Thiết kế mạng điện khu vực

p hợp gồm có các trạm biến áp, trạm đóng cắt, các đường dây trên không và các đường dây cáp. Mạng điện được dùng để truyền tải và phân phối điện năng từ các nhà máy điện đến các hộ tiêu thụ. Bản đồ án này bao gồm hai phần: Phần thứ nhất có nhiệm vụ thiết kế mạng điện khu vực gồm hai nhà máy nhiệt điện điện, một trạm biến áp trung gian và 10 phụ tải. Phần thứ hai có nhiệm vụ tính toán ổn định của hệ thống vừa được thiết kế. Nhờ sự chỉ bảo, góp ý của các thầy, cô giáo và mọi người quan tâm nên em đã hoàn thành đồ án này. Tuy đã nỗ lực rất nhiều nhưng do thiếu kinh nghiệm thực tế và kiến thức còn hạn chế nên không tránh khỏi những thiếu sót, vì vậy em rất mong nhận được các ý kiến đánh giá, chỉ bảo của các thầy cô giáo để em được mở rộng, nâng cao kiến thức. Qua đây em xin chân thành cảm ơn các thầy, các thầy cô giáo trong bộ môn Hệ Thống Điện, đặc biệt là thầy giáo TS Nguyễn Lân Tráng đã tận tình giúp đỡ em trong thời gian vừa qua. Em rất mong muốn sẽ tiếp tục nhận được sự giúp đỡ của các thầy, cô giáo trong quá trình công tác sau này. Mục lục Trang Lời nói đầu 1 Phần I 4 Chương 1: cân bằng công suất tác dụng và phản kháng 4 trong hệ thống điện. xác định dung lượng bù sơ bộ 1.1. Phân tích nguồn cung cấp điện và phụ tải. 4 1.2. Cân bằng công suất trong mạng điện. 5 CHƯƠNG 2: dự kiến các phương án nối dây của mạng điện. 8 so sánh các phương án về mặt kỹ thuật 2.1. Dự kiến các phương án nối dây. 8 2.2. Tính toán lựa chọn Uđm và chọn tiết diện dây dẫn. 13 2.3. Tính toán tổn thất điện áp cho mạng điện. 25 chương 3: so sánh các phương án về mặt kinh tế 29 3.1. Phương án 1. 30 3.2. Phương án 5. 30 3.3. Phương án 7. 31 3.4. Phương án 9. 31 3.5. Phương án 10. 32 chương 4: xác định số lượng và công suất của các máy 33 biến áp ở các trạm biến áp phụ tải, sơ đồ nối dây các trạm, sơ đồ nối dây toàn hệ thống 4.1. Xác định số lượng và công suất của các máy biến áp ở các trạm 33 biến áp phụ tải. 4.2. Chọn sơ đồ nối dây cho các trạm biến áp. 35 chương 5: xác định công suất bù kinh tế 38 5.1. Nguyên tắc tính toán công suất bù kinh tế. 38 5.2. Xác định công suất bù kinh tế cho các phụ tải. 39 chương 6: Xác định phân bố công suất, tổn thất công 46 suất, tổn thất điện năng trong toàn lưới điện 6.1. Chế độ phụ tải cực đại. 46 6.2. Chế độ phụ tải cực tiểu. 58 6.3. Chế độ sự cố. 69 Trang chương 7: Xác định điện áp ở các trạm biến áp. lựa 80 chọn phương thức điều áp cho mạng điện 7.1. Xác định điện áp ở các trạm biến áp. 80 7.1.1. Chế độ phụ tải cực đại. 80 7.1.2. Chế độ phụ tải cực tiểu. 86 7.1.3. Chế độ sự cố. 92 7.2. Lựa chọn phương thức điều áp cho mạng điện. 99 7.2.1. Phương pháp chung lựa chọn đầu phân áp. 99 7.2.2. Tính toán cho các phụ tải. 99 chương 8: tính toán chỉ tiêu kinh tế của mạng điện 114 8.1. Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện. 114 8.2. Tính tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong toàn mạng điện. 115 8.3. Tính giá thành tải điện. 115 phần 2 117 1.1. Khái niệm chung về ổn định. 117 1.2. Sơ đồ thay thế của hệ thộng điện. 117 1.3. Các thông số trong hệ đơn vị tương đối. 117 1.4. Xác định các đường đặc tính công suất. 119 1.5. Tính góc cắt dcắt và thời gian cắt tcắt. 127 tài liệu tham khảo 130 Phần I Chương 1 Cân bằng công suất tác dụng và phản kháng trong hệ thống điện. Xác định sơ bộ dung lượng bù. 1.1. Phân tích nguồn cung cấp điện và phụ tải. Phân tích nguồn và phụ tải của mạng điện là một phần quan trọng trong tính toán thiết kế. Tính toán thiết kế có chính xác hay không hoàn toàn phụ thuộc vào mức độ chính xác của công tác thu thập phụ tải và phân tích nó. Phân tích nguồn là một việc làm cần thiết nhằm định hướng phương thức vận hành của nhà máy điện, phân bố công suất giữa các tổ máy, hiệu suất, cosj và khả năng điều chỉnh. Các thông số của phụ tải và nguồn điện: Phụ tải Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax(MW) 40 36 42 38 38 40 38 36 Cosj 0,90 0,90 0,90 0,92 0,92 0,90 0,92 0,90 Điều chỉnh điện áp T KT KT KT KT T T KT Loại phụ tải 1 1 1 1 1 1 1 1 U thứ cấp (kV) 22 22 22 22 22 22 22 22 Sơ đồ phân bố phụ tải: HTĐ TĐ 1 3 7 10 9 8 6 4 2 5 68,8 km 60,8 60,8 56 67,2 67,2 67,2 67,2 52,8 68,8 68,8 49,6 49,6 49,6 78,4 84,8 84,8 81,6 100,8 56 35,2 36,8 35,2 38,4 49,6 Tmax = 5500h Phụ tải cực tiểu bằng 60% phụ tải cực đại. Hệ số đồng thời k = 1. Các phụ tải đều là phụ tải loại 1. Phụ tải 1, 6, 7 yêu cầu điều chỉnh điện áp thường, các phụ tải còn lại yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Tổng công suất lúc phụ tải cực đại là: Tổng công suất lúc phụ tải cực tiểu là: Ta nhận thấy rằng các hộ phụ tải hầu hếy đều phân bố tập trung giữa hai nguồn nên ta thiết kế mạng điện để một phần phụ tải nhận công suất từ nhà máy thuỷ điện, phần còn lại nhận công suất từ thanh cái trạm trung gian. 1.1.2. Nguồn điện. Mạng điện thiết kế gồm hai nguồn cung cấp: ã Nguồn thứ nhất là trạm trung gian có công suất vô cùng lớn, cosj = 0,85 và Uđm = 220 kV. ã Nguồn thứ hai là nhà máy thuỷ điện có thông số máy phát: P = 4´90 (MW) cosj = 0,85 Uđm = 22kV Ta thấy các phụ tải 5, 6, 7, 8, 9, 10 gần nhà máy thuỷ điện hơn do vậy thuận tiện cho việc truyền tải công suất từ nhà máy thuỷ điện tới. Tổng công suất các phụ tải cực đại lúc đó là: Như vậy ta sẽ cho nhà máy thuỷ điện hoạt động với ba tổ máy và 80% công suất định mức. Ta cho nhà máy thuỷ điện hoạt động với 2 tổ máy và 80% công suất định mức. 1.2. Cân bằng công suất trong mạng điện. Như ta đã biết điện năng do các nhà máy điện sản xuất ra trong hệ thống điện luôn cân bằng với điện năng tiêu thụ của các phụ tải. Cân bằng công suất trong hệ thống điện trước hết xem khả năng cung cấp điện và tiêu thụ trong hệ thống điện có cân bằng không. Sau đó sơ bộ định hướng phương thức vận hành cho nhà máy điện.Trong các chế độ vận hành lúc cực đại, cực tiểu hay sự cố dựa vào khả năng cấp điện của từng nguồn điện. Cân bằng công suất tác dụng nhằm để giữ tần số của hệ thống nằm trong phạm vi cho phép. Cân bằng công suất phản kháng nhằm để giữ điện áp ở các nút nằm trong giới hạn cho phép. 1.2.1. Cân bằng công suất tác dụng. Cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống điện được biểu diễn bằng công thức sau: Trong đó: ồPF: tổng công suất tác dụng do các máy phát điện của nhà máy điện phát ra trong hệ thống. Pyc: tổng công suất thiết kế của mạng điện kể cả tổn thất công suất tác dụng. k: hệ số đồng thời, k = 1. ồPpt: tổng phụ tải tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ. DPmd: tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp. ồPtd: tổng công suất tự dùng của nhà máy điện. ồPdt: tổng công suất dự trữ, ồPdt = 0 vì hệ thống điện có công suất vô cùng lớn. Do hệ thống điện có công suất vô cùng lớn nên ta không cần cân bằng công suất tác dụng. Căn cứ vào việc phân tích nguồn cung cấp điện và vị trí phụ tải ta cho nhà máy điện hoạt động với ba tổ máy, mỗi tổ phát 80% công suất định mức. Công suất phát của nhà máy thuỷ điện: PFTĐ = 0,8.3.90 = 216 MW Công suất phụ tải cực đại: ồPmax = ồPpt = 354 MW Tổng tổn thất công suất: ồDPmd = 10%ồPpt = 35,4 MW Công suất tự dùng của nhà máy điện: ồPtd = 1%.(ồPpt + ồPmd ) = 0,01.(354 +35,4) = 3,89 MW Công suất tác dụng nhận từ hệ thống điện: PFHT = 354 + 35,4 + 3,89 - 216 = 177,29 MW 1.2.2. Cân bằng công suất phản kháng. Cân bằng công suất phản kháng trong hệ thống điện được biểu diễn bằng công thức sau: Trong đó: QF: công suất phản kháng do nguồn điện cung cấp. QF = PFTĐ.tgj + PFHT.tgj ồQpt: tổng công suất phản kháng cực đại của các phụ tải. ồQpt = 243,01 MVAr ồDQL: tổng tổn thất công suất phản kháng trên các đoạn đường dây của mạng điện. ồDQC: tổng công suất phản kháng do đường dây sinh ra trong hệ thống điện. Trong khi tính toán sơ bộ, một cách gần đúng ta lấy ồDQL = ồDQC. ồDQba: tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp của hệ thống. ồDQba = 15%ồQpt = 36,44 MVAr ồQtd = ồPtd.tg(arccos0,75) = 0,882.3,89 = 3,43 MVAr Vậy tổng công suất phản kháng yêu cầu của lưới điện là: Qyc = k.ồQpt + ồDQba + ồQtd = 243,01 + 36,44 + 3 43 = 282,88 MVAr ồQF = PFTĐ.tgjHT + PFHT.tgjHT = 216.0,62 + 177,29.0,62 = 243,84 MVAr Ta thấy QF < Qyc nên ta cần bù sơ bộ. ồQb = Qyc - ồQF = 282,84 - 243,84 = 39,04 MVAr Khi bù sơ bộ ta ưu tiên bù những hộ ở xa, có cosj thấp, đồng thời chỉ bù tới cosj = 0,9 á 0,95; còn thừa ta bù cho những hộ gần, có cosj cao hơn, bù tới cosj = 0,85 á 0,9. Công suất bù sơ bộ cho phụ tải thứ i được tính toán như sau: Qbi = Qi - Pi.tgji' = Qi - Qi' Đặt: Qmax' = Qmax - Qb Ta lập được bảng sau: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Pmax(MW) 34 26 40 38 30 42 35 35 36 38 Qmax(MVAr) 25,50 16,12 24,80 28,50 18,60 26,04 26,25 21,70 27,00 28,50 cosj 0,80 0,85 0,85 0,80 0,85 0,85 0,80 0,85 0,80 0,80 cosj' 0,90 0,85 0,85 0,85 0,85 0,90 0,85 0,85 0,85 0,90 Qb(MVAr) 9,03 0 0 4,94 0 5,70 4,59 0 4,68 10,10 Qmax'(MVAr) 16,47 16,12 24,80 23,56 18,60 20,34 21,66 21,70 22,32 18,40 Chương 2 Dự kiến các phương án nối dây của mạng điện so sánh các phương án về mặt kỹ thuật. 