánh kinh tế - kỹ thuật các phương án đó. Theo sơ đồ vị trí của các nguồn và phụ tải ta thấy: Phụ tải 1,2,3,4,5,6,7,8,9 là các hộ tiêu thụ loại I. đây là các phụ tải quan trọng, đòi hỏi cung cấp điện phải đảm bảo chất lượng điện năng và vận hành có độ tin cậy cao do vậy ta sử dụng đường dây 2 mạch hoặc mạch vòng. Phụ tải 3 và 6 là các phụ tải loai III là 2 phụ tải it quan trọng với yêu cầu cung cấp điện mức độ thấp hơn cho nên được cung cấp điện bằng đường dây một mạch. Trên cơ sở phân tích những đặc điểm của các nguồn cung cấp và các phụ tải như vị trí của chúng. Ta dự kiến 5 phương án như sau. Phương án I. Phương án II Phương án III. Phương án IV. Phương án V. Tính toán so sánh chỉ tiêu kỹ thuật của các phương án Để so sánh các phương án về mặt kỹ thuật cần tiến hành các bước sau: chọn tiết diện dây dẫn: Các mạng điện 110KV, có công suất truyền tải lớn, chiều dài đường dây lớn nên ta chọn tiết diện theo mật độ dòng điện kinh tế. Theo công thức sau: (mm²) (4 - 1) Trong đó: Ilvmax : Là dòng điện làm việc chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại. (A) Jkt : Là mật độ dòng điện kinh tế (A/mm²) với dây AC và Tmax = 4900h thì tra bảng 44 – sách thiết kế các mạng và hệ thống điện ta được: Jkt =1,1A/mm² (4 - 2) Trong đó: N: Là số mạch của đường dây Udm: Là điện áp định mức của mạng điện Pmax: Là công suất chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại Kiểm tra 3 điều kiện sau: + Kiểm tra phát sáng vầng quang: Vầng quang xãy ra trong môi trường đồng nhất tại điểm có cường độ điện trường lớn, có bán kính đường cong nhỏ, tạo nên sự tập trung điện tích lớn, ma sát với không khí tạo phát sáng, gây tổn hao năng lượng. Để khắc phục nhược điểm này thì phải làm cho môi trường bên ngoài bề mặt dây dẫn đồng nhất bằng cách tăng cường đường kính dây dẫn, có thể dây dẫn rỗng ruột, dây nhôm có lõi thép bên trong để tăng đường kính hoặc phan pha dây dẫn. Đối với mạng điện thiết kế có điện áp U = 110KV thì ta phải dùng dây dẫn có tiết diện không được nhỏ hơn trị số cho phép là 70 mm² thoã mãn các điều kiện độ bền cơ. + Kiểm tra điều kiện phát sóng dây dẫn: Kiểm tra theo điều kiện: (4 - 3) Trong đó: Iscmax: Là dòng điện lớn nhất trong các trường hợp sự cố : Là dòng điện làm việc cho phép của dây dẫn ở to = 25oc K: Là hệ số đièu chỉnh theo nhiệt độ K = 0,8 + Kiểm tra tổn thất điện áp Điều kiện bình thường và điều kiện sự cố: Với phụ tải có máy biến áp điều áp dưới tải thì xét theo điều kiện sau: Tổn thất điện áp trên đường dây thứ i nào đó khi vận hành bình thường được xác định theo công thức sau: (4 - 4) Trong đó: Pi , Qi : Là công suất chạy trên đường dây thư i Ri , Xi : Là điện trở và điện kháng đường dây thứ i Đối với đường dây 2 mạch khi ngưng một mạch thì tổn thất điện áp trên đường dây bằng: Tính toán chi tiết cho từng phương án. Phương án I Sơ đồ mạng điện: Để tiện cho việc tính toán ta thống kê dòng cống suất chạy trên các lộ đường dây như sau: với: mà Dòng công suất truyền từ NĐI phụ tải 9 ở chế độ cực đại Như vậy ở chế độ cực đại hệ thống cần cung cấp cho NĐI bằng 15,9 MW. Công suất phản kháng chạy trên đường dây có thể tính gần đúng. Vậy: Tính cho đường dây NĐI – 1: Lộ kép có L = 51,9km Lựa chọn dây dẫn: Dòng điện chạy trên đường dây NĐI-1 khi phụ tải cực đại theo công thức (4-2). Theo công thức (4-1) ta tính được tiết diện dây dẫn: Như vậy ta chọn dây AC _ 120 có o = 4m có các thông số: Vậy dây AC_120 thoã mãn điều kiện phát sáng vầng quang và phát nóng dây dẫn. Kiểm tra tổn thất điện áp. Trong điều kiện làm việc bình thường tính cho đường dây NĐI-2 lộ kép có L = 58,31km Lựa chọn dây dẫn: Vậy ta chọn dây dẫn AC_120 có D =4m. Tra bảng trong sách mạng lưới điện ta có các thông sô sau: Tính tổn thất điện áp Trong điều kiện làm việc bình thường Khi sự cố đứt một dây: Tính cho đường dây NĐI – 3: Lộ kép có L = 60,83km Lựa chọn dây dẫn: Vậy ta chọn dây dẫn AC_120 có D =4m. Tra bảng trong sách mạng lưới điện ta có các thông sô sau: Tính tổn thất điện áp Trong điều kiện làm việc bình thường Khi sự cố đứt một dây: Tính cho đường dây NĐI – 4: Lộ kép có L = 70,71km Lựa chọn dây dẫn: Vậy ta chọn dây dẫn AC_120 có D =4m. Tra bảng trong sách mạng lưới điện ta có các thông sô sau: Tính tổn thất điện áp Trong điều kiện làm việc bình thường Khi sự cố đứt một dây: Tính cho đường dây NĐI – 5: Lộ kép có L = 44,72km Lựa chọn dây dẫn: Vậy ta chọn dây dẫn AC_120 có D =4m. Tra bảng trong sách mạng lưới điện ta có các thông sô sau: Tính tổn thất điện áp Trong điều kiện làm việc bình thường Khi sự cố đứt một mạch: Tính cho đường dây NĐI – 6: Lộ kép có L = 63,24km Lựa chọn dây dẫn: Vậy ta chọn dây dẫn AC_120 có D =4m. Tra bảng trong sách mạng lưới điện ta có các thông sô sau: Tính tổn thất điện áp Trong điều kiện làm việc bình thường Khi sự cố đứt một mạch: Tính cho đường dây NĐI – 7: Lộ kép có L = 53,85km Lựa chọn dây dẫn: Vậy ta chọn dây dẫn AC_120 có D =4m. Tra bảng trong sách mạng lưới điện ta có các thông sô sau: Tính tổn thất điện áp Trong điều kiện làm việc bình thường Khi sự cố đứt một mạch: Tính cho đường dây NĐI – 8: Lộ kép có L = 60,83km Lựa chọn dây dẫn: Vậy ta chọn dây dẫn AC_120 có D =4m. Tra bảng trong sách mạng lưới điện ta có các thông sô sau: Tính tổn thất điện áp Trong điều kiện làm việc bình thường Khi sự cố đứt một mạch: Tính cho đường dây NĐI – 9: Lộ kép có L = 70,71km Lựa chọn dây dẫn: Để không xuất hiện vầng quang trên đường dây, nên ta chọn dây AC_70 có dòng điện cho phép . Kiểm tra dong điện chạy trên đường dây trong các chế độ sau sự cố. Đối với đường dây NĐ-9-HT sự cố có thể xãy ra trong 2 trường hợp sau: Ngừng một mạch trên đường dây và ngừng một tổ máy phát điện. Nếu ngừng một mạch của đường dây thì dòng điện chạy trên còn lại bằng: Như vậy: Nếu ngừng một