2.1. Dự kiến các phương án nối dây. Từ việc phân tích các phụ tải và các nguồn điện ở chương 1 ta thấy: ã Các phụ tải đều là hộ tiêu thụ loai 1 nên yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện cao do đó phải sử dụng đường dây lộ kép, hoặc mạch vòng để cung cấp điện cho các phụ tải. ã Các phụ tải 5, 6, 7, 8, 9, 10 gần nhà máy thuỷ điện do vậy sẽ được cung cấp điện từ nhà máy. Các phụ tải 1, 2, 3, 4 ở gần hệ thống điện nên sẽ được cung cấp điện từ hệ thống. ã Để đảm bảo độ tin cậy và chế độ vận hành linh hoạt giữa nhà máy điện và hệ thống điện ta sẽ sử dụng một đường dây liên lạc, đường dây này sử dụng lộ kép. ã Khi dự kiến các phương án nối dây phải dựa trên các ưu khuyết điểm của một số loại sơ đồ của mạng điện cũng như phạm vi sử dụng của chúng. Từ những nhận xét trên ta vạch ra các phương án nối dây như sau. 2.1.1. Phương án 1. TĐ 1 3 7 10 9 8 6 4 2 5 HTĐ 2.1.2. Phương án 2. TĐ 1 3 7 10 9 8 6 4 2 5 HTĐ 2.1.3. Phương án 3. TĐ 1 3 7 10 9 8 6 4 2 5 HTĐ 2.1.4. Phương án 4. TĐ 1 3 7 10 9 8 6 4 2 5 HTĐ 2.1.5. Phương án 5. TĐ 1 3 7 10 9 8 6 4 2 5 HTĐ 2.1.6. Phương án 6. TĐ 1 3 7 10 9 8 6 4 2 5 HTĐ 2.1.7. Phương án 7. TĐ 1 3 7 10 9 8 6 4 2 5 HTĐ 2.1.8. Phương án 8. TĐ 1 3 7 10 9 8 6 4 2 5 HTĐ 2.1.9. Phương án 9. TĐ 1 3 7 10 9 8 6 4 2 5 HTĐ 2.1.10. Phương án 10. TĐ 1 3 7 10 9 8 6 4 2 5 HTĐ 2.2. Tính toán lựa chọn Uđm và chọn tiết diện dây dẫn. 2.2.1. Phương pháp lựa chọn tiết diện dây dẫn và Uđm. Điện áp của mạng điện được chọn theo công thức kinh nghiệm sau: Trong đó: Ui: điện áp đường dây thứ i. li: chiêù dài đường dây thứ i. Pi: công suất tác dụng truyền tải trên đường dây thứ i (MW) Nếu kết quả tính toán được là: 70 (kV) < U < 160(kV) ta sẽ chọn điện áp danh định của mạng điện là 110 kV Tiết diện dây dẫn được lựa chọn theo điều kiện mật độ dòng điện kinh tế, theo công thức: Trong đó: Fi: tiết diện dây dẫn. Iimax: dòng điện cực đại chạy trên đường dây. Smax: công suất lớn nhất truyền tải trên đường dây. n: số lộ đường dây. Jkt: mật độ dòng kinh tế. Với Tmax = 5500 h, tra bảng ta có: Jkt = 1 A/mm2. Trong mạng điện ta sử dụng dây nhôm lõi thép, khoảng cách trung bình hiình học giữa các pha là 5m. Để đảm bảo điều kiện chống tổn thất vầng quang thì mạng điện 110kV dây dẫn nhỏ nhất là AC-70. Sau khi chọn được tiết diện dây dẫn ta sẽ tiến hành kiểm tra lại dòng điện làm việc xem có chịu dòng điện sự cố không theo điều kiện sau: Isc < Icp Với các tuyến đường dây liên lạc giữa nhà máy điện và hệ thống điện ta sẽ chọn cùng một tiết diện theo lộ đường dây có tiết diện lớn nhất. 2.2.2. Tính toán cho các phương án cụ thể. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 P (MW) 34 26 40 38 30 42 35 35 36 38 Q (MVAr) 16,47 16,12 24,80 23,56 18,60 20,34 21,66 21,70 22,32 18,40 Cosj 0,90 0,85 0,85 0,85 0,85 0,90 0,85 0,85 0,85 0,90 Để có thể sơ bộ loại một số phương án mà không cần phải tính toán chi tiết ta có thể dùng mômen phụ tải P.L để phân tích. Dùng mômen phụ tải có thể nói lên được khối lượng kim khí máu và tổn thất điện năng trong mạng đó. 1. Tính toán các dòng công suất chạy trên các lộ đường dây của từng trường hợp. ã Phương án 1. Dòng công suất chạy trên đoạn TĐ-7 là: STĐ-7 = STĐ - [ 1,1(S5 + S6 + S8 + S9 + S10) + Std ] Std = 3,89 + j3,43 MVA S5 + S6 + S8 + S9 + S10 = 216 + j133,92 MVA STĐ-7 = 13,01 + j18,99 MVA Dòng công suất chạy trên đoạn 2-7 là: S2-7 = S7 - STĐ-7 S2-7 = 35 + j21,66 - 13,01 -j18,99 S2-7 = 21,99 + j2,67 MVA Dòng công suất chạy rên doạn HT-2 là: SHT-2 = S2 + S2-7 SHT-2 = 47,99 + j18,79 MVA Vậy dòng công suất chạy trên các lộ đường dây của phương án 1 là: Nhánh L (km) S (MVA) HT-1 68,8 34 + j16,47 HT-2 60,8 47,99 + j18,79 HT-3 67,2 40 + j24,8 HT-4 52,8 38 + j23,56 2 – 7 49,6 21,99 + j2,67 TĐ-5 68,8 30 + j18,6 TĐ-6 84,8 42 + j20,34 TĐ-7 49,6 13,01 + j18,99 TĐ-8 68,8 35 + j21,7 TĐ-9 38,4 36 + j22,32 TĐ-10 60,8 38 + j18,4 Tính toán tương tự ta có trị số các dòng công suất chạy trên các lộ đường dây của từng phương án như sau: ã Phương án 2. Nhánh L (km) S (MVA) HT-1 68,8 74 + j41,27 1-3 56 40 + j24,8 HT-2 60,8 47,99 + j18,79 HT-4 52,8 38 + j23,56 2 – 7 49,6 21,99 + j2,67 TĐ-5 68,8 72 + j38,94 5-6 35,2 42 + j20,34 TĐ-7 49,6 13,01 + j18,99 TĐ-8 68,8 35 + j21,7 TĐ-9 38,4 74 + j40,72 9-10 49,6 38 + j18,4 ã Phương án 3. Nhánh L (km) S (MVA) HT-3 67,2 74 + j41,27 3-1 56 34 + j16,47 HT-2 60,8 48,49 + j19,09 HT-4 52,8 38 + j23,56 2 – 5 49,6 22,49 + j2,97 TĐ-5 68,8 7,51 + j15,63 TĐ-7 49,6 35 + j21,66 TĐ-8 68,8 77 + j42,04 8-6 84,8 42 + j20,34 TĐ-10 60,8 74 + j40,72 10-9 49,6 36 + j22,32 ã Phương án 4. Nhánh L (km) S (MVA) HT-1 68,8 74 + j41,27 1-3 56 40 + j24,8 HT-2 60,8 48,49 + j19,09 HT-4 52,8 38 + j23,56 2 – 5 49,6 21,49 + j2,97 TĐ-5 68,8 7,51 + j15,63 TĐ-6 84,8 42 + j20,34 TĐ-7 49,6 35 + j21,66 TĐ-8 68,8 35 + j21,7 TĐ-9 38,4 74 + j40,72 9-10 49,6 38 + j18,4 ã Phương án 5. Nhánh L (km) S (MVA) HT-1 68,8 34 + j16,47 HT-2 60,8 66 + j40,92 2-3 35,2 40 + j24,8 HT-4 52,8 38 + j23,56 HT-5 100,8 22,49 + j2,97 TĐ-5 68,8 7,51 + j15,63 TĐ-6 84,8 42 + j20,34 TĐ-7 49,6 35 + j21,66 TĐ-8 68,8 35 + j21,7 TĐ-9 38,4 74 + j40,72 9-10 49,6 38 + j18,4 ã Phương án 6. Nhánh L (km) S (MVA) HT-1 68,8 34 + j16,47 HT-3 67,2 66 + j40,92 3-2 35,2 26 + j16,12 HT-4 52,8 38 + j23,56 HT-5 100,8 22,49 + j2,97 TĐ-5 68,8 7,51 + j15,63 TĐ-7 49,6 35 + j21,66 TĐ-8 68,8 77 + j42,04 8-6 48,8 42 + j20,34 TĐ-9 38,4 36 + j22,32 TĐ-10 60,8 38 + j18,4 ã Phương án 7. Nhánh L (km) S (MVA) HT-1 68,8 34 + j16,47 HT-2 60,8 26+ j16,12 HT-3 67,2 40 + j24,8 HT-4 52,8 38 + j23,56 HT-5 100,8 18,99 + j0,81 TĐ-6 84,8 42 + j20,34 TĐ-7 49,6 46,01 + j39,45 7-5 36,8 11,01 + j17,79 TĐ-8 68,8 35 + j21,7 TĐ-9 38,4 36 + j22,32 TĐ-10 60,8 38 + j18,4 ã Phương án 8. Nhánh L (km) S (MVA) HT-1 68,8 34 + j16,47 HT-2 60,8 26+ j40,92 2-3 35,2 40 + j24,8 HT-4 52,8 38 + j23,56 HT-5 100,8 18,99 + j0,81 TĐ-7 49,6 46,01 + j39,45 7-5 36,8 11,01 + j17,79 TĐ-8 68,8 77 + j42,04 8-6 84,8 42 + j20,34 TĐ-9 38,4 74 + j40,72 9-10 49,6 38 + j18,4 ã Phương án 9. Nhánh L (km) S (MVA) HT-1 68,8 34 + j16,47 HT-2 60,8 26 + j16,12 HT-3 67,2 40 + j24,8 HT-4 52,8 38 + j23,56 HT-5 100,8 18,29 + j0,94 5-6 35,2 42 + j20,34 TĐ-5 68,8 53,71 + j38 TĐ-7 49,6 35 + j21,66 TĐ-8 68,8 35 + j21,7 TĐ-9 38,4 36 + j22,32 TĐ-10 60,8 38 + j18,4 ã Phương án 10. Nhánh L (km) S (MVA) HT-1 68,8 34 + j16,47 HT-2 60,8 66 + j40,92 2-3 35,2 40 + j24,8 HT-4 52,8 38 + j23,56 HT-5 100,8 18,29 + j0,94 5-6 35,2 42 + j20,34 TĐ-5 68,8 53,71 + j38 TĐ-7 49,6 35 + j21,66 TĐ-8 68,8 35 + j21,7 TĐ-9 38,4 74 + j40,72 9-10 49,6 38 + j18,4 2. Dùng mômen phụ tải để phân tích các phương án. Khối lượng kim khí màu sử dụng cho mạng điện là: ã Phương án 1: ã Phương án 2: ã Phương án 3: ã Phương án 4: ã Phương án 5: ã Phương án 6: ã Phương án 7: ã Phương án 8: ã Phương án 9: ã Phương án 10: Bảng tổng kết: Phương án V (m3) Phương án 1 423,65 Phương án 2 498,31 Phương án 3 549,90 Phương án 4 480,28 Phương án 5 456,39 Phương án 6 489,08 Phương án 7 419,58 Phương án 8 508,89 Phương án 9 425,82 Phương án 10 464,95 Dựa vào kết quả tính toán ở trên ta giữ lại các phương án 1, 5, 7, 9, 10 để tính toán chọn tiết diện dây dẫn, chọn Udm mạng điện và so sánh về mặt kỹ thuật. 3. Chọn Udm và tiết diện dây dẫn cho các phương án 1, 5, 7, 9, 10. Dựa vào công thức ở phần 2.2.2 và kết quả tính toán ở mục 1 phần 2.2.2 ta có bảng tổng kết về lựa chọn điện áp và tiết diện dây dẫn cho mạng điện. ã Phương án 1. Lộ ĐD L(km) n P(MW) Q(MVAr) U(kV) S(MVA) F(mm2) Loại dây HT-1 68,8 2 34 16,47 107,44 37,78 99,15 AC-95 HT-2 60,8 2 47,99 18,79 124,93 51,54 135,26 AC-150 HT-3 67,2 2 40 24,80 115,41 47,06 123,50 AC-120 HT-4 52,8 2 38 23,56 111,56 44,71 117,33 AC-120 2-7 49,6 2 21,99 2,67 86,96 22,15 58,13 AC-150 TĐ-5 68,8 2 30 18,60 101,67 35,30 92,64 AC-95 TĐ-6 84,8 2 42 20,34 119,39 46,67 122,48 AC-120 TĐ-7 49,6 2 13,01 18,99 69,68 23,02 60,41 AC-150 TĐ-8 68,8 2 35 21,70 108,83 41,18 108,07 AC-120 TĐ-9 38,4 2 36 22,32 107,58 42,36 111,17 AC-120 TĐ-10 60,8 2 38 18,40 112,24 42,22 110,80 AC-120 Như vậy với mạng điện này ta chọn cấp điện áp: Udm = 110 kV. Kiểm tra lại dòng sự cố: Lộ ĐD L(km) S(MVA) n Loại dây Icp (A) Ilv (A) Isc (A) Kết luận HT-1 68,8 37,78 2 AC-95 336 99,15 198,30 Thoả mãn HT-2 60,8 51,54 2 AC-150 446 135,26 270,52 Thoả mãn HT-3 67,2 47,06 2 AC-120 380 123,50 247 Thoả mãn HT-4 52,8 44,71 2 AC-120 380 117,33 234,66 Thoả mãn 2-7 49,6 22,15 2 AC-150 446 58,13 116,26 Thoả mãn TĐ-5 68,8 35,30 2 AC-95 336 92,64 185,28 Thoả mãn TĐ-6 84,8 46,67 2 AC-120 380 122,48 244,96 Thoả mãn TĐ-7 49,6 23,02 2 AC-150 446 60,41 120,82 Thoả mãn TĐ-8 68,8 41,18 2 AC-120 380 108,07 216,14 Thoả mãn TĐ-9 38,4 42,36 2 AC-120 380 111,17 222,34 Thoả mãn TĐ-10 60,8 42,22 2 AC-120 380 110,80 221,6 Thoả mãn Như vậy các dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện sự cố. ã Phương án 5. Lộ ĐD L(km) n P(MW) Q(MVAr) U(kV) S(MVA) F(mm2) Loại dây HT-1 68,8 2 34 16,47 107,44 37,78 99,15 AC-95 HT-2 60,8 2 66 40,92 145,04 77,66 203,80 AC-185 2-3 35,2 2 40 24,80 112,77 47,06 123,50 AC-120 HT-4 52,8 2 38 23,56 111,56 44,71 117,33 AC-120 HT-5 100,8 2 22,49 2,97 93,15 22,69 59,55 AC-70 TĐ-5 68,8 2 7,51 15,63 59,66 18,25 47,89 AC-70 TĐ-6 84,8 2 42 20,34 119,39 46,67 122,48 AC-120 TĐ-7 49,6 2 35 21,66 107,15 41,16 108,02 AC-120 TĐ-8 68,8 2 35 21,70 108,83 41,18 108,07 AC-120 TĐ-9 38,4 2 74 40,72 151,74 84,46 221,65 AC-240 9-10 49,6 2 38 18,40 111,29 42,22 110,80 AC-120 Như vậy với mạng điện này ta chọn cấp điện áp: Udm = 110 kV. Kiểm tra lại dòng sự cố: Lộ ĐD L(km) S(MVA) n Loại dây Icp (A) Ilv (A) Isc (A) Kết luận HT-1 68,8 37,78 2 AC-95 336 99,15 198,30 Thoả mãn HT-2 60,8 77,66 2 AC-185 515 203,80 407,60 Thoả mãn 2-3 35,2 47,06 2 AC-120 380 123,50 247 Thoả mãn HT-4 52,8 44,71 2 AC-120 380 117,33 234,66 Thoả mãn HT-5 100,8 22,69 2 AC-70 275 59,55 119,10 Thoả mãn TĐ-5 68,8 18,25 2 AC-70 275 47,89 95,78 Thoả mãn TĐ-6 84,8 46,67 2 AC-120 380 122,48 244,96 Thoả mãn TĐ-7 49,6 41,16 2 AC-120 380 108,02 216,04 Thoả mãn TĐ-8 68,8 41,18 2 AC-120 380 108,07 216,14 Thoả mãn TĐ-9 38,4 84,46 2 AC-240 610 221,65 443,30 Thoả mãn 9-10 49,6 42,22 2 AC-120 380 110,80 221,60 Thoả mãn Như vậy các dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện sự cố. ã Phương án 7. Lộ ĐD L(km) n P(MW) Q(MVAr) U(kV) S(MVA) F(mm2) Loại dây HT-1 68,8 2 34 16,47 107,44 37,78 99,15 AC-95 HT-2 60,8 2 26 16,12 94,77 30,59 80,28 AC-95 HT-3 67,2 2 40 24,80 115,41 47,06 123,50 AC-120 HT-4 52,8 2 38 23,56 111,56 44,71 117,33 AC-120 HT-5 100,8 2 18,99 0,81 87,30 19,01 49,89 AC-150 TĐ-6 84,8 2 42 20,34 119,39 46,67 122,48 AC-120 TĐ-7 49,6 2 46,01 39,45 121,66 60,61 159,06 AC-150 7-5 36,8 2 11,01 17,79 63,33 20,92 54,90 AC-150 TĐ-8 68,8 2 35 21,70 108,83 41,18 108,07 AC-120 TĐ-9 38,4 2 36 22,32 107,58 42,36 111,17 AC-120 TĐ-10 60,8 2 38 18,40 112,24 42,22 110,80 AC-120 Như vậy với mạng điện này ta chọn cấp điện áp: Udm = 110 kV. Kiểm tra lại dòng sự cố: Lộ ĐD L(km) S(MVA) n Loại dây Icp (A) Ilv (A) Isc (A) Kết luận HT-1 68,8 37,78 2 AC-95 336 99,15 198,30 Thoả mãn HT-2 60,8 30,59 2 AC-95 336 80,28 160,56 Thoả mãn HT-3 67,2 47,06 2 AC-120 380 123,50 247 Thoả mãn HT-4 52,8 44,71 2 AC-120 380 117,33 234,66 Thoả mãn HT-5 100,8 19,01 2 AC-150 446 49,89 99,78 Thoả mãn TĐ-6 84,8 46,67 2 AC-120 380 122,48 244,96 Thoả mãn TĐ-7 49,6 60,61 2 AC-150 446 159,06 318,12 Thoả mãn 7-5 36,8 20,92 2 AC-150 446 54,90 109,80 Thoả mãn TĐ-8 68,8 41,18 2 AC-120 380 108,07 216,14 Thoả mãn TĐ-9 38,4 42,36 2 AC-120 380 111,17 222,34 Thoả mãn TĐ-10 60,8 42,22 2 AC-120 380 110,80 221,60 Thoả mãn Như vậy các dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện sự cố. ã Phương án 9. Lộ ĐD L(km) n P(MW) Q(MVAr) U(kV) S(MVA) F(mm2) Loại dây HT-1 68,8 2 34 16,47 107,44 37,78 99,15 AC-95 HT-2 60,8 2 26 16,12 94,77 30,59 80,28 AC-95 HT-3 67,2 2 40 24,80 115,41 47,06 123,50 AC-120 HT-4 52,8 2 38 23,56 111,56 44,71 117,33 AC-120 HT-5 100,8 2 18,29 0,94 86,09 18,31 48,05 AC-185 5-6 35,2 2 42 20,34 115,41 46,67 122,48 AC-120 TĐ-5 68,8 2 53,71 38 132,22 65,79 172,65 AC-185 TĐ-7 49,6 2 35 21,66 107,15 41,16 108,02 AC-120 TĐ-8 68,8 2 35 21,70 108,83 41,18 108,07 AC-120 TĐ-9 38,4 2 36 22,32 107,58 42,36 111,17 AC-120 TĐ-10 60,8 2 38 18,40 112,24 42,22 110,80 AC-120 Như vậy với mạng điện này ta chọn cấp điện áp: Udm = 110 kV. Kiểm tra lại dòng sự cố: Lộ ĐD L(km) S(MVA) n Loại dây Icp (A) Ilv (A) Isc (A) Kết luận HT-1 68,8 37,78 2 AC-95 336 99,15 198,30 Thoả mãn HT-2 60,8 30,59 2 AC-95 336 80,28 160,56 Thoả mãn HT-3 67,2 47,06 2 AC-120 380 123,50 247 Thoả mãn HT-4 52,8 44,71 2 AC-120 380 117,33 234,66 Thoả mãn HT-5 100,8 18,31 2 AC-185 515 48,05 96,10 Thoả mãn 5-6 35,2 46,67 2 AC-120 380 122,48 244,96 Thoả mãn TĐ-5 68,8 65,79 2 AC-185 515 172,65 345,30 Thoả mãn TĐ-7 49,6 41,16 2 AC-120 380 108,02 216,04 Thoả mãn TĐ-8 68,8 41,18 2 AC-120 380 108,07 216,14 Thoả mãn TĐ-9 38,4 42,36 2 AC-120 380 111,17 222,34 Thoả mãn TĐ-10 60,8 42,22 2 AC-120 380 110,80 221,60 Thoả mãn Như vậy các dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện sự cố. ã Phương án 10. Lộ ĐD L(km) n P(MW) Q(MVAr) U(kV) S(MVA) F(mm2) Loại dây HT-1 68,8 2 34 16,47 107,44 37,78 99,15 AC-95 HT-2 60,8 2 66 40,92 145,04 77,66 203,80 AC-185 2-3 35,2 2 40 24,80 112,77 47,06 123,50 AC-120 HT-4 52,8 2 38 23,56 111,56 44,71 117,33 AC-120 HT-5 100,8 2 18,29 0,94 86,09 18,31 48,05 AC-185 5-6 35,2 2 42 20,34 115,41 46,67 122,48 AC-120 TĐ-5 68,8 2 53,71 38 132,22 65,79 172,65 AC-185 TĐ-7 49,6 2 35 21,66 107,15 41,16 108,02 AC-120 TĐ-8 68,8 2 35 21,70 108,83 41,18 108,07 AC-120 TĐ-9 38,4 2 74 40,72 151,74 84,46 221,65 AC-240 9-10 49,6 2 38 18,40 111,29 42,22 110,80 AC-120 Như vậy với mạng điện này ta chọn cấp điện áp: Udm = 110 kV. Kiểm tra lại dòng sự cố: Lộ ĐD L(km) S(MVA) n Loại dây Icp (A) Ilv (A) Isc (A) Kết luận HT-1 68,8 37,78 2 AC-95 336 99,15 198,30 Thoả mãn HT-2 60,8 77,66 2 AC-185 446 135,26 270,52 Thoả mãn 2-3 35,2 47,06 2 AC-120 380 123,50 247 Thoả mãn HT-4 52,8 44,71 2 AC-120 380 117,33 234,66 Thoả mãn HT-5 100,8 18,31 2 AC-185 446 58,13 116,26 Thoả mãn 5-6 35,2 46,67 2 AC-120 336 92,64 185,28 Thoả mãn TĐ-5 68,8 65,79 2 AC-185 380 122,48 244,96 Thoả mãn TĐ-7 49,6 41,16 2 AC-120 446 60,41 120,82 Thoả mãn TĐ-8 68,8 41,18 2 AC-120 380 108,07 216,14 Thoả mãn TĐ-9 38,4 84,46 2 AC-240 380 111,17 222,34 Thoả mãn 9-10 49,6 42,22 2 AC-120 380 110,80 221,6 Thoả mãn Như vậy các dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện sự cố. 2.3. Tính toán tổn thất điện áp cho mạng điện. 2.3.1. Phương pháp tính toán tổn thất điện áp. Sau khi chọn được dây dẫn ta sẽ tiến hành tính toán tổn thất điện áp trên các lộ đường dây trong các chế độ vận hành bình thường và sự cố. Ta không xét trường hợp sự cố xếp chồng. Các bước tính toán: ã Tính điện trở và điện kháng của đường dây theo công thức: R = r0.l; X = x0.l ( đường dây lộ đơn ) R = r0.l; X = x0.l ( đường dây lộ kép ) ã Tính tổn thất điện áp trên các lộ đường dây theo công thức: DUsc% = 2.DUbt% ( đường dây lộ kép ) ã Kiển tra kết quả tính toán được theo các tiêu chuẩn kỹ thuật: Chú ý nếu hộ tiêu thụ ở xa nhất dự kiến dùng máy biến áp điều áp dưới tải thì vì máy biến áp này có phạm vi điều chỉnh rộng nên có thể xét theo điều kiện sau: 2.3.2. Tính toán cụ thể cho các phương án. ã Phương án 1. Lộ ĐD L km P MW Q MVAr Loại dây r0 W/km x0 W/km R W X W DUbt% HT-1 68,8 34 16,47 AC-95 0,33 0,429 11,35 14,76 5,20 HT-2 60,8 47,99 18,79 AC-150 0,21 0,416 6,38 12,65 4,49 2 - 3 35,2 40 24,80 AC-120 0,27 0,423 9,07 14,21 5,91 HT-4 52,8 38 23,56 AC-120 0,27 0,423 7,13 11,17 4,41 HT-5 100,8 21,99 2,67 AC-150 0,21 0,416 5,21 10,32 1,17 TĐ-5 68,8 30 18,60 AC-95 0,33 0,429 11,35 14,76 5,08 TĐ-6 84,8 42 20,34 AC-120 0,27 0,423 11,45 17,94 6,99 TĐ-7 49,6 13,01 18,99 AC-150 0,21 0,416 5,21 10,32 2,18 TĐ-8 68,8 35 21,70 AC-120 0,27 0,423 9,29 14,55 5,30 TĐ-9 38,4 36 22,32 AC-120 0,27 0,423 5,18 8,12 3,04 9 -10 49,6 38 18,40 AC-120 0,27 0,423 8,21 12,86 4,56 Tổn thất điện áp cực đại ở đoạn liên lạc giữa nhà máy điện và hệ thống điện là: DUmaxbt% = 1,17 + 4,49 = 5,66% Như vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường của mạng điện là: DUmaxbt% = DUmaxbtTĐ-6% = 6,99% Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: DUmaxsc% = 2.DUmaxbtTDD-6% = 13,98% ã Phương án 5. Lộ ĐD L km P MW Q MVAr Loại dây r0 W/km x0 W/km R W X W DUbt% HT-1 68,8 34 16,47 AC-95 0,33 0,429 11,35 14,76 5,20 HT-2 60,8 66 40,92 AC-185 0,17 0,409 5,17 12,43 7,02 2-3 35,2 40 24,80 AC-120 0,27 0,423 4,75 7,44 3,10 HT-4 52,8 38 23,56 AC-120 0,27 0,423 7,13 11,17 4,41 HT-5 100,8 22,49 2,97 AC-70 0,46 0,44 23,18 22,18 4,85 