tổ máy phát điện thì 3 tổ máy phát còn lại sẽ phát 100% công suất. Do đó tổng công suất phát của NĐ là: Công suất tự dùng của nhà máy NĐ: Công suất chạy trên đường dây bằng: Như vậy trong chế độ sự cố này hệ thống cần cung cấp cho nhà máy NĐI bằng 30,9MW. Công suất phản kháng chạy trên NĐI-9 có thể tính gần đúng: Do đó: Dòng công suất từ hệ thống truyền vào đường dây HT_9 bằng Dòng điện sự cố chạy trên ND_9 bằng Các kết quả cho thấy Tính tổn thất điện áp: Ta có: dây AC_70 có D=4mm Lúc bình thường: Lúc sự cố đứt một mạch: Tính toán cho đoạn HT-9: lộ kép L = 60,83 Với: Vậy chọn dây AC_150 có D = 4m, I = 445A Khi ngừng một mạch, dòng điện chạy trên mạch còn lại có giá trị: Vậy: Trường hợp nếu ngừng một tổ máy phát, dòng điện chạy trên đường dây HT_9 bằng: Tính tổn thất điện áp + Lúc bình thường: Với dây AC_150 có D = 4m có các thông số sau khi sự cố đứt 1 mạch, mạch còn lại có tổn thất điện áp. Bảng tính toán kỹ thuật của phương án I (Bảng 4-1) Số liệu NĐ-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 HT-5 HT-6 HT-7 HT-8 HT-9 NĐ-9 S (MVA) 44 + j18,74 42 + j17,89 40 + j19,37 32 + j19,83 40 + j19,37 38 + j16,18 40 + j19,37 40 + j19,37 49,9 + j26,23 15,9 + j9,86 ILvmax(A) 125,5 119,9 233,5 98,9 116,77 216,5 116,77 116,77 148 49,17 Iscmax(A) 251 239,8 197,8 233,54 233,54 233,54 296 98,34 Fkttt(mm²) 114,09 109 212,2 89,9 106,1 196,8 106,1 106,1 134,5 44,7 Dây dẫn AC - 120 AC - 120 AC0 - 240 AC - 95 AC - 120 AC - 185 AC - 120 AC - 120 AC - 150 AC - 70 k.Icp (A) 304 304 484 364 304 408 304 304 356 212 ro (W/km) 0,27 0,27 0,13 0,33 0,27 0,17 0,27 0,27 0,21 0,46 xo(W/km) 0,408 0,408 0,376 0,414 0,408 0,394 0,408 0,408 0,401 0,425 bo.10-6 (s/km) 2,79 2,79 2,98 2,75 2,79 2,9 2,79 2,79 2,85 2,68 L (km) 51,9 58,31 60,83 70,71 44,72 63,24 53,85 60,83 60,83 70,71 R (W) 7 7,87 7,9 11,67 6,04 10,75 7,27 8,2 6,39 16,26 X (W) 10,59 11,89 22,87 14,6 9,12 24,92 10,98 12,4 12,2 15 1,45 1,63 0,9 1,94 1,25 0,92 1,5 1,69 1,73 1,89 4,18 4,48 6,27 5,48 3,46 6,71 4,16 4,69 5,28 6,53 8,36 8,96 10,96 6,9 8,32 9,38 10,58 13,05 Nhận xét: + Tiết diện dây dẫn đã chọn thoã mãn yêu cầu điều kiện phát nóng, độ bền cơ và phát sinh vầng quang. + Tổn thất điện áp lúc vận hành cực đại: + Tổn thất điện áp lúc vận hành sự cố là: Phương án I đảm bảo chỉ tiêu kỹ thuật. 2) Phơng án II Sơ đồ nối dây: a) Tính toán cho đoạn đờng dây NDI-2: Lộ kép L = 58,31km Lựa chọn dây: Nh vậy chọn dây dẫn: ACO – 240 có D = 4m có các thông số sau: Khi sự cố đứt một dây: Tính tổn thất điện áp: Khi vận hành bình thờng: Khi sự cố đứt một mạch: Tính cho đoạn đờng dây 2 – 3: Lộ đơn: L = 50km Chọn tiết diện dây dẫn Ta chọn ACO-240 có A, có thông số kỹ thuật sau: Tính tổn thất điện áp Tính toán kỹ thuật của phương án II (Bảng 4-2) Số liệu NĐI-1 NĐI-2 2-3 NDI-4 HT-5 HT-6 HT-7 HT-8 HT-9 NĐ-9 S(MVA) 44 + j18,74 82 + j37,26 40 + j19,37 32 + j19,83 40 + j19,37 38 + j16,18 40 + j19,37 40 + j19,37 49,9 + j26,23 15,9 + j9,86 ILvmax (A) 125,5 236,6 233,5 98,9 116,77 216,5 116,77 116,77 148 49,17 IScmax (A) 251 473,2 197,8 233,54 233,54 233,54 296 98,34 FKTtt(mm²) 114,09 215,2 212,3 89,9 106,1 196,8 106,1 106,1 134,5 44,7 Dây dẫn AC - 120 AC0 - 240 AC0 - 240 AC - 95 AC - 120 AC - 185 AC - 120 AC - 120 AC - 150 AC -70 K.ICP (A) 304 484 484 364 304 408 304 304 356 212 Ro(W/km) 0,27 0,13 0,13 0,33 0,27 0,17 0,27 0,27 0,21 0,46 xo(W/km) 0,408 0,376 0,376 0,414 0,408 0,394 0,408 0,408 0,401 0,425 bo.10-6 (s/km) 2,79 2,98 2,98 2,75 2,79 2,9 2,79 2,79 2,85 2,68 L (km) 51,9 58,31 50 70,71 44,72 63,24 53,85 60,83 60,83 70,71 R (W) 7 3,79 6,5 11,67 6,04 10,75 7,27 8,2 6,39 16,26 X (W) 10,59 10,96 18,8 14,6 9,12 24,92 10,98 12,4 12,2 15 1,45 1,74 0,74 1,94 1,25 0,92 1,5 1,69 1,73 1,89 4,18 5,94 5,1 5,48 3,46 6,71 4,16 4,69 5,28 6,53 8,36 11,88 10,96 6,9 8,32 9,83 10,58 13,05 Nhận xét: + Tiết diện dây dẫn chọn thoã mãn điều kiện phát nóng độ bền cơ và phát ánh sáng vầng quang + Tổn thất điện áp lúc vận hành cực đại ở chế độ vận hành bình thường: Là tổn thất điện áp ở phụ tải 3 trên đoạn đường dây NĐI-2-3. + Tổn thất điện áp lớn nhất lúc vận hành bị sự cố lớn nhất: đ Phương án II đảm bảo chỉ tiêu kỹ thuật Phương án III. Sơ đồ nối dây: Tính dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây trong mạch vòng HT-7-8-HT. Giả thiết mạch kín đồng nhất và có cùng tiết diện dây dẫn. S8 = 40 + j.19,37 S7 = 40 + j.19,37 Dòng công suất chạy trên các đoạn dây được tính như sau: Tính tiết diện lựa chọn dây dẫn, tính tổn thất điện áp trong mạch vòng HT-7-8-HT. Tính cho đoạn HT-7: Như vậy ta chọn dây dẫn ACO – 240 có D = 5m có thông sô kỹ thuật sau: Tính tổng điện áp khi làm việc bình thường: Tính cho đoạn HT-8. Lựa chọn dây dẫn: Vậy ta chọn dây dẫn ACO – 240 có D = 5m có thông số kỹ thuật sau: Tính tổn thất điện áp khi làm việc bình thường: c) Tính cho đoạn 7-8. Vậy đường dây 110kv phải chọn dây có tiết diện ³ 70mm² nên ta chọn dây AC – 70 với D = 5m có các thông số kỹ thuật sau: Tính tổn thất điện áp khi làm việc bình thường: Kiểm tra dây dẫn khi sự cố đứt một dây trên mạch vòng. Xét trường hợp đứt một đường dây HT – 7 có: Dòng điện chạy trên đoạn đường dây 7 – 8 sẽ có giá trị lớn nhất khi ngừng đường dây HT – 7 như vậy. Như vậy khi sự cố dây AC – 70 không đáp ứng được yêu cầu về dòng điện, lúc xẫy ra sự cố nên ta phải chọn dây dẫn AC – 95, D = 5m để tăng tiết diện dây dân. Ta có các thông số kỹ thuật sau: Tính tổn thất điện áp khi làm việc bình thường: Tổn thất điện áp lúc sự cố Khi ngừng đoạn HT – 7 tổn thất điện áp trên HT – 8 bằng: Khi ngừng đoạn HT – 8 tổn thất điện áp trên HT – 7 bằng: ị Tổng tổn thất điện áp đoạn đường dây HT – 7 – 8 – HT lớn nhất là: + Khi làm việc bình thường: + Khi sự cố đứt dây HT – 7. Các đoạn dây còn lại đã tính ở phương án I. Từ bảng (4-3) ta có nhận xét của phương án III như sau: + tiết diện dây dẫn đã chọn thoã mãn điều kiện phát nóng, độ bền cơ và phát sáng vầng quang. + Tổn thất điện áp lúc vận hành cực đại là: + Tổn thất điện áp lúc vận hành khi sự cố lớn nhất là: ị Phương án III không đảm bảo chỉ tiêu kỹ thuật. Bảng tính toán kỹ thuật phương án III (Bảng 4-3) Số liệu NĐI-1 NĐI-2 NĐI-3 NĐI-4 HT-5 HT-6 HT-7 7-8 HT-8 NT-9 NĐT-9 S (MVA) 44 + J18,74 42 + J17,89 40 + J19,37 32 + J19,83 40 + 19,37 38 + J16,18 40,41+ j0,19 0,41+ j0,19 39,59+ j19,18 49,9+ j26,23 15,9+ j9,86 ILvmax(A) 125,5 119,9 233,5 98,9 116,77 216,5 235,9 2,37 231,2 148 49,17 Iscmax(A) 251 239,8 197,8 233,54 467,08 233,5 467,08 296 98,34 Fkttt(mm²) 114,09 109 212,2 89,9 106,1 196,8 214,4 2,16 210 134,5 44,7 Dây dẫn AC- 120 AC- 120 AC0- 240 AC- 95 AC- 120 AC- 185 AC0- 240 AC- 95 AC0- 240 AC- 150 AC- 70 k.Icp (A) 304 304 414 364 304 408 448 264 484 356 212 ro (W/km) 0,27 0,27 0,13 0,33 0,27 0,17 0,13 0,33 0,13 0,21 0,46 xo(W/km) 0,408 0,408 0,376 0,414 0,408 0,394 0,39 0,429 0,39 0,401 0,425 bo.10-6 (s/km) 2,79 2,79 2,98 2,75 2,79 2,9 2,86 2,65 2,86 2,85 2,68 L (km) 51,9 58,31 60,83 70,71 44,72 63,24 58,85 72,11 60,83 60,83 70,71 R (W) 7 7,87 7,9 11,67 6,04 10,75 7,65 23,79 7,9 6,39 16,26 X (W) 10,59 11,89 22,87 14,6 9,12 24,92 22,95 30,93 23,7 12,2 15 1,45 1,63 0,9 1,94 1,25 0,92 0,84 0,95 0,87 1,73 1,89 4,18 4,48 6,27 5,48 3,46 6,71 6,26 0,3 6,34 5,28 6,53 8,36 8,96 10,96 6,9 12,4 12,8 12,8 10,58 13,05 Phương án IV. Sơ đồ nối dây a) Tính cho đường dây HT – 5: lộ kép L = 44,72km Lựa chọn dây dẫn: Vậy ta chọn dây ACO – 240 có D = 4m có các thông số kỹ thuật sau (Tra bảng 2,3,4 sách mạng lưới điện – Nguyễn Văn Đạm) Tính tổn thất điện áp: Trong điều kiện vận hành bình thường: Khi sự cố đứt một dây: Tính cho lộ đường dây 5 – 6: lộ đơn có L = 44,72 Lựa chọn dây dẫn: Như vậy ta chọn dây AC – 185 có D = 4m. Tra bảng 2,3,4 Sách mạng lưới điện của tác giả Nguyễn Văn Đạm. Ta được các thông số kỹ thuật sau: Tính tổn thất điện áp trên đường dây: Đang vận hành bình thường. Bảng tính toán kỹ thuật phương án IV (Bảng 4-4) Số liệu NĐT-1 NĐT-2 NĐT-3 NĐT-4 HT-5 5-6 HT-7 HT-8 HT- 9 NĐI-9 S (MVA) 44 + j18,74 42 + j17,89 40 + j19,37 32 + j19,83 78 + j35,55 38 + j16,18 40 + j19,37 40 + j19,37 49,9 + j26,23 15,9 + j9,86 ILvmax(A) 125,5 119,9 233,5 98,9 225,2 217,03 116,77 116,77 148 49,17 Iscmax(A) 251 239,8 197,8 450,4 233,54 233,54 296 98,34 Fkttt(mm²) 114,09 109 212,2 89,9 204,7 197,3 106,1 106,1 134,5 44,7 Dây dẫn AC - 120 AC - 120 AC0 - 240 AC- 95 AC0 - 240 AC - 185 AC - 120 AC - 120 AC - 150 AC - 70 k.Icp (A) 304 304 484 364 484 408 304 304 356 212 ro (W/km) 0,27 0,27 0,13 0,33 0,13 0,17 0,27 0,27 0,21 0,46 xo(W/km) 0,408 0,408 0,376 0,414 0,376 0,394 0,408 0,408 0,401 0,425 bo.10-6 (s/km) 2,79 2,79 2,98 2,75 2,98 2,9 2,79 2,79 2,85 2,68 L (km) 51,9 58,31 60,83 70,71 44,72 44,72 53,85 60,83 60,83 701,71 R (W) 7 7,78 7,9 11,67 2,9 7,6 7,27 8,2 6,39 16,26 X (W) 10,59 11,89 22,87 14,6 8,4 17,6 10,98 12,4 12,2 15 1,45 1,63 0,9 1,94 1,33 0,65 1,5 1,69 1,73 1,89 4,18 4,48 6,27 5,48 4,33 4,74 4,16 4,69 5,28 6,53 8,36 8,96 10,96 8,66 8,32 9,38 10,58 13,05 Nhận xét: + Tiết diện dây dẫn chọn thoã mãn điều kiện phát nóng độ bền cơ và phát sinh vầng quang. + Tổn thất điện áp bình thường lúc vận hành cực đại: + Tổn thất điện áp lúc vận hành khi bị sự cố lớn nhất: ị Phương án IV đảm bảo chỉ tiêu kỹ thuật. Phương án V. Sơ đồ nối dây: Kết hợp cả phương án II và IV ta có bảng kết quả tính toán kỹ thuật phương án V (Bảng 4-5). Số liệu NĐI-1 NĐI-2 2-3 NĐI-4 NĐI-5 5-6 HT-7 HT-8 HI-9 NĐI-9 S (MVA) 44 + j18,74 82 + j37,26 40 + j19,37 32 + j19,83 78 + j35,55 38 + j16,18 40 + j19,37 40 + j19,37 49,9 + j26,23 15,9 + j9,86 ILvmax(A) 125,5 236,6 233,5 98,9 225,2 217,03 116,77 116,77 148 49,17 Iscmax(mm²) 251 473,2 197,8 450,4 233,54 233,54 296 98,34 Fkttt(mm²) 114,09 215,2 212,3 89,9 204,7 197,3 106,1 106,1 134,5 49,7 Dây dẫn AC -120 AC0 -240 AC0 - 240 AC - 95 AC0 - 240 AC - 185 AC - 120 AC - 120 AC - 150 AC - 70 k.ICP (A) 304 484 484 364 484 408 304 304 356 212 ro (W/km) 0,27 0,13 0,13 0,33 0,13 0,17 0,27 0,27 0,21 0,46 xo (W/km) 0,408 0,376 0,376 0,414 0,376 0,394 0,408 0,408 0,401 0,425 bo.10-6 (s/km) 2,79 2,98 2,98 2,75 2,98 2,9 2,79 2,79 2,85 2,68 L (km) 51,9 58,31 50 70,71 44,72 44,72 53,85 60,83 60,83 70,71 R (W) 7 3,79 6,5 11,67 2,9 7,6 7,27 8,2 6,39 16,26 X (W) 10,59 10,96 48,8 14,6 8,4 17,6 10,98 12,4 12,2 15 1,45 1,74 0,74 1,94 1,33 0,65 1,5 1,69 1,73 1,89 4,18 5,94 5,1 5,48 4,33 4,74 4,16 4,69 5,28 6,53 8,36 11,88 10,96 8,66 8,32 9,38 10,58 13,05 Nhận xét: + Tiết diện dây dẫn chọn thoã mãn điều kiện phát nóng độ bền cơ và phát sinh vầng quang. + Tổn thất điện áp bình thường lúc vận hành cực đại. + Tổn thất điện áp lúc xẫy ra sự cố lớn nhất: Bảng tổng tổn thất điện áp của các phương án. (Bảng 4-6) Phương án I 7,25 13,05 II 11,04 16,98 III 7,25 25,6 IV 9,07 13,4 V 11,04 16,98 Từ kế quả bảng 4-6 trên, ta chọn ba phương án I, II và I._.V, V để tiến hành so sánh về mặt kinh tế kỹ thuật. Chương V: So sánh các phương án về mặt kinh tế Trong thực tế việc quyết định bất kỳ một phương án nào của hệ thống điện đều phải dựa trên cơ sở so sánh về mặt kinh tế, một phương án được gọi là tối ưu khi mà nguyên tắc cung cấp điện được bảo đảm và phải kinh tế nhất. Các phương án được so sánh về mặt kinh tế thì chưa cần đề cập đến các trạm biến áp ở các phương án là giống nhau để giảm khối lượng và tránh tính toán trung lặp không cần thiết. Ta không cần so sánh những phần giống nhau của các phương án với nhau. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn hằng năm là bé nhất. Phí tổn hằng năm các phương án được tính theo biểu thức: (còn gọi là hàm chi phí) Trong đó: + avh: Là hệ số phí tổn vận hành gồm các phí tổn khấu hao, ta sữa chữa định kỳ và phục vụ vận hành các đường dây của mạng điện, ở đây ta lấy: avh = 0,04. + atc: Là hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư phụ: + Với Ttc giảm tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư phụ: Ttc = 8năm + K là vốn đầu tư của mạng điện. Trong tính toán sơ bộ bỏ qua máy cắt mà chỉ tính thành phần chính là đường dây. K=ko.l (đồng) + Với ko là giá tiền cho 1km đường dây (đường dây kép = 1,6 lần so với lộ đơn). + L là chiều dài đoạn đường dây (km). + ẹA là tổng tổn thất hằng năm trong mạng điện. Với T: Là thời gian tổn thất công suất tác dụng lớn nhất trong năm được tính theo: , với Tmax=4900h C giá 1kwh điện năng tổn thất: C = 500đ/kwh. Dự kiến các phương án đều dùng cột bê tông ly tâm và thép nên ta có bảng tổng hợp giá đầu tư cho 1km đường dây như sau: Loại dây AC – 70 AC – 95 AC – 120 AC – 150 AC – 185 AC – 240 Giá: x10-6đ/km 168 224 280 336 392 444 Tính cho phương án I. Đường dây NĐI-1: lộ kép L = 51,9km Có: Dây AC – 120 có ko = 280.106 đ/km + Vốn đầu tư cho đường dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng. Đường dây NĐ-2: lộ kép L=58,35km. có: Với dây AC – 120 có ko = 280.106 đồng/km. + Vốn đầu tư cho đương dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng. Đường dây NĐI-3: lộ đơn L = 60,83km. có: Với dây AC O – 240 có ko = 444.106 đồng/km. + Vốn đầu tư cho đương dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng. Đường dây NĐI-4: lộ kép L = 70,71km. có: Với dây AC – 95 có ko = 224.106 đồng/km. + Vốn đầu tư cho đương dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng. 5) Đường dây HT-5: lộ kép L = 44,72km. có: Với dây AC – 120 có ko = 280.106 đồng/km. + Vốn đầu tư cho đương dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng. Tính cho đường dây NĐ-6: lộ đơn có L = 63,24kw. có: Với dây AC – 185 có ko = 392.106 đồng/km. + Vốn đầu tư cho đương dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng. Tính cho đường dây HT-7: lộ kép có L = 53,85km. có: Với dây AC – 120 có ko = 280.106 đồng/km. + Vốn đầu tư cho đương dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng. Tính cho đường dây HT-8: lộ kép có L = 60,83km có: Với dây AC – 120 có ko = 280.106 đồng/km. + Vốn đầu tư cho đương dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng. Tính cho đường dây HT-9: lộ kép có L = 60,83km. có: Với dây AC – 150 có ko = 336.106 đồng/km. + Vốn đầu tư cho đương dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng. 10) Tính cho đường dây NĐI-9: lộ kép có L = 70,71km. có: Với dây AC – 70 có ko = 168.106 đồng/km. + Vốn đầu tư cho đương dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng. Bảng tổng kết phương án I (Bảng 5-1) Đoạn đường dây Loại dây Chiều dài L(km) Đơn giá (106đ/km) K (109đồng) ẹA.106 (kwh) Z (109đồng) NĐI – 1 2 x AC_120 51,9 280 23,25 4,36 6,02 NĐI – 2 2 x AC_120 58,31 280 26,12 4,47 6,54 NĐI – 3 ACO_240 60,83 444 27 4,26 6,58 NĐI – 4 2 x AC_95 70,71 224 25,34 4,51 6,44 HT – 5 2 x AC_120 44,72 280 20,03 3,25 4,93 HT – 6 AC_185 63,24 392 24,79 5 6,59 HT – 7 2 x AC_120 53,85 280 24,12 3,92 5,94 HT – 8 2 x AC_120 60,83 280 27,25 4,42 6,71 HT – 9 2 x AC_150 60,83 336 32,7 5,54 8,16 NĐI – 9 2 x AC_70 70,71 168 19 1,55 3,91 Tổng 595,93 249,6 41,28 61,82 Tính toán cho phương án II. Đường dây NĐI-2. Lộ kép có L = 58,31km có: Với dây ACO – 240 có ko = 444.106 đồng/km. + Vốn đầu tư cho đương dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng. Đường dây 2-3: lộ đơn có L = 50km. có: Với dây ACO – 240 có ko = 444.106 đồng/km. + Vốn đầu tư cho đương dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng. Các đường dây còn lại được tính như phương án I. Vậy ta có bảng kết quả tính toán phương án I (Bảng 5-2). Bảng tổng kết phương án II (Bảng 5-2) Đoạn đường dây Loại dây Chiều dài L(km) Đơn giá (106đ/km) K (109đồng) ẹA.106 (kwh) Z (109đồng) NĐI - 1 2 x AC_120 51,9 280 23,25 4,36 6,02 NĐI - 2 2xACO_240 58,31 444 41,42 8,39 11,03 2 – 3 ACO_240 50 444 22,2 3,5 5,4 NĐI - 4 2 x AC_95 70,71 224 25,34 4,51 6,44 HT – 5 2 x AC_120 44,72 280 20,03 3,25 4,93 HT – 6 AC_185 63,24 392 24,79 5 6,59 HT – 7 2 x AC_120 53,85 280 24,12 3,92 5,94 HT – 8 2 x AC_120 60,83 280 27,25 4,42 6,71 HT – 9 2 x AC_150 60,83 336 32,7 5,54 8,16 NĐI – 9 2 x AC_70 70,71 168 19 1,55 3,91 Tổng 585,1 260,1 44,44 65,13 Tính toán cho phương án IV. Tính cho đường dây HT – 5: lộ kép có L = 44,72km. có: Với dây ACO – 240 có ko = 444.106 đồng/km. + Vốn đầu tư cho đương dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng Tính cho đường dây 5 – 6: lộ đơn có L = 44,72km. có: Với dây AC – 185 có ko = 392.106 đồng/km. + Vốn đầu tư cho đường dây là: đồng. + Tổn thất điện năng: + Phí tổn tính toán hằng năm cho đường dây: đồng. Các đường dây còn lại được tính như phương án I. Bảng tổng kết phương án IV (Bảng 5-3) Đoạn đường dây Loại dây Chiều dài L(km) Đơn giá (106đ/km) K (109đồng) ẹA.106 (kwh) Z (109đồng) NĐI – 1 2 x AC_120 51,9 280 23,25 4,36 6,02 NĐI – 2 2 x AC_120 58,31 280 26,12 4,47 6,54 NĐI – 3 2 x AC_240 60,83 444 27 4,26 6,58 NĐI – 4 2 x AC_95 70,71 224 25,34 4,51 6,44 HT – 5 2xACO_240 44,72 444 31,77 5,81 8,15 5 – 6 AC_185 44,72 392 17,53 3,58 4,68 HT – 7 2 x AC_120 53,85 280 24,12 3,92 5,94 HT – 8 2 x AC_120 60,83 280 27,25 4,42 6,71 HT – 9 2 x AC_150 60,83 336 32,7 5,54 8,16 NĐI – 9 2 x AC_70 70,71 168 19 1,55 3,91 Tổng 577,41 254,08 42,42 63,13 Tính cho phương án V. Kết hợp phương án II và phương án IV ta có bảng kết quả phương án V. Bảng kết quả phương án V (Bảng 5-4) Đoạn đường dây Loại dây Chiều dài L(km) Đơn giá (106đ/km) K (109đồng) ẹA.106 (kwh) Z (109đồng) NĐI – 1 2 x AC-120 51,9 280 23,25 4,36 6,02 NĐI – 2 2xACO_240 58,31 444 41,42 8,39 11,03 NĐI – 3 ACO_240 50 444 22,2 3,5 5,4 NĐI – 4 2 x AC_95 70,71 224 25,34 4,51 6,44 HT – 5 2xACO_240 44,72 444 31,77 5,81 8,15 5 – 6 AC_95 44,72 392 17,53 3,58 6,46 HT – 7 2 x AC_120 53,85 280 24,12 3,92 5,94 HT – 8 2 x AC_120 60,83 280 27,25 4,42 6,71 HT – 9 2 x AC_150 60,83 336 32,7 5,54 8,16 NĐI – 9 2 x AC_70 70,71 168 19 1,55 3,91 Tổng 264,58 45,58 66,44 Bản tổng kết chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật các phương án (Bảng 5-5) Phương án Các chỉ tiêu I II IV V 6,53 11,04 9,07 11,04 13,05 16,98 13,4 16,98 42,59 45,52 43,73 45,58 đồng 246,44 257,5 250,92 264,58 đồng 61,96 65,25 63,27 66,44 chương VI: chọn máy biến áp và sơ đồ nối điện chính. 