TĐ-5 68,8 7,51 15,63 AC-70 0,46 0,44 15,82 15,14 2,94 TĐ-6 84,8 42 20,34 AC-120 0,27 0,423 11,45 17,94 6,99 TĐ-7 49,6 35 21,66 AC-120 0,27 0,423 6,7 10,49 3,82 TĐ-8 68,8 35 21,70 AC-120 0,27 0,423 9,29 14,55 5,30 TĐ-9 38,4 74 40,72 AC-240 0,132 0,401 2,53 7,70 4,14 9-10 49,6 38 18,40 AC-120 0,27 0,423 6,70 10,71 3,73 Tổn thất điện áp cực đại ở đoạn liên lạc giữa nhà máy điện và hệ thống điện là: DUmaxbt% = 4,85% Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường của mạng điện là: DUmaxbt% = DUmaxbtHT-2% + DUmaxbt2-3% = 7,02 + 3,01 = 10,12% Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: DUmaxsc% = 2.DUmaxntHT-2% + DUmaxbt2-3% = 14,04 + 3,01 = 17,14% ã Phương án 7. Lộ ĐD L km P MW Q MVAr Loại dây r0 W/km x0 W/km R W X W DUbt% HT-1 68,8 34 16,47 AC-95 0,33 0,429 11,35 14,76 5,20 HT-2 60,8 26 16,12 AC-95 0,33 0,429 10,03 13,04 3,89 HT-3 67,2 40 24,80 AC-120 0,27 0,423 9,07 14,21 5,91 HT-4 52,8 38 23,56 AC-120 0,27 0,423 7,13 11,17 4,41 HT-5 100,8 18,99 0,81 AC-150 0,21 0,416 10,58 20,97 1,80 TĐ-6 84,8 42 20,34 AC-120 0,27 0,423 11,45 17,94 6,99 TĐ-7 49,6 46,01 39,45 AC-150 0,21 0,416 5,21 10,32 5,35 7-5 36,8 11,01 17,79 AC-150 0,21 0,416 3,86 7,65 1,48 TĐ-8 68,8 35 21,70 AC-120 0,27 0,423 9,29 14,55 5,30 TĐ-9 38,4 36 22,32 AC-120 0,27 0,423 5,18 8,12 3,04 TĐ-10 60,8 38 18,40 AC-120 0,27 0,423 8,21 12,86 4,56 Tổn thất điện áp cực đại ở đoạn liên lạc giữa nhà máy điện và hệ thống điện là: DUmaxbt% = 1,80 + 5,35 = 6,85% Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường của mạng điện là: DUmaxbt% = DUmaxbtHT-2% = 6,99% Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: DUmaxsc% = 2.DUmaxbtHT-2% = 13,98% ã Phương án 9. Lộ ĐD L km P MW Q MVAr Loại dây r0 W/km x0 W/km R W X W DUbt% HT-1 68,8 34 16,47 AC-95 0,33 0,429 11,35 14,76 5,20 HT-2 60,8 26 16,12 AC-95 0,33 0,429 10,03 13,04 3,89 HT-3 67,2 40 24,80 AC-120 0,27 0,423 9,07 14,21 5,91 HT-4 52,8 38 23,56 AC-120 0,27 0,423 7,13 11,17 4,41 HT-5 100,8 18,29 0,94 AC-185 0,17 0,409 8,57 20,61 1,46 5-6 35,2 42 20,34 AC-120 0,27 0,423 4,75 7,44 2,90 TĐ-5 68,8 53,71 38 AC-185 0,17 0,409 5,85 14,07 6,27 TĐ-7 49,6 35 21,66 AC-120 0,27 0,423 6,70 10,49 3,82 TĐ-8 68,8 35 21,70 AC-120 0,27 0,423 9,29 14,55 5,30 TĐ-9 38,4 36 22,32 AC-120 0,27 0,423 5,18 8,12 3,04 TĐ-10 60,8 38 18,40 AC-120 0,27 0,423 8,21 12,86 4,56 Tổn thất điện áp lớn._. nhất trong chế độ làm việc bình thường của mạng điện là: DUmaxbt% = 6,27 + 2,90 = 9,17% Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: DUmaxsc% = 2.DUmaxbtTĐ-5% + DUmaxbt5-6% = 15,44% ã Phương án 10. Lộ ĐD L km P MW Q MVAr Loại dây r0 W/km x0 W/km R W X W DUbt% HT-1 68,8 34 16,47 AC-95 0,33 0,429 11,35 14,76 5,20 HT-2 60,8 66 40,92 AC-185 0,17 0,409 5,17 12,43 7,02 2-3 35,2 40 24,80 AC-120 0,27 0,423 4,75 7,44 3,10 HT-4 52,8 38 23,56 AC-120 0,27 0,423 7,13 11,17 4,41 HT-5 100,8 18,29 0,94 AC-185 0,17 0,409 8,57 20,61 1,46 5-6 35,2 42 20,34 AC-120 0,27 0,423 4,75 7,44 2,90 TĐ-5 68,8 53,71 38 AC-185 0,17 0,409 5,85 14,07 6,27 TĐ-7 49,6 35 21,66 AC-120 0,27 0,423 6,70 10,49 3,82 TĐ-8 68,8 35 21,70 AC-120 0,27 0,423 9,29 14,55 5,30 TĐ-9 38,4 74 40,72 AC-240 0,132 0,401 2,53 7,70 4,14 9-10 49,6 38 18,40 AC-120 0,27 0,423 6,70 10,71 4,56 Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường của mạng điện là: DUmaxbt% = DUmaxbtHT-2% + DUmaxbt2-3% = 7,02 + 3,10 = 10,12% Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: DUmaxsc% = 2.DUmaxbtHT-2% + DUmaxbt2-3% = 17,14% Bảng tổng kết chỉ tiêu kỹ thuật của các phương án: Chỉ tiêu kỹ thuật Phương án 1 Phương án 5 Phương án 7 Phương án 9 Phương án 10 DUmaxbt% 6,99 10,12 6,99 9,17 10,12 DUmaxsc% 13,98 17,14 13,98 15,44 17,14 Từ bảng tổng kết trên ta giữ lại tất cả các phương án để so sánh về mặt kinh tế. Chương 3 so sánh các phương án về mặt kinh tế. Việc quyết định bất kỳ một phương án nào của hệ thống điện cũng phải dựa trên cơ sở so sánh về mặt kỹ thuật và kinh tế, nói cách khác đi là dựa trên nguyên tắc đảm bảo cung cấp điện và kinh tế để quyết định sơ đồ nối dây. Khi so sánh các phương án sơ đồ nối dây của mạng điện thì chưa cần đề cập đến các trạm biến áp vì coi các trạm biến áp ở các phương án là giống nhau. Tiêu chuẩn so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hàng năm bé nhất. Phí tổn tính toán hàng năm của mỗi phương án được tính theo biểu thức: Z = ( avh + atc ).Ki + DAi.C Trong đó: K: là vốn đầu tư của mạng điện. Trong vốn đầu tư chỉ kể những thành phần chủ yếu như đường dây, máy cắt phía cao áp. Nếu không cần chi tiết ta có thể bỏ qua máy cắt. Ki = ồk0j.lj k0j: là giá 1km đường dây, nếu đường dây lộ kép đi song song nhau thì ta nhân thêm hệ số 1,6. lj: chiều dài đường dây j. avh: là hệ số khấu hao, tu sửa thường kỳ và phục vụ các đường dây mạng điện, avh = 4% atc: là hệ số thu hồi vốn đầu tư, atc =Ttc-1 atc = 0,125 DAi: phí tổn về tổn thất điện năng. t: là thời gian tổn thất công suất lớn nhất. t = (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 Tmax: là thời gian sử dụng công suất cực đại, Tmax = 5500 h t = 3979,46 h ồDPmaxj: là tổng tổn thất công suất tác dụng của mạng điện. C: là giá 1kWh điện năng. C = 500 đ/kWh. Giá thành 1km đường dây với cấp điện áp 110kV: Ký hiệu dây dẫn một mạch 106 đ/km cột bê tông 106 đ/km cột thép AC-70 168 208 AC-95 224 283 AC-120 280 354 AC-150 336 403 AC-185 392 441 AC-240 444 500 3.1. Phương án 1. Lộ ĐD L km Pj MW Qj MVAr Rj W DPj MW Loại dây K0j.106 Lj.K0j.106 HT-1 68,8 34 16,47 11,35 1,339 AC-95 224 15411,2 HT-2 60,8 47,99 18,79 6,38 1,400 AC-150 336 20428,8 2 - 3 35,2 40 24,80 9,07 1,660 AC-120 280 18816 HT-4 52,8 38 23,56 7,13 1,178 AC-120 280 14784 HT-5 100,8 21,99 2,67 5,21 0,211 AC-150 336 16665,6 TĐ-5 68,8 30 18,60 11,35 1,169 AC-95 224 15411,2 TĐ-6 84,8 42 20,34 11,45 2,061 AC-120 280 23744 TĐ-7 49,6 13,01 18,99 5,21 0,228 AC-150 336 16665,6 TĐ-8 68,8 35 21,70 9,29 1,302 AC-120 280 19264 TĐ-9 38,4 36 22,32 5,18 0,768 AC-120 280 10752 9 -10 49,6 38 18,40 8,21 1,209 AC-120 280 17024 K1 = 1,6.ồK0j.lj = 1,6.188966,4.106 = 302346,24.106 VND DA1 = t.ồDPj = 3979,46.12,525 = 49842,74 MWh Z = ( avh + atc ).Ki + DAi.C = (0,125 + 0,04).302346,24.106 + 49842,74.500.103 = 74808,50.106 VND 3.2. Phương án 5. Lộ ĐD L km Pj MW Qj MVAr Rj W DPj MW Loại dây K0j.106 Lj.K0j.106 HT-1 68,8 34 16,47 11,35 1,339 AC-95 224 15411,2 HT-2 60,8 66 40,92 5,17 2,577 AC-185 395 23833,6 2-3 35,2 40 24,80 4,75 0,870 AC-120 280 9856 HT-4 52,8 38 23,56 7,13 1,178 AC-120 280 14784 HT-5 100,8 22,49 2,97 23,18 0,986 AC-70 168 16934,4 TĐ-5 68,8 7,51 15,63 15,82 0,393 AC-70 168 11558,4 TĐ-6 84,8 42 20,34 11,45 2,061 AC-120 280 23744 TĐ-7 49,6 35 21,66 6,7 0,938 AC-120 280 13888 TĐ-8 68,8 35 21,70 9,29 1,302 AC-120 280 19264 TĐ-9 38,4 74 40,72 2,53 1,492 AC-240 444 17049,6 9-10 49,6 38 18,40 6,70 0,987 AC-120 280 13888 K5 = 1,6.ồK0j.lj = 1,6.180211,2.106 = 288337,92.106 VND DA5 = t.ồDPj = 3979,46.14,123 = 56201,91 MWh Z = ( avh + atc ).Ki + DAi.C = (0,125 + 0,04).288337,92.106 + 56201,91.500.103 = 75676,71.106 VND 3.3. Phương án 7. Lộ ĐD L km Pj MW Qj MVAr Rj W DPj MW Loại dây K0j.106 Lj.K0j.106 HT-1 68,8 34 16,47 11,35 1,339 AC-95 224 15411,2 HT-2 60,8 26 16,12 10,03 0,776 AC-95 224 13619,2 HT-3 67,2 40 24,80 9,07 1,660 AC-120 280 18816 HT-4 52,8 38 23,56 7,13 1,178 AC-120 280 14784 HT-5 100,8 18,99 0,81 10,58 0,316 AC-150 336 33868,8 TĐ-6 84,8 42 20,34 11,45 2,061 AC-120 280 23744 TĐ-7 49,6 46,01 39,45 5,21 1,582 AC-150 336 16665,6 7-5 36,8 11,01 17,79 3,86 0,140 AC-150 336 12364,8 TĐ-8 68,8 35 21,70 9,29 1,302 AC-120 280 19264 TĐ-9 38,4 36 22,32 5,18 0,768 AC-120 280 10752 TĐ-10 60,8 38 18,40 8,21 1,209 AC-120 280 17024 K7 = 1,6.ồK0j.lj = 1,6.196313,6.106 = 314101,76.106 VND DA7 = t.ồDPj = 3979,46.12,331 = 49070,72 MWh Z = ( avh + atc ).Ki + DAi.C = (0,125 + 0,04).314101,76.106 + 49070,72.500.103 = 76362,15.106 VND 3.4. Phương án 9. Lộ ĐD L km Pj MW Qj MVAr Rj W DPj MW Loại dây K0j.106 Lj.K0j.106 HT-1 68,8 34 16,47 11,35 1,339 AC-95 224 15411,2 HT-2 60,8 26 16,12 10,03 0,776 AC-95 224 13619,2 HT-3 67,2 40 24,80 9,07 1,660 AC-120 280 18816 HT-4 52,8 38 23,56 7,13 1,178 AC-120 280 14784 HT-5 100,8 18,29 0,94 8,57 0,238 AC-185 392 39513,6 5-6 35,2 42 20,34 4,75 0,855 AC-120 280 9856 TĐ-5 68,8 53,71 38 5,85 2,093 AC-185 392 26969,6 TĐ-7 49,6 35 21,66 6,70 0,938 AC-120 280 13888 TĐ-8 68,8 35 21,70 9,29 1,302 AC-120 280 19264 TĐ-9 38,4 36 22,32 5,18 0,768 AC-120 280 10752 TĐ-10 60,8 38 18,40 8,21 1,209 AC-120 280 17024 K9 = 1,6.ồK0j.lj = 1,6.199897,6.106 = 319836,16.106 VND DA9 = t.ồDPj = 3979,46.12,356 = 49170,21 MWh Z = ( avh + atc ).Ki + DAi.C = (0,125 + 0,04).319836,16.106 + 49170,21.500.103 = 77358,07.106 VND 3.5. Phương án 10. Lộ ĐD L km Pj MW Qj MVAr Rj W DPj MW Loại dây K0j.106 Lj.K0j.106 HT-1 68,8 34 16,47 11,35 1,339 AC-95 224 15411,2 HT-2 60,8 66 40,92 5,17 2,577 AC-185 392 23833,6 2-3 35,2 40 24,80 4,75 0,870 AC-120 280 9856 HT-4 52,8 38 23,56 7,13 1,178 AC-120 280 14784 HT-5 100,8 18,29 0,94 8,57 0,238 AC-185 392 39513,6 5-6 35,2 42 20,34 4,75 0,855 AC-120 280 9856 TĐ-5 68,8 53,71 38 5,85 2,093 AC-185 392 26969,6 TĐ-7 49,6 35 21,66 6,70 0,938 AC-120 280 13888 TĐ-8 68,8 35 21,70 9,29 1,302 AC-120 280 19264 TĐ-9 38,4 74 40,72 2,53 1,492 AC-240 444 17049,6 9-10 49,6 38 18,40 6,70 0,987 AC-120 280 13888 K10 = 1,6.ồK0j.lj = 1,6.204313,6.106 = 326901,76.106 VND DA10 = t.ồDPj = 3979,46.13,869 = 55191,13 MWh Z = ( avh + atc ).Ki + DAi.C = (0,125 + 0,04).326901,76.106 + 55191,13.500.103 = 81534,36.106 VND Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật của các phương án: Chỉ tiêu Phương án 1 Phương án 5 Phương án 7 Phương án 9 Phương án 10 DUmaxbt% 6,99 10,12 6,99 9,17 10,12 DUmaxsc% 13,98 17,14 13,98 15,44 17,14 Z.106 (VND) 74808,50 75676,71 76362,15 77358,07 81534,36 Từ bảng tổng kết chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của các phương án 1, 5, 7, 9, 10 ta thấy phương án 1 là phương án có hàm chi phí, có tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường và sự cố nhỏ nhất, đồng thời nó còn có tiêu hao vật liệu kim loại màu nhỏ nhất. Ngoài ra phương án 1 có khả năng mở rộng và phát triển trong tương lai. Do vậy ta chọn phương án 1 là phương án tối ưu để tiến hành thiết kế. Chương 4 Xác định số lượng và công suất của các máy biến áp ở các trạm biến áp phụ tải, sơ đồ nối dây các trạm, sơ đồ nối dây toàn hệ thống. 4.1. Xác định số lượng và công suất của các máy biến áp ở các trạm biến áp phụ tải. 4.1.1. Nguyên tắc lựa chọn số lượng, công suất máy biến áp. Số lượng máy biến áp ở các trạm biến áp phụ tải phụ thuộc vào loại phụ tải. ã Với hộ loại I ta chọn hai máy biến áp vận hành song song. ã Với hộ loại III ta chọn một máy biến áp. Việc xác định công suất của các máy biến áp là một vấn đề hết sức quan trọng, nó ảnh hưởng đến độ tin cậy cung cấp điện. Để chọn lựa công suất của các máy biến áp ta cần căn cứ vào công suất cực đại của các phụ tải. Mạng điện thiết kế có cấp điện áp 110kV và điện áp thứ cấp là 22kV. Như vậy ở trạm biến áp phụ tải ta chọn máy biến áp ba pha hai dây quấn có tỉ số biến áp là: 110/22. Ta coi các máy biến áp đã được nhiệt đới hoá do vậy không cần phải hiệu chỉnh công suất của chúng theo nhiệt độ nữa. Công suất của máy biến áp được chọn theo điều kiện: Trong đó: n: là số máy biến áp (n = 2) Smax: là công suất phụ tải ở chế độ cực đại. Stt: là công suất tính toán của máy biến áp. k: là hệ số quá tải của máy biến áp ( k = 1,4 ) Công suất của máy biến áp phải đảm bảo: ã Cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường. ã Khi có 1 máy biến áp bất kì nghỉ, các máy biến áp còn lại với khả năng quá tải sự cố cho phép phải đảm bảo đủ công suất cần thiết. 4.1.2. Lựa chọn công suất máy biến áp cho các trạm biến áp. ã Chọn công suất máy biến áp cho các trạm biến áp phụ tải: Với phụ tải 1. S1max = 37,78 MVA Phụ tải 1 là hộ tiêu thụ loại I nên ta chọn hai máy biến áp vận hành song song. Công suất của máy biến áp được chọn như sau: Chọn máy biến áp có công suất Sđm = 32 MVA Loại máy: TPDH-32000/110/22 Tính toán tương tự ta có bảng tổng kết sau: Phụ tải Smax MVA Stt MVA Số lượng máy biến áp Loại máy biến áp 1 37,78 26,99 2 TPDH - 32000/110/22 2 30,59 21,85 2 TPDH - 25000/110/22 3 47,06 33,61 2 TPDH - 40000/110/22 4 44,71 31,94 2 TPDH - 32000/110/22 5 35,30 25,21 2 TPDH - 32000/110/22 6 46,67 33,34 2 TPDH - 40000/110/22 7 41,16 29,40 2 TPDH - 32000/110/22 8 41,18 29,41 2 TPDH - 32000/110/22 9 42,26 30,26 2 TPDH - 32000/110/22 10 42,22 30,16 2 TPDH - 32000/110/22 ã Với nhà máy điện ta sẽ lựa chọn sơ đồ nối điện theo sơ đồ bộ Máy phát điện _ Máy biến áp. Do vậy ở trạm tăng áp của nhà máy ta sẽ chọn 4 máy biến áp tăng áp hai dây quấn. Công suất của các máy biến áp được chọn như sau: Chọn máy biến áp có công suất SđmBA = 125MVA Loại máy: TDЦ - 125000/110/22 Nhà máy thuỷ điện: 4´90 MW; cosj = 0,85; Uđm = 22 kV, ta chọn loại máy phát: CB - 850/190 - 40. ã Chọn máy biến áp cho trạm trung gian từ hệ thống điện có điện áp 220kV xuống 110kV ta sử dụng hai máy biến áp tự ngẫu cung cấp điện cho các phụ tải: Ta có: Smax = SHT-1 + SHT-2 + SHT-3 + SHT-4 Smax = 37,78 + 51,54 + 47,06 + 44,71 Smax = 181,09 MVA Khi làm việc bình thường: 2.kbt.Sđmtn ³ Smax Khi sự cố: ksc.Sđmtn ³ Smax Vậy: Chọn 2 máy biến áp tự ngẫu loại: ATDЦTH-160000/220/110 4.2. Chọn sơ đồ nối dây cho các trạm biến áp. 4.2.1. Chọn sơ đồ nối dây cho trạm tăng áp của nhà máy thuỷ điện. Trạm tăng áp của nhà máy thuỷ điện ta sử dụng sơ đồ hai hệ thống thanh góp có ba máy cắt trên hai mạch (sơ đồ một rưỡi). ~ F4 ~ F2 ~ F1 ~ F3 Phụ tải 5 Phụ tải 7 Phụ tải 6 Phụ tải 8 Phụ tải 9 Phụ tải 10 4.2.2. Chọn sơ đồ nối dây cho trạm trung gian của hệ thống điện. Phụ tải 1 220kV Phụ tải 2 Phụ tải 3 Phụ tải 4 110kV 4.2.3. Lựa chọn sơ đồ nối điện cho các trạm hạ áp của các phụ tải. Với yêu cầu đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải do vậy việc chọn sơ đồ nối điện cho các trạm hạ áp của các phụ tải là rất quan trọng. Với các trạm cuố như trạm 1, 3, 4, 5, 6, 8, 9 và 10 ta sẽ sử dụng hai loại sơ đồ sau: ã Các trạm có chiều dài đường dây l > 70km hay xảy ra sự cố nên thường xuyên phải cách ly sự cố ra khỏi hệ thống, khi đó máy cắt đặt ở phía cuối đường dây (trạm 6). ã Các trạm có chiều dài đường dây l < 70km, chiều dài ngắn nên ít sự cố nên máy cắt đặt ở phía máy biến áp để thao tác đóng cắt máy biến áp theo các chế độ phụ tải cực đại và phụ tải cực tiểu (các trạm 1, 3, 4, 5, 8, 9, 10). ã Với các trạm như 2, 7 ta sở dụng sơ đồ hai hệ thống thanh góp có máy cắt liên lạc: Từ nguồn điện đến chương 5 Xác định công suất bù kinh tế. 5.1. Nguyên tắc tính toán công suất bù kinh tế. Bù công suất phản kháng trong hệ thống điện được sử dụng không những chỉ để đảm bảo cân bằng công suất phản kháng, mà còn là một trong những phương pháp quan trọng để giảm tổn thất điện năng cũng như điều chỉnh điện áp. Tối ưu hoá công suất các thiết bị bù là xác định công suất tối ưu và vị trí đặt các thiết bị bù. Mục tiêu của bài toán là tìm công suất thiết bị bù để đạt được hiệu quả kinh tế cực đại khi thoả mãn tất cả các điều kiện kỹ thuật trong chế độ làm việc bình thường của mạng điện và các thiết bị sử dụng điện. Khi lập biểu thức phí tổn tính toán ta quy ước: ã Không xét đến công suất bù sơ bộ tính theo điều kiện cân bằng công suất phản kháng. ã Không xét tới tổn thất công suất sắt DPFe của máy biến áp vì nó ảnh hưởng rất ít tới trị số Qb. ã Không xét đến thành phần tổn thất công suất tác dụng do P gây ra. ã Không xét đến công suất từ hoá máy biến áp DQFe và công suất phản kháng do điện dung đường dây sinh ra. ã Ngoài điện trở của đường dây phải xét tới điện trở rb của máy biến áp. ã Chỉ cần viết và giải phương trình cho từng nhánh độc lập của mạng điện. Biểu thức phí tổn tính toán trong mạng điện do đặt thiết bị bù kinh tế được viết: Với: Z1: là phí tổn hàng năm do có đầu tư thiết bị bù Qb. Z1 = (avh + atc).K0.Qb avh: là hệ số vận hành, avh = 0,1 atc: là hệ số thu hồi vốn đầu tư, atc = 0,125 K0: là giá tiền một đơn vị thiết bị bù. K0 = 150.106 đ/MVAr Qb: công suất bù (MVAr) Vậy Z1 = 33,75.106.Qb Z2: là chi phí tổn thất điện năng do thiết bị bù tiêu tốn. Z2 = C.t.DP*.Qb C: là giá 1MWh điện năng, C = 500đ/MWh. DP*: tổn thất công suất tương đối trong thiết bị bù, DP* = 0,005 t: thời gian tụ điện vận hành trong năm, t = 8760h. Vậy Z2 = 21,9.106.Qb Q: công suất phản kháng cực đại của hộ tiêu thụ lúc chưa bù (MVAr) U: điện áp định mức của đường dây. R: điện trở của đường dây và máy biến áp quy định về bên cao áp. t: thời gian tổn thất công suất lớn nhất, t = 3979,46h Lấy đạo hàm , giải ra ta tìm được Qb. Nếu giải được Qb có giá trị âm, có nghĩa về mặt kinh tế ta không cần bù. 5.2. Xác định công suất bù kinh tế cho các phụ tải. 5.2.1. Lộ đương dây HT-1. HT Q1 = 25,5 MVAr Qb1 68,8 km 2´AC - 95 Sơ đồ thay thế: Qb1 Q1 = 25,5 MVAr HT RD Rb RD = 11,35 W; Rb = 0,94 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb1 = 11,73 MVAr Khi đó hệ số công suất: 5.2.2. Lộ đường dây HT-3. HT Q3 = 24,8 MVAr Qb3 67,2 km 2´AC - 120 Sơ đồ thay thế: Qb3 Q3 = 24,8 MVAr HT RD Rb RD = 9,07 W; Rb = 0,72 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb3 = 7,52 MVAr Khi đó hệ số công suất: 5.2.3. Lộ đường dây HT-4. HT Q4 = 28,5 MVAr Qb4 52,8 km 2´AC - 120 Sơ đồ thay thế: Qb4 Q4 = 28,5 MVAr HT RD Rb RD = 7,13 W; Rb = 0,94 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb4 = 7,53 MVAr Khi đó hệ số công suất: 5.2.4. Lộ đường dây TĐ-5. TĐ Q5 = 18,6 MVAr Qb5 68,8 km 2´AC - 95 Sơ đồ thay thế: Qb5 Q5 = 18,6 MVAr TĐ RD Rb RD = 11,35 W; Rb = 0,94 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb5 = 4,83 MVAr Khi đó hệ số công suất: 5.2.5. Lộ đường dây TĐ-6. TĐ Q6 = 26,04 MVAr Qb6 84,8 km 2´AC - 120 Sơ đồ thay thế: Qb6 Q6 = 26,04 MVAr TĐ RD Rb RD = 11,45 W; Rb = 0,72 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb6 = 12,34 MVAr Khi đó hệ số công suất: 5.2.6. Lộ đường dây TĐ-8. TĐ Q8 = 21,7 MVAr Qb8 68,8 km 2´AC - 120 Sơ đồ thay thế: Qb8 Q8 = 21,7 MVAr TĐ RD Rb RD = 9,29 W; Rb = 0,94 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb8 = 5,16 MVAr Khi đó hệ số công suất: 5.2.7. Lộ đường dây TĐ-9. TĐ Q9 = 27 MVAr Qb9 38,4 km 2´AC - 120 Sơ đồ thay thế: Qb9 Q9 = 27 MVAr TĐ RD Rb RD = 5,18 W; Rb = 0,94 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb9 < 0 Như vậy ta không cần bù ở phụ tải 9. 