6.1. chọn máy biến áp hạ áp. 6.1.1. Nguyên tắc chung. 1. Tình hình hộ tiêu thụ điện: Trong mạng điện thiết kế có 2 loại hộ tiêu thụ điện đó là hộ loại I và hộ loại III: + Đối với hộ tiêu thụ loại I do tính chất cần được cung cấp điện liên tục cho nên phải có mạng điện dự phòng và máy dự phòng vì vậy đối với hộ phụ tải loại này ta phải chọn mỗi trạm có ít nhất 2 máy biến áp. + Đối với hộ loại III, loại hộ này không mang tính chất quan trọng nhiều, có thể ngừng cấp điện trong thời gian ngắn, không có mạch dự phòng, để kinh tế nhất ta chỉ cho một máy biến ấp. 2. Dựa vào công suất và điện áp của phụ tải. + Tất cả các trạm biến áp thiết kế chỉ có 2 điện áp, điện áp cao 110kV và hạ áp 22kV do vâỵ ta chọn máy biến áp loại 3 pha 2 cuộn dây. + Đối với những hộ có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, ta chọn loại máy biến áp không có bộ điều chỉnh điện áp dưới tải, còn đối vo3ứi hộ yêu cầu điều chỉnh điện áp thường, để khinh tế ta chọn máy biến áp có bộ điều chỉnh điện áp dưới tải. + Dựa vào công suất các hộ phụ tải, ta thấy công suất không lớn lắm nên ta tiến hành chọn : Hộ loại I chọn 2 máy biến áp. Hộ loại III chọn 1 máy biến áp. 6.1.2. Xác định công suát máy biến áp: + Nếu trạm có 2 máy biến áp : + Nếu trạm có 1 máy biến áp : Trong đó: SđmBA : công suất máy biến áp điện được chọn (công suất thực máy biến áp) Spt max : công suất phụ tải ở chế độ sau sự cố, k = 1,4 n: số lượng máy biến áp, n = 2. 6.1.3. Qua tải máy biến áp: Trong thiết kế khi tính toán chọn máy biến áp, ta cần chú ý sử dụng khả năng quá tải của máy biến áp để giảm công suất đặt của nó. Quá tải bình thường: Trong chế độ làm việc bình thường máy biến áp được phép quả tải với hệ số cho phép nào đó: Quá tải sự cố: Trong qúa trình quá tải sự cố máy biến áp được phép quá tải 40% công suất định mức, trong thời gian 5 ngày đêm và thời gian phụ tải trong mỗi ngày đêm không quá 6h và hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường việt nam. 6.1.4. Tính toán chọn máy biến áp cho từng trạm: 1.Tính toán chọn máy biến áp cho trạm máy biến áp số 1 (T1): Phụ tải yêu cầu loại I, yêu cầu điều chỉnh điện ấp khác thường với Pmax = 44MW, cosj = 0,92. Ta chọn 2 máy biến áp có bộ điều áp dưới tải có công suất: Vậy ta chọn 2 máy biến áp cho từng trạm 1 là TPDH_40000/110 có Sđm = 40MVA. Tính chọn máy biến áp cho trạm 2 (T2): Phụ tải yêu cầu loại I, yêu cầu điều chỉnh điện ấp khác thường với Pmax = 42MW, cosj = 0,92. Ta chọn 2 máy biến áp có bộ điều áp dưới tải có công suất: Vậy ta chọn 2 máy biến áp cho từng trạm 2 là TPDH_40000/110 có Sđm = 40MVA. Tính chọn máy biến áp cho trạm 3 (T3): Phụ tải yêu cầu loại III, yêu cầu điều chỉnh điện ấp thường với Pmax = 40MW, cosj = 0,90. Ta chọn 1 máy biến áp có bộ điều áp dưới tải có công suất: Vậy ta chọn 1 máy biến áp cho từng trạm 3 là TPD_63000/110 có Sđm = 63MVA. Tính chọn máy biến áp cho trạm 4 (T4): Phụ tải yêu cầu loại I, yêu cầu điều chỉnh điện ấp khác thường với Pmax = 32MW, cosj = 0,85. Ta chọn 2 máy biến áp có bộ điều áp dưới tải có công suất: Vậy ta chọn 2 máy biến áp cho từng trạm 4 là TPDH_32000/110 có Sđm = 32MVA. Tính chọn máy biến áp cho trạm 5 (T5): Phụ tải yêu cầu loại I, yêu cầu điều chỉnh điện ấp khác thường với Pmax = 40MW, cosj = 0,9. Ta chọn 2 máy biến áp có bộ điều áp dưới tải có công suất: Vậy ta chọn 2 máy biến áp cho từng trạm 5 là TPD_32000/110 có Sđm = 32MVA. Tính chọn máy biến áp cho trạm 6 (T6): Phụ tải yêu cầu loại III, yêu cầu điều chỉnh điện ấp thường với Pmax = 38MW, cosj = 0,92. Ta chọn 1 máy biến áp có bộ điều áp dưới tải có công suất: Vậy ta chọn 1 máy biến áp cho từng trạm 6 là TPD_63000/110 có Sđm = 63MVA. Tính chọn máy biến áp cho trạm 7 (T7): Phụ tải yêu cầu loại I, yêu cầu điều chỉnh điện ấp khác thường với Pmax = 40MW, cosj = 0,9. Ta chọn 2 máy biến áp có bộ điều áp dưới tải có công suất: Vậy ta chọn 2 máy biến áp cho từng trạm 7 là TPDH_32000/110 có Sđm = 32MVA. Tính chọn máy biến áp cho trạm 8 (T8): Phụ tải yêu cầu loại I, yêu cầu điều chỉnh điện ấp khác thường với Pmax = 40MW, cosj = 0,9. Ta chọn 2 máy biến áp có bộ điều áp dưới tải có công suất: Vậy ta chọn 2 máy biến áp cho từng trạm 8 là TPD_32000/110 có Sđm = 32MVA. Tính chọn máy biến áp cho trạm 9 (T9): Phụ tải yêu cầu loại I, yêu cầu điều chỉnh điện ấp khác thường với Pmax = 34MW, cosj = 0,9. Ta chọn 2 máy biến áp có bộ điều áp dưới tải có công suất: Vậy ta chọn 2 máy biến áp cho từng trạm 1 là TPD_32000/110 có Sđm = 32MVA. 6.2. Chọn máy biến áp tăng áp: Do nhà máy điện phát tất cả công suất vào mạng điện áp 110 kV (trừ công suất tự dùng), do đó nối các máy biến áp theo sơ đồ khối máy phát điện – máy biến áp. Trong trường hợp này công suất của mỗi máy biến áp đước xác định theo công thức: Trong đó: Sđm là công suất định mức của mỗi máy phát điện chọn 4 máy biến áp cho máy phát điện NĐI loại: TDH_63000/110 có SđmBA = 63MVA Bảng 6.1: Bảng thông số máy biến áp đã được chọn của các trạm biến áp Tên trạm Số MBA Loại MBA Số liệu Yêu cầu đ.c đ.