5.2.8. Lộ đường dây TĐ-10. TĐ Q10 = 28,5 MVAr Qb10 60,8 km 2´AC - 120 Sơ đồ thay thế: Qb10 Q10 = 28,5 MVAr TĐ RD Rb RD = 8,21 W; Rb = 0,94 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb10 = 10,01 MVAr Khi đó hệ số công suất: 5.3.9. Lộ đường dây HT-2-7-TĐ. HT TĐ 60,8 km 49,6 km 49,6 km 2´AC-150 2´AC-150 2´AC-150 Qb2 Qb7 Q2 = 16,12 MVAr Q7 = 26,25 MVAr Sơ đồ thay thế: HT ZHT-2 Z2-7 ZTĐ-7 TĐ Q2 - Qb2 Q7 - Qb7 Zb2 Zb7 Rb2 = 1,27 W; Rb7 = 0,94 W RHT-2 = 6,38 W; R2-7 = 5,21 W; RTĐ-7 = 5,21 W Thay số rồi tính toán ta được: Giải hệ phương trình trên ta có: Qb2 < 0 Qb7 < 0 Vì vậy ta không cần bù ở phụ tải 2 và 7. Bảng tổng kết lựa chọn công suất bù kinh tế cho các phụ tải: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Pmax (MW) 34 26 40 38 30 42 35 35 36 38 Qmax (MVAr) 25,5 16,12 24,8 28,5 18,6 26,04 26,25 21,7 27 28,5 cosj 0,80 0,85 0,85 0,80 0,85 0,85 0,80 0,85 0,80 0,80 cosj' 0,93 0,85 0,92 0,88 0,91 0,95 0,80 0,90 0,80 0,90 Qb (MVAr) 11,73 0 7,52 7,53 4,83 12,34 0 5,16 0 10,01 chương 6 Xác định phân bố công suất, tổn thất công suất, điện năng trong toàn lưới điện. Nội dung của phần này là phải xác định các trạng thái vận hành điển hình của mạng diện, cụ thể là phải tính chính xác tình trạng phân bố công suất trên các đoạn đường dây của mạng điện trong ba thạng thái vận hành: 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. 6.1. Chế độ phụ tải cực đại. Số liệu phụ tải: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Pmax (MW) 34 26 40 38 30 42 35 35 36 38 Qmax (MVAr) 25,5 16,12 24,8 28,5 18,6 26,04 26,25 21,7 27 28,5 cosj 0,80 0,85 0,85 0,80 0,85 0,85 0,80 0,85 0,80 0,80 cosj' 0,93 0,85 0,92 0,88 0,91 0,95 0,80 0,90 0,80 0,90 Qb (MVAr) 11,73 0 7,52 7,53 4,83 12,34 0 5,16 0 10,01 Thông số của các lộ đường dây như sau: Lộ ĐD Loại dây L km R W X W b0 106 W/km B 106 W/km HT-1 2´AC - 95 68,8 11,35 14,76 2,65 364,640 HT-2 2´AC-150 60,8 6,38 12,65 2,74 333,184 HT-3 2´AC-120 67,2 9,07 14,21 2,69 361,536 HT-4 2´AC-120 52,8 7,13 11,17 2,69 284,064 2 - 7 2´AC-150 49,6 5,21 10,32 2,74 271,808 TĐ-5 2´AC - 95 68,8 11,35 14,76 2,65 364,640 TĐ-6 2´AC-120 84,8 11,45 117,94 2,69 456,224 TĐ-7 2´AC-150 49,6 5,21 10,32 2,74 271,808 TĐ-8 2´AC-120 68,8 9,29 14,55 2,69 370,144 TĐ-9 2´AC-120 38,4 5,18 8,21 2,69 206,592 TĐ-10 2´AC-120 60,8 8,21 12,86 2,69 327,104 6.1.1. Với nhánh HT-1. HT Spt1 = 34 + j25,5 MVA Qb1 = 11,73 MVAr 68,8 km 2´AC - 95 2´32 MVA Sơ đồ nối điện như sau: Sơ đồ thay thế: -jQcd1 -jQcd1 HT SHT-1 S1' ZD1 S1" Sb' Sb Zb1 DS0 S1 = 34 +j13,77 MVA ZD1 = 11,35 +j14,76 W Zb1 = 0,5.(1,87 + j43,5) = 0,94 + j21,75W Qcd1 = Qcc1 = 0,5.Udm2.B1 = 0,5.1102.364,64.10-6 = 2,206 MVAr Tổn thất công suất không tải trong máy biến áp là: DS0 = 2.(35 + j240).10-3 = 0,07 + j0,48 MVA Tổn thất công suất trong cuộn dây của máy biến áp là: Tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là: DSB1 = DS0 + DSZb1 = 0,07 + j0,48 + 0,104 + j2,419 = 0,174 + j2,899 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S1" = S1 + DSB1 - jQcc1 = 34 + j13,44 + 0,174 + j2,899 -j2,206 = 34,174 + j14,463 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây là: Công suất ở đầu vào tổng trở đường dây là: S1' = S1" + DSD1 = 34,174 + j14,463 + 1,291 + j1,680 = 35,465 + j16,143 MVA Công suất do hệ thống điện cung cấp vào đường dây này là: SHT-1 = S1' - jQcd1 = 35,465 +j16,143 - j2,206 = 35,465 + j13,937 MVA 6.1.2. Với nhánh HT-3. Sơ đồ nối điện như sau: HT Spt3 = 40 + j24,8 MVA Qb3 = 7,52 MVAr 67,2 km 2´AC - 120 2´40 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd3 -jQcd3 HT SHT-3 S3' ZD3 S3" Sb' Sb Zb3 DS0 S3 = 40 +j17,28 MVA ZD3 = 9,07 +j14,21 W Zb3 = 0,5.(1,44 + j34,8) = 0,72 + j17,4 W Qcd3 = Qcc3 = 0,5.Udm2.B3 = 0,5.1102.361,536.10-6 = 2,187 MVAr Tổn thất công suất không tải trong máy biến áp là: DS0 = 2.(42 + j280).10-3 = 0,084 + j0,56 MVA Tổn thất công suất trong cuộn dây của máy biến áp là: Tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là: DSB3 = DS0 + DSZb3 = 0,084 + j0,56 + 0,113 + j2,730 = 0,197 + j3,290 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S3" = S3 + DSB3 - jQcc3 = 40 + j17,28 + 0,197 + j3,290 - j2,187 = 40,197 + j18,383 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây là: Công suất ở đầu vào tổng trở đường dây là: S3' = S3" + DSD3 = 40,197 + j18,383 + 1,464 + j2,294 = 41,661 + j20,677 MVA Công suất do hệ thống điện cung cấp vào đường dây này là: SHT-3 = S3' - jQcd3 = 41,661 +j20,677 - j2,187 = 41,661 + j18,490 MVA 6.1.3. Với nhánh HT-4. HT Spt4 = 38 + j28,5 MVA Qb4 = 7,53 MVAr 52,8 km 2´AC - 120 2´32 MVA Sơ đồ nối điện như sau: Sơ đồ thay thế: -jQcd4 -jQcd4 HT SHT-4 S4' ZD4 S4" Sb' Sb Zb4 DS0 S4 = 38 +j20,97 MVA ZD4 = 7,13 +j11,17 W Zb4 = 0,5.(1,87 + j43,5) = 0,94 + j21,75W Qcd4 = Qcc4 = 0,5.Udm2.B4 = 0,5.1102.284,064.10-6 = 1,719 MVAr Tổn thất công suất không tải trong máy biến áp là: DS0 = 2.(35 + j240).10-3 = 0,07 + j0,48 MVA Tổn thất công suất trong cuộn dây của máy biến áp là: Tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là: DSB4 = DS0 + DSZb4 = 0,07 + j0,48 + 0,146 + j3,386 = 0,216 + j3,866 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S4" = S4 + DSB4 - jQcc4 = 38 + j20,97 + 0,216 + j3,866 - j1,719 = 38,216 + j23,117 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây là: Công suất ở đầu vào tổng trở đường dây là: S4' = S4" + DSD4 = 38,216 + j23,117 + 1,175 + j1,842 = 39,391 + j24,959 MVA Công suất do hệ thống điện cung cấp vào đường dây này là: SHT-4 = S4' - jQcd4 = 39,391 +j24,959 - j1,719 = 39,391 + j23,240 MVA 6.1.4. Với nhánh TĐ-5. Sơ đồ nối điện như sau: TĐ Spt5 = 30 + j18,6 MVA Qb5 = 4,83 MVAr 68,8 km 2´AC - 95 2´32 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd5 -jQcd5 TĐ STĐ-5 S5' ZD5 S5" Sb' Sb Zb5 DS0 S5 = 30 +j13,77 MVA ZD5 = 11,35 +j14,76 W Zb5 = 0,5.(1,87 + j43,5) = 0,94 + j21,75 W Qcd5 = Qcc5 = 0,5.Udm2.B5 = 0,5.1102.364,64.10-6 = 2,206 MVAr Tổn thất công suất không tải trong máy biến áp là: DS0 = 2.(35 + j240).10-3 = 0,07 + j0,48 MVA Tổn thất công suất trong cuộn dây của máy biến áp là: Tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là: DSB5 = DS0 + DSZb5 = 0,07 + j0,48 + 0,085 + j1,959 = 0,155 + j2,439 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S5" = S5 + DSB5 - jQcc5 = 30 + j13,77 + 0,155 + j2,439 - j2,206 = 30,155 + j14,003 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây là: Công suất ở đầu vào tổng trở đường dây là: S5' = S5" + DSD5 = 30,155 + j14,003 + 1,037 + j1,348 = 30,192 + j15,351 MVA Công suất do nhà máy điện cung cấp vào đường dây này là: STĐ-5 = S5' - jQcd5 = 30,192 +j15,351 - j2,206 = 30,192 + j13,145 MVA 6.1.5. Với nhánh TĐ-6. Sơ đồ nối điện như sau: TĐ Spt6 = 42+ j26,04 MVA Qb6 = 12,34 MVAr 84,8 km 2´AC - 120 2´40 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd6 -jQcd6 TĐ STĐ-6 S6' ZD6 S6" Sb' Sb Zb6 DS0 S6 = 42 +j13,70 MVA ZD6 = 11,45 +j17,94 W Zb6 = 0,5.(1,44 + j34,8) = 0,72 + j17,4 W Qcd6 = Qcc6 = 0,5.Udm2.B6 = 0,5.1102.456,224.10-6 = 2,760 MVAr Tổn thất công suất không tải trong máy biến áp là: DS0 = 2.