áp Sđm (MVA) Ucđm (kV) UHđm (kV) UN% DPn (kW) DP0 (kW) RT (W) XT (W) DQ0 (kVAr) 1 2 TPDH-40.000/110 KT 40 115 22 10,5 175 42 1,44 34,8 280 2 2 TDH-40.000/110 T 40 115 22 10,5 175 42 1,44 34,8 280 3 1 TPD-63.000/110 T 63 115 22 10,5 260 59 0,87 22 410 4 2 TPDH-32.000/110 KT 32 115 22 10,5 145 35 1,87 43,5 240 5 2 TPD-32.000/110 T 32 115 22 10,5 145 35 1,87 43,5 240 6 1 TPD-63.000/110 T 63 115 22 10,5 260 59 0,87 22 410 7 2 TPDH-32.000/110 KT 32 115 22 10,5 145 35 1,87 43,5 240 8 2 TPD-32.000/110 T 32 115 22 10,5 145 35 1,87 43,5 240 9 2 TPD-32.000/110 T 32 115 22 10,5 145 35 1,87 43,5 240 NĐI 4 TPD-63.000/110 T 63 115 22 10,5 260 59 0,87 22 410 6.3.chọn sơ đồ nối điện chính: 1, Chọn sơ đồ nối dây chi tiết cho các trạm hạ áp: a, Sơ đồ nối dây cho trạm T3, T6: Lộ đơn và có 1 máy biến áp nên ta có sơ đồ như sau: ( H6-1 ) b, Chọn sơ đồ nối dây cho trạm T1, T2, T4, T5, T7,T8: Đây là trạm phân phối ở cuối đường dây cấp điện cho phụ tải quan trọng đều đặt 2 máy biến áp vận hành song song nên ta dùng sơ đồ cầu phía cao áp. Nếu đường dây tới các trạm nhỏ hơn 70 km thì khả năng xảy ra sự cố trên đường dây ít hơn do vậy ở trạm cuối ta chọn sơ đồ cầu trong có máy cắt ở phía máy biến áp : Sơ đồ như hình ( H6-2 ) H 6-2 Đối với đường dây có chiều dài lớn hơn 70 km thì khả năng xảy ra sự cố trên dường dây lớn hơn nên trạm cuối ta chọn sơ đồ cầu ngoài có máy cắt ở phía đường dây để cách ly sự cố. c, Chọn sơ đồ nối dây cho trạm trung gian T9: Đây là trạm biến áp trung gian có thanh góp cao áp vừa làm nhiệm vụ nhận điện cho các phụ tải trong hệ thống nhằm đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện liên tục. Ta sử dụng sơ đồ hệ thống có 2 thanh góp có máy cắt liên lạc thanh góp có ưu điểm linh hoạt trong vận hành sửa chữa. Đồng thời làm nhiệm vụ truyền công suất giữa 2 nhà máy điện. Sơ đồ nối dây ( H6-3 ): H6.3 H.6-3 2, Chọn sơ đồ nối dây cho các trạm tăng áp, các nhà máy điện: Nhà máy điện không có các phụ tải phụ tải địa phương, toàn bộ công suất phát hết lên lưới cao áp (Trừ 1 phần nhỏ cho tự dùng nhà máy điện khoảng 10%) nên các máy phát điện và các nhà máy điện được nối theo sơ đồ nối theo sơ đồ bộ. Thanh góp của nhà máy điện phải đảm bảo cung cấp điện liên tục linh hoạt sửa chữa , mặt khác tuỳ thuộc số lộ vào, ra trong mỗi trạm nên ta chọn sơ đồ của từng trạm nhà máy điện như sau: H6.4 2, Chọn sơ đồ nối dây cho các trạm tăng áp, các nhà máy điện: Nhà máy điện không có các phụ tải phụ tải địa phương, toàn bộ công suất phát hết lên lưới cao áp (Trừ 1 phần nhỏ cho tự dùng nhà máy điện khoảng 10%) nên các máy phát điện và các nhà máy điện được nối theo sơ đồ nối theo sơ đồ bộ. Thanh góp của nhà máy điện phải đảm bảo cung cấp điện liên tục linh hoạt sửa chữa , mặt khác tuỳ thuộc số lộ vào, ra trong mỗi trạm nên ta chọn sơ đồ của từng trạm nhà máy điện như sau: Dựa trên số lộ vào, ra của trạm nhà máy điện NĐI là 9 lộ và công suất truyền tải qua trạm tương đối lớn vì vậy ta chọn sơ đồ của trạm là sơ đồ hệ thống 2 thanh góp. H6-5. H_6-5 chương VII tính toán chính xác các chế độ và cân bằng công suất. Trong tính toán các tình trạng làm việc của mạng điện, ta phải xác định các 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 phải kể đến công suất phản kháng do đường dây sinh ra. Đối với mạng điện khu vực cần phải tính toán chính xác nghĩa là công xuất ở đâu thì lấy điện áp ở đó ( điện áp thực tế vận hành ) * xác định trạng thái điển hình của mạng điện. 1, Tính dung dẫn do đường dây sinh ra theo biểu thức: DQCd = DQCc = U2đm.B/2 (MVAr) Đường dây NĐI-1: DQCd = DQCd = 1102.1,45.10-4 = 1,75 MVAr Đường dây NĐI-2: DQCd = DQCd = 1102.1,63.10-4 = 1,97 MVAr Đường dây NĐI-3: DQCd = DQCd = 1102.0,90.10-4 = 1,09 MVAr Đường dây NĐI-4: DQCd = DQCd = 1102.1,94.10-4 = 2,35 MVAr Đường dây HT- 5: DQCd = DQCd = 1102.1,25.10-4 = 1,51 MVAr Đường dây HT- 6: DQCd = DQCd = 1102.0,92.10-4 = 1,11 MVAr Đường dây HT- 7: DQCd = DQCd = 1102.1,5.10-4 = 1,82 MVAr Đường dây HT- 8: DQCd = DQCd = 1102.1,69.10-4 = 2,04 MVAr Đường dây HT- 9: DQCd = DQCd = 1102.1,73.10-4 = 2,09 MVAr Đường dây NĐI- 9: DQCd = DQCd = 1102.1,89.10-4 = 2,29 MVAr 2, Tính tổn thất công suất trong máy biến áp: Tổn thất công suất trong máy biến áp được tính theo: + Với trạm có 1 máy biến áp : DSBA = (DP0 + DPN%.) + j.( DQ0 + ) MVA + Với trạm có n máy biến áp: DSBA = (n.DP0 + DPN%.) + j.(n. DQ0 + ) MVA + Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây được tính theo công thức: DSZ = .( R + j.X ) * tính toán chính xác các chế độ vận hành và cân bằng công suất của hệ thống điện: i.chế độ phụ tải cực đại: Bảng tính dung dẫn của nửa đường dây như sau: Bảng 7.1 Nhánh Số lộ Chiều dài b0.10-4 S/km DQc MVAr DQc/2 MVAr NĐI- I 2 51,9 2,79 1,75 0,875 NĐI- 2 2 58,31 2,79 1,97 0,98 NĐI-3 1 60,83 2,98 1,09 0,545 NĐI-4 2 70,71 2,75 2,35 1,175 HT-5 2 44,72 2,79 1,51 0,755 HT-6 1 63,24 2,9 1,11 0,555 HT-7 2 53,85 2,79 1,82 0,91 HT-8 2 60,83 2,79 2,04 1,02 HT-9 2 60,83 2,85 2,09 1,045 NĐI-9 2 70,71 2,68 2,29 1,145 1, Đường dây NĐI-1: (Lộ kép ) Spt1 = 44 + j.18,74 MVA; QCd = QCc = 1,75 MVAr Z1 = 7 + j.10,59 W Ta có sơ dồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA = 2.0,042 +.0,175. + j.( 2.0,28 + ) = 0,21 + j.3,56 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB1 = Spt1 + DSBA1 = 44 + j.18,74 + 0,21 + j.3,56 = 44,21 + j.22,3 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’1 = SB1 – j. DQCc = 44,21 + j.22,3 – j.1,75 = 44,21 + j.20,55 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ1 = .( R + j.X ) =.(7 + j.10,59 ) = 1,37 + j.2,07MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’1 = S’’1 + DSZ1 = 44,21 + j.20,55 + 1,37 + j.2,07 = 45,58 + j.22,62 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N1 là: S1 = S’1 – j. DQCc = 45,58 + j.22,62 – j.1,75 = 45,58 + j.20,87 MVA 2, Đường dây NĐI-2: (Lộ đường dây kép ) Spt2 = 42 + j.17,89 MVA; QCd = QCc = 1,97 MVAr Z2 = 7,87 + j.11,89 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA2 = 2.0,042 + 0,175. + j.( 2.0,28 + ) = 0,2 + j.3,3 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB2 = Spt2 + DSBA2 = 42 + j.17,89 + 0,2 + j.3,3 = 42,2 + j21,19 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’2 = SB2 – j. DQCc = 42,2 + j.21,19 – j.1,97 = 42,2 + j.19,22 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ2 =.( R + j.X ) =.(7,87 + j.11,89 ) = 1,4 + j.2,1 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’2 = S’’2 + DSZ2 = 42,2 + j.19,22 + 1,4 + j.2,1 = 43,6 + j.21,32 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N2 là: S2 = S’2 – j. DQCc = 43,6 + j.21,32 – j.1,97 = 43,6 + j.19,35 MVA 3, Đường dây NĐI-3: (Lộ đơn ) Spt3 = 40 + j.19,37 MVA; j.QCd =j. QCc = 1,09 MVAr Z3 = 7,9 + j.22,87 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA3 = 0,059 + 0,26. + j.( 0,41 + ) = 0,19 + j.3,7 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB3 = Spt3 + DSBA3 = 40 + j.19,37 + 0,19 + j.3,7 = 40,19 + j.23,07 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’3 = SB3 – j. DQCc = 40,19 + j.23,07 – j.1,09 = 40,19 + j.21,98 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ3 = .( R + j.X ) = .(7,9 + j.22,87) = 1,37 + j.3,97 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’3 = S’’3 + DSZ3 = 40,19 + j.21,98 + 1,37 + j.3,97 = 41,56 + j.25,95 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N3 là: S3 = S’3 – j. DQCc = 41,56 + j.25,95 – j.1,09 = 41,56 + j.24,86 MVA 4, Đường dây NĐI-4: (Lộ kép ) Spt4 = 32 + j.19,83 MVA; QCd = QCc = 2,35 MVAr Z4 = 11,67 + j.14,6 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA4 = 2.0,035 + 0,145. . + j.( 2.0,24 + ) = 0,17 + j.2,8 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB4 = Spt4 + DSBA4 = 32 + j.19,83 + 0,17 + j.2,8 = 32,17 + j22,63 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’4 = SB4 – j.DQCc = 32,17 + j.22,63 – j.2,35 = 31,17 + j.20,28 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ4 = .( R + j.X ) =.(11,67 + j.14,6) = 1,39 + j.1,74 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’4 = S’’4 + DSZ4 =32,17 + j.22,63 + 1,39 + j.1,74 = 33,56 +j.24,37 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N4 là: S4 = S’4 – j. DQCc = 33,56 + j.24,37 – j.2,35 = 33,56 + j.22,02 MVA 5, Đường dây HT-5: (Lộ kép ) Spt5 = 40 + j.19,37 MVA; QCd = QCc = 1,51 MVAr Z5 = 6,04 + j.9,12 W Ta có sơ đồ thay thế: + Ta có sơ đồ thay thế: DSBA5 = 2.0,035 + 0,145. + j.( 2.0,24 + ) = 0,21 + j.3,72 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB5 = Spt5 + DSBA5 = 40 + j.19,37 + 0,21 + j.3,72 = 40,21 + j.23,09 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’5 = SB5 – j. DQCc = 40,21 + j.23,09 – j.1,51 = 40,21+ j.21,58 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ5 = .( R + j.X ) =.(6,04 + j.9,12) = 1,04 + j.1,57 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’5 = S’’5 + DSZ5 = 40,21 + j.21,58 + 1,04 + j.1,57 = 41,25 + j.23,15 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N5 là: S5 = S’5 – j. DQCc = 41,25+ j.23,15 – j.1,51 = 41,25+ j.21,64 MVA 6, Đường dây HT-6: (Lộ dường dây đơn ) Spt6 = 38 + j.16,18 MVA; QCd = QCc = 1,11 MVAr Z6 = 10,75 + j.24,92 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA6 = 0,059 + 0,26. + j.( 0,41 + ) = 0,17 + j.3,25 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB6 = Spt6 + DSBA6 = 38 + j.16,18 + 0,17 + j.3,25 = 38,17 + j.19,43 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’6 = SB6 – j. DQCc = 38,17 + j.19,43 – j.1,11 = 38,17+ j.18,32 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ6 = .(R + j.X) =.(10,75 + j.24,92) = 1,59 + j.3,69 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’6 = S’’6 + DSZ6 = 38,17 + j.18,32 + 1,59 + j.3,69 = 39,76 + j.22,01 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N6 là: S6 = S’6 – j. DQCc = 39,76 + j.22,01– j.1,11 = 39,76 + j.20,9 MVA 7, Đường dây HT-7: (Lộ kép ) Spt7 = 40 + j.19,37 MVA; QCd = QCc = 1,82 MVAr Z7 = 7,27 + j.10,98 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA7 = 2.0,035 + 0,145. + j.(2.0,24 + ) = 0,21 + j.3,72 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB7 = Spt7 + DSBA7 = 40 + j.19,37 + 0,21 + j.3,72 = 40,21 + j.23,09 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’7 = SB7 – j.DQCc = 40,21 + j.23,09 – j.1,82 = 40,21 + j.21,27 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ7 = .( R + j.X ) =.(7,27 + j.10,98) = 1,24 + j.1,88 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’7 = S’’7 + DSZ = 40,21 + j.21,27 + 1,24 + j.1,88 = 41,45 + j.23,15 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N7 là: S7 = S’7 – j. DSCc = 41,45 + j.23,15 – j.1,82 = 41,45 + j.21,33 MVA 8, Đường dây HT-8: (Lộ kép ) Spt8 = 40 + j.19,37 MVA; QCd = QCc = 2,04 MVAr Z8 = 8,2 + j.12,4 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA8 = 2.0,035 + 0,145. + j.(2.0,24 + ) = 0,21 + j.3,72 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB8 = Spt8 + DSBA8 = 40 + j.19,37 + 0,21 + j.3,72 = 40,21 + j.23,09 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’8 = SB8 – j.DQCc = 40,21 + j.23,09 – j.2,04 = 40,21 + j.21,05 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ8 = .( R + j.X ) =.(8,2 + j.12,4) = 1,4 + j.2,1 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’8 = S’’8 + DSZ8 = 40,21 + j.21,05 + 1,4 + j.2,1 = 40,21 + j.23,15 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N8 là: S8 = S’8 – j. DSCc = 40,21 + j.23,15 – j.2,04 = 41,61 + j.21,11 MVA 9, Xác định công suất truyền tải trên đường dây NĐI-9-HT: Sơ đồ thay thế đường dây NĐI-4-HT: Từ các bảng (4-1), (6-1) ta tính được các thông số của các phần tử trong mạng điện như sau: + Máy biến áp có: DS0 = 2(DP0 + j. DQ0) = 2(0,035+j.0,24) = 0,07 + j.0,48 MVA Zb = .