(42 + j280).10-3 = 0,084 + j0,56 MVA Tổn thất công suất trong cuộn dây của máy biến áp là: Tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là: DSB6 = DS0 + DSZb6 = 0,084 + j0,56 + 0,116 + j2,807 = 0,2 + j3,367 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S6" = S6 + DSB6 - jQcc6 = 42 + j13,7 + 0,2 + j3,367 - j2,760 = 42,2 + j14,307 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây là: Công suất ở đầu vào tổng trở đường dây là: S6' = S6" + DSD6 = 42,2 + j14,307 + 1,879 + j2,944 = 44,079 + j17,251 MVA Công suất do nhà máy điện cung cấp vào đường dây này là: STĐ-6 = S6' - jQcd6 = 44,079 +j17,251 - j2,670 = 44,079 + j14,491 MVA 6.1.6. Với nhánh TĐ-8. Sơ đồ nối điện như sau: TĐ Spt8 = 35+ j21,70 MVA Qb8 = 5,16 MVAr 68,8 km 2´AC - 120 2´32 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd8 -jQcd8 TĐ STĐ-8 S8' ZD8 S8" Sb' Sb Zb8 DS0 S8 = 35 +j16,54 MVA ZD8 = 9,29 +j14,55 W Zb8 = 0,5.(1,87 + j43,5) = 0,94 + j21,75 W Qcd8 = Qcc8 = 0,5.Udm2.B8 = 0,5.1102.370,144.10-6 = 2,239 MVAr Tổn thất công suất không tải trong máy biến áp là: DS0 = 2.(35 + j240).10-3 = 0,07 + j0,48 MVA Tổn thất công suất trong cuộn dây của máy biến áp là: Tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là: DSB8 = DS0 + DSZb8 = 0,07 + j0,48 + 0,116 + j2,694 = 0,186 + j3,174 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S8" = S8 + DSB8 - jQcc8 = 35 + j16,54+ 0,186 + j3,174 - j2,239 = 35,186 + j17,475 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây là: Công suất ở đầu vào tổng trở đường dây là: S8' = S8" + DSD8 = 35,186 + j17,475 + 1,185 + j1,856 = 36,275 + j19,331 MVA Công suất do nhà máy điện cung cấp vào đường dây này là: STĐ-8 = S8' - jQcd8 = 36,375 +j19,331 - j2,239 = 36,375 + j17,092 MVA 6.1.7. Với nhánh TĐ-9. Sơ đồ nối điện như sau: TĐ Spt9 = 36+ j27 MVA Qb9 = 0 38,4 km 2´AC - 120 2´32 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd9 -jQcd9 TĐ STĐ-9 S9' ZD9 S9" Sb' Sb Zb9 DS0 S9 = 36 +j27 MVA ZD9 = 5,18 +j8,12W Zb9 = 0,5.(1,87 + j43,5) = 0,94 + j21,75 W Qcd9 = Qcc9 = 0,5.Udm2.B9 = 0,5.1102.206,592.10-6 = 1,250 MVAr Tổn thất công suất không tải trong máy biến áp là: DS0 = 2.(35 + j240).10-3 = 0,07 + j0,48 MVA Tổn thất công suất trong cuộn dây của máy biến áp là: Tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là: DSB9 = DS0 + DSZb9 = 0,07 + j0,48 + 0,157 + j3,640 = 0,227 + j4,120 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S9" = S9 + DSB9 - jQcc9 = 36 + j27 + 0,227 + j4,120 - j1,250 = 36,227 + j29,870 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây là: Công suất ở đầu vào tổng trở đường dây là: S9' = S9" + DSD9 = 36,227 + j29,870 + 0,944 + j1,479 = 37,171 + j31,349 MVA Công suất do nhà máy điện cung cấp vào đường dây này là: STĐ-9 = S9' - jQcd9 = 37,171 +j31,349 - j1,250 = 37,171 + j30,099 MVA 6.1.8. Với nhánh TĐ-10. Sơ đồ nối điện như sau: TĐ Spt10 = 38+ j28,5 MVA Qb10 = 10,01 MVAr 60,8 km 2´AC - 120 2´32 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd10 -jQcd10 TĐ STĐ-10 S10' ZD10 S10" Sb' Sb Zb10 DS0 S10 = 38 +j18,49 MVA ZD10 = 8,21 + j12,86 W Zb10 = 0,5.(1,87 + j43,5) = 0,94 + j21,75 W Qcd10 = Qcc10 = 0,5.Udm2.B10 = 0,5.1102.327,104.10-6 = 1,979 MVAr Tổn thất công suất không tải trong máy biến áp là: DS0 = 2.(35 + j240).10-3 = 0,07 + j0,48 MVA Tổn thất công suất trong cuộn dây của máy biến áp là: Tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là: DSB10 = DS0 + DSZb10 = 0,07 + j0,48 + 0,139 + j3,210 = 0,209 + j3,690 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S10" = S10 + DSB10 - jQcc10 = 38 + j18,49 + 0,209 + j3,690 - j1,979 = 38,209 + j21,201 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây là: Công suất ở đầu vào tổng trở đường dây là: S10' = S10" + DSD10 = 38,209 + j20,201 + 1,267 + j1,985 = 39,476 + j22,186 MVA Công suất do nhà máy điện cung cấp vào đường dây này là: STĐ-10 = S10' - jQcd10 = 39,476 +j22,186 - j1,979 = 39,476 + j20,207 MVA 6.1.9. Với nhánh liên lạc HT-2-7-TĐ. Sơ đồ thay thế: -jQcd2 -jQcc2 -jQcd2-7 -jQcd7 -jQcc7 -jQcc2-7 Sb2 Sb7 S2 = 26 + j16,12 MVA S7 = 35 + j26,25MVA Zb2 Zb7 DS02 DS02 HT SHT-2 S2' S2" S2-7 S2-7' S2-7" S7" S7' STĐ-7 TĐ 2 7 ZD2 = 6,38 + j12,65 W ZD7 = 5,21 + j10,32 W ZD2-7 = 5,21 + j10,32 W Qcc7 = Qcd7 = 0,5Uđm2.B7 = 1,644 MVAr Qcc2-7 = Qcd2-7 = 0,5Uđm2.B2-7 = 1,644 MVAr Qcc2 = Qcd2 = 0,5Uđm2.B2 = 2,016 MVAr Tổn thất công suất không tải trong máy biến áp B2 là: DS02 = 2.(29 + j200) = 0,058 + j0,4 MVA Tổn thất công suất trong cuộn dây máy biến áp B2 là: Công suất trước tổng trở Zb của máy biến áp B2 là: Sb2 = S2 + DS02 + DSZb2 = 26 + j16,12 + 0,058 +j0,4 + 0,098 + j2,162 = 26,156 + j18,682 MVA Tổn thất công suất không tải trong máy biến áp B7 là: DS07 = 2.(35 + j240) = 0,07 + j0,48 MVA Tổn thất công suất trong cuộn dây máy biến áp B7 là: Công suất trước tổng trở Zb của máy biến áp B7 là: Sb7 = S7 + DS07 + DSZb7 = 35 + j26,25 + 0,07 +j0,48 + 0,149 + j3,441 = 35,219 + j30,171 MVA Công suất phát ra của các tổ máy là: SF = 216 + j133,92 MVA Công suất truyền qua các máy biến áp tăng áp của nhà máy điện là: SBTA = SF - Std = 216 + j133,92 - 3,89 + j3,43 = 212,11 + j130,49 MVA Tổn thất công suất trong các máy biến áp tăng áp của nhà máy điện là: Công suất do nhà máy thuỷ điện phát lên thanh cái 110kV của nhà máy là: SFTĐ = SBTA - DSBTA = 211,062 + j111,09 MVA Công suất do nhà máy cung cấp cho đường dây TĐ-7 là: STĐ-7 = SFTĐ - (STĐ-5 + STĐ-6 + STĐ-8 + STĐ-9 + STĐ-10) = 211,062 +j111,09 - 188,293 - j95,034 = 22,769 + j16,056 MVA Công suất trước tổng trở của đương dây TĐ-7 là: S7' = STĐ-7 + jQcd7 = 22,769 + j16,056 + j1,644 = 22,769 + j17,70 MVA Tổn thất công suất trên đường dây TĐ-7 là: Công suất sau tổng trở của đường dây TĐ-7 là: S7" = Sb7 - DSD7 = 22,441 +j16,991 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây 2-7 là: S2-7" = Sb7 - (S7" + jQcc7) - jQcc2-7 = 12,808 + j9,892 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 2-7 là: Công s._.ên đường dây là: Điện áp tại điểm 5 bằng: U5c = U - DUD = 117,25 - 10,75 = 106,50 kV Công suất trước tổng trở Zb của máy biến áp: Sb = S5 + DSZb5 = 30 + j13,77 + 0,085 + j1,959 = 30,085 + j15,729 MVA Tổn thất điện áp trong máy biến áp có giá trị: Điện áp phía thanh góp hạ áp đã qui đổi về phía thanh góp cao áp là: U5h' = U5c - DUb = 106,50 - 3,48 = 103,02 kV 6. Với nhánh TĐ-6. ZD6 TĐ SHT-6 S6' S6" Sb' 6 Sb Zb6 DS0 S6 = 42 + j13,7 MVA ZD6 = 22,9 + j35,88 W Zb6 = 0,72 + j17,4 W Tổn thất điện áp trên đường dây là: Điện áp tại điểm 6 bằng: U6c = U - DUD = 117,25 - 15,63 = 101,62 kV Công suất trước tổng trở Zb của máy biến áp: Sb = S6 + DSZb6 = 42 + j13,7 + 0,116 + j2,807 = 42,116 + j16,507 MVA Tổn thất điện áp trong máy biến áp có giá trị: Điện áp phía thanh góp hạ áp đã qui đổi về phía thanh góp cao áp là: U6h' = U6c - DUb = 101,62 - 3,12 = 98,50 kV 7. Với nhánh TĐ-8. ZD8 TĐ SHT-8 S8' S8" Sb' 8 Sb Zb8 DS0 S8 = 35 + j16,54 MVA ZD8 = 18,58 + j29,10 W Zb8 = 0,94 + j21,75 W Tổn thất điện áp trên đường dây là: Điện áp tại điểm 8 bằng: U8c = U - DUD = 117,25 - 11,52 = 105,73 kV Công suất trước tổng trở Zb của máy biến áp: Sb = S8 + DSZb8 = 35 + j16,54 + 0,116 + j2,694 = 35,116 + j19,234 MVA Tổn thất điện áp trong máy biến áp có giá trị: Điện áp phía thanh góp hạ áp đã qui đổi về phía thanh góp cao áp là: U8h' = U8c - DUb = 105,73 - 4,27 = 101,46 kV 8. Với nhánh TĐ-9. ZD9 TĐ SHT-9 S9' S9" Sb' 9 Sb Zb9 DS0 S9 = 36 + j27 MVA ZD9 = 10,36 + j16,24 W Zb9 = 0,94 + j21,75 W Tổn thất điện áp trên đường dây là: Điện áp tại điểm 9 bằng: U9c = U - DUD = 117,25 - 8,01 = 109,24 kV Công suất trước tổng trở Zb của máy biến áp: Sb = S9 + DSZb9 = 36 + j27 + 0,157 + j3,64 = 36,157 + j30,64 MVA Tổn thất điện áp trong máy biến áp có giá trị: Điện áp phía thanh góp hạ áp đã qui đổi về phía thanh góp cao áp là: U9h' = U9c - DUb = 109,24 - 6,41 = 102,83 kV 9. Với nhánh TĐ-10. ZD10 TĐ SHT-10 S10' S10" Sb' 10 Sb Zb10 DS0 S10 = 38 +j18,49 MVA ZD10 = 16,42 + j25,72 W Zb10 = 0,94 + j21,75 W Tổn thất điện áp trên đường dây là: Điện áp tại điểm 10 bằng: U10c = U - DUD = 117,25 - 11,25 = 106 kV Công suất trước tổng trở Zb của máy biến áp: Sb = S10 + DSZb10 = 38 + j18,49 + 0,139 + j3,21 = 38,139 + j21,7 MVA Tổn thất điện áp trong máy biến áp có giá trị: Điện áp phía thanh góp hạ áp đã qui đổi về phía thanh góp cao áp là: U10h' = U10c - DUb = 106 - 4,79 = 101,21 kV TổNG KếT Từ các tính toán trên ta có bảng tổng kết về điện áp của các phụ tải trong các chế độ đã qui đổi về phía thanh góp điện áp cao và điện áp trên thanh góp 110kV của nhà máy điện như sau: Phụ tải Uimax kV Uimin kV Uisc kV 1 112,38 108,05 112,13 2 111,33 110,82 111,49 3 112,18 109,62 111,60 4 111,51 108,52 112,25 5 108,83 106,92 103,02 6 107,26 107,54 98,50 7 108,61 109,94 108,78 8 107,76 109,14 