(Rb + j.Xb) = .(1,87 +j.43,5) = 0,935 + j.21,75 MVA + Đường dây NĐI-9: ZNĐI-9 = 16,26 + j.15W; BNĐ/2 = 1,89.10 S + Đường dây HT_9: ZHT-9 = 6,39 + j.12,2W; BHT/2 = 1,73.10 S a, Tính dòng công suất từ NĐI chạy vào đường dây 9: + Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp của nhà máy bằng, costd = 0,75: + Tổn thất công suất trong trạm tăng áp bằng: DSBA-TA = 4.0,059 +0,26. + j.(4.0,41 + ) = 0,73 + j.14,22 MVA + Công suất truyền vào thanh góp cao áp của trạm tăng áp bằng: + Tổng công suất cấp cho các phụ tải 1, 2, 3, 4 láy từ thanh góp cao áp của nhà máy nhiệt điện: Như vậy công suất nhiệt điện vào đường dây 9 bằng: Như vậy ở chế độ cực đại hệ thống cần cung cấp cho NĐI một lượng công suất là 20,28 MVA + Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây 9: DQCNd = DQCCN = 2,29 MVAr + Công suất trước tổng trở đường dây: S’N9 = SN9 - j.DQCNd = 15,03 + j.13,61 - j.2,29 = 15,03 + j.11,32 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZN9 = .( R + j.X ) =.(16,26 + j.15 ) = 0,47 + j.0,44 MVA + Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị: S’’N9 = S’N9 - DSZN = 15,03 + j.11,32 + 0,47 + j.0,44 = 15,57 + j.11,76 MVA + Công suất chạy vào nút 9: S’’’N9 = S’’N9 – j. DQCCN = 15,57 + j.11,76 – j.2,29 = 15,57 + j.9,47 MVA b,Tính công suất chạy vào cuộn dây cao áp trong: + Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp: DSB9 = 2.0,035 +0,145. + j.(2.0,24 + ) = 0,17 + j.3,72 MVA + Công suất trước tổng trở MBA SB9 = S9 + DSB9 = 34 + j.16,47 + 0,17 + j.3,72 = 34,17 + j.20,19 MVA + Dòng công suất chạy vào cuộn dây cao áp áp máy biến áp SC = SB9 + DS0 = 34,17 + j.20,19 + 0,07 + j.0,48 = 34,24 + j.20,67 MVA c, Tính dòng công suất từ hệ thống chạy vào nút 9: S’’’H9 = SC + S’’’N9 = 34,28 + j.20,67 + (15,57 + j.9,47) = 49,85 + j.30,14 MVA + Công suất điện dung đầu và cuối đường dây HT-9: DQCHd = DQCHC = 2,09 MVAr + công suất sau tổng trở đường dây bằng: S’’H = S’’’H9 - jDQCHd = 49,85 +j.30,14 – j.2,09 = 49,85 + j.28,05 MVA + Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây: DSZH9 = .( R + j.X ) =.(6,39 + j.12,2) = 1,67 + j.3,2 MVA + Công suất trước tổng trở đường dây: S’H9 = S’’H9 + DSZH9 = 49,85 + j.28,05 + 1,67 + j.3,2 = 51,52 + j31,25 MVA + Công suất từ hệ thống chạy vào đường dây: SH9 = S’H9 – j.DQCHC = 51,52 + j.31,25 – j.2,09 = 51,52 + j.29,16 MVA Kiểm tra sự chính xác sự cân bằng công suất phản kháng trong toàn mạng: + Nếu thì ta không cần bù cưỡng bức. + Nếu thì mạng phải đặt thiết bị bù. Từ kết quả tính được ở trên ta có tổng công suât yêu cầu trên thanh góp 110 kV của hệ thống và nhà máy điện bằng: Vậy: Ta có: , với cos = 0,85. Vậy: Công suất phản kháng do các nguồn cung cấp lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu. Vì vậy không cần bù công suất phản kháng (bù cưỡng bức) trong chế độ phụ tải cực đại. II. CHế độ cực tiểu: Phụ tải cực tiểu: Pmin = 0,5.Pmax Xác định chế độ vận hành của máy biến áp: Trong chế độ vận hành phụ tải cực tiểu, để giảm tổn thất công suất do lõi sắt từ gây ra trong tình trạng non tải của các trạm có 2 máy biến áp vận hành song song. Chế độ này ta có thể cắt bớt 1 máy biến áp tại các trạm có 2 máy vạn hành song song. Điều kiện để cắt bớt 1 máy biến áp trong trạm là: Trong đó: + Spt: là công suất truyền tải qua trạm ở chế độ phụ tải cực tiểu: Pmin = 0,5.Pmax + Sgh: là công suất giới hạn. + SđmBA: là công suất đính mức máy biến áp. + : là tổn thất công suất ngắn mạch của máy biến áp. Ta tính toán công suất giớ hạn cho các máy b9ến áp: SđmBA = 32MVA SđmBA = 40MVA Lần lượt ta tính cho từng trạm: a, Trạm biến áp T1: S1min = 23,9 MVA < Sgh = 27,71 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T1 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. b, Trạm biến áp T2: S2min = 22,8 MVA < Sgh = 27,71 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T2 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. c, Trạm biến áp T4: S4min = 15,82 MVA < Sgh = 23,9 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T4 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. d, Trạm biến áp T5: S5min = 22,22 MVA < Sgh = 22,23 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T5 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. e, Trạm biến áp T7: S7min = 22,22 MVA < Sgh = 22,23 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T7 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. f, Trạm biến áp T8: S8min = 22,22 MVA < Sgh = 22,23 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T8 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. g, Trạm biến áp T9: S9min = 18,89 MVA < Sgh = 22,23 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T9 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. Tính toán phan bố công suất trên các trạm đường dây: a, Đường dây NĐI-1: (Lộ kép ) Spt1 = 22 + j.9,37 MVA; QCd = QCc = 1,75 MVAr Z1 = 7 + j.10,59 W Ta có sơ dồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA1 = 2.0,042 +.0,175. + j.(2.0,28 + ) = 0,1 + j.1,31 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB1 = Spt1 + DSBA1 = 22 + j.9,37 + 0,1 + j.1,31 = 22,1 + j.10,58 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’1 = SB1 – j. DQCc = 22,1 + j.10,58 – j.1,75 = 22,1 + j.8,93 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ1 = .( R + j.X ) =.(7 + j.10,59 ) = 0,33 + j.0,5 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’1 = S’’1 + DSZ1 = 22,1 + j.8,93 + 0,33 + j.0,5 = 22,43 + j.9,43 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N1 là: S1 = S’1 – j. DQCc = 22,43 + j.9,43 – j.1,75 = 22,43 + j.7,68 MVA b, Đường dây NĐI-2: (Lộ đường dây kép ) Spt2 = 21 + j.8,95 MVA; QCd = QCc = 1,97 MVAr Z2 = 7,8._.