101,46 9 107,09 109,68 102,83 10 107,35 107,94 101,21 NMTĐ 117,09 115,44 117,25 7.2. Lựa chọn phương thức điều áp cho mạng điện. Có nhiều biện pháp để điều chỉnh điện áp của mạng điện như thay đổi điện áp vận hành của máy phát, sử dụng đầu phân áp của máy biến áp thường, máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải, đặt thiết bị bù tại các phụ tải... Nhưng việc quyết định dùng biện pháp nào là tuỳ thuộc vào mức độ điều chỉnh điện áp của phụ tải (cao hay thấp) và phụ thuộc tình trạng vận hành của mạng điện. Với những phụ tải yêu cầu điều chỉnh điện áp thường thì trong đa số các trường hợp (nếu chọn đúng điện áp vận hành) chỉ cần sử dụng đầu phân áp của máy biến áp thường là thoả mãn. Nghĩa là lúc đó ta chỉ dùng một đầu phân áp cố định trong các trạng thái vận hành. Nếu không thỏa mãn yêu cầu điều chỉnh thì ta phải tìm biện pháp khác. Với những phụ tải yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, trước hết ta cũng chọn thử một đầu phân áp cố định của máy biến áp thường xem có đạt hay không. Nếu không ta sẽ dùng thiết bị bù hoặc máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải. 7.2.1. Phương pháp chung lựa chọn đầu phân áp cho các máy biến áp giảm áp. Đối với trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp thường, độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm giảm áp cho phép như sau (tính theo % điện áp danh định của mạng điện) ã Chế độ phụ tải cực đại: dU% ³ +2,5% ã Chế độ phụ tải cực tiểu: dU% Ê +7,5% ã Chế độ sự cố: dU% ³ -2,5% Vậy: Ulnyc = 22 + 2,5%.22 = 22,55 kV Unhyc = 22 + 7,5%.22 = 23,65 kV Uscyc = 22 - 2,5%.22 = 21,45 kV Độ lệch điện áp cho phép trên thanh góp hạ áp của trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường qui định như sau: ã Chế độ phụ tải cực đại: dU% = 5% ã Chế độ phụ tải cực tiểu: dU% = 0% ã Chế độ sự cố: dU% = 0á5% Vậy: Ulnyc = 23,10 kV Unhyc = 22 kV Uscyc = 22á23,10 kV 7.2.2. Tính toán cho các phụ tải. 1. Phụ tải 1. Phụ tải này yêu cầu điều chỉnh điện áp thường. Uln' = 112,38 kV Unh' = 108,05 kV Usc' = 112,13 kV Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Tính đầu điều chỉnh chung cho cả hai chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -1 ứng với Uđctc = 107,25 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Khi sự cố: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn thoả mãn các điều kiện đã cho. 2. Phụ tải 2. Phụ tải này yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Uln' = 111,33 kV Unh' = 110,82 kV Usc' = 111,49 kV Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Tính đầu điều chỉnh chung cho cả hai chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -1 ứng với Uđctc = 107,25 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên không thoả mãn về độ lệch điện áp cho phép của trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Như vậy ta phải dùng máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải. ã Khi phụ tải cực đại: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải lớn nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -4 ứng với Uđcltc = 106,81 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Khi phụ tải cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -2 ứng với Uđcntc = 110,91 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Chế độ sự cố: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ sự cố: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -4 ứng với Uđcsctc = 106,81 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: Như vậy các đầu điều chỉnh đã chọn thoả mãn các điều kiện đã cho. 3. Phụ tải 3. Phụ tải này yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Uln' = 112,18 kV Unh' = 109,62kV Usc' = 111,60 kV Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Tính đầu điều chỉnh chung cho cả hai chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -1 ứng với Uđctc = 107,25 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên không thoả mãn về độ lệch điện áp cho phép của trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Như vậy ta phải dùng máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải. ã Khi phụ tải cực đại: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải lớn nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -4 ứng với Uđcltc = 106,81 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Khi phụ tải cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -3ứng với Uđcntc = 108,86 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Chế độ sự cố: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ sự cố: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -4 ứng với Uđcsctc = 106,81 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: Như vậy các đầu điều chỉnh đã chọn thoả mãn các điều kiện đã cho. 4. Phụ tải 4. Phụ tải này yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Uln' = 111,51 kV Unh' = 108,52kV Usc' = 112,25 kV Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Tính đầu điều chỉnh chung cho cả hai chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -1 ứng với Uđctc = 107,25 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên không thoả mãn về độ lệch điện áp cho phép của trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Như vậy ta phải dùng máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải. ã Khi phụ tải cực đại: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải lớn nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -4 ứng với Uđcltc = 106,81 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Khi phụ tải cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -3 ứng với Uđcntc = 108,86 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Chế độ sự cố: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ sự cố: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -4 ứng với Uđcsctc = 106,81 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: Như vậy các đầu điều chỉnh đã chọn thoả mãn các điều kiện đã cho. 5. Phụ tải 5. Phụ tải này yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Uln' = 108,83 kV Unh' = 106,92kV Usc' = 103,02 kV Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Tính đầu điều chỉnh chung cho cả hai chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -5 ứng với Uđctc = 104,77 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên không thoả mãn về độ lệch điện áp cho phép của trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Như vậy ta phải dùng máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải. ã Khi phụ tải cực đại: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải lớn nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -6 ứng với Uđcltc = 102,72 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Khi phụ tải cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -4 ứng với Uđcntc = 106,81 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Chế độ sự cố: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ sự cố: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -8 ứng với Uđcsctc = 98,62 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: Như vậy các đầu điều chỉnh đã chọn thoả mãn các điều kiện đã cho. 6. Phụ tải 6. Phụ tải này yêu cầu điều chỉnh điện áp thường. Uln' = 107,26 kV Unh' = 107,54kV Usc' = 98,50 kV Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Tính đầu điều chỉnh chung cho cả hai chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -2 ứng với Uđctc = 104,5 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Chế độ sự cố: Độ lệch điện áp trên không thoả mãn về độ lệch điện áp cho phép của trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp thường. Như vậy ta phải dùng máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải. ã Khi phụ tải cực đại: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải lớn nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -6 ứng với Uđcltc = 102,72 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Khi phụ tải cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -7 ứng với Uđcntc = 100,67 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Chế độ sự cố: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ sự cố: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -7 ứng với Uđcsctc = 100,67 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: Như vậy các đầu điều chỉnh đã chọn thoả mãn các điều kiện đã cho. 7. Phụ tải 7. Phụ tải này yêu cầu điều chỉnh điện áp thường. Uln' = 108,61 kV Unh' = 109,94 kV Usc' = 108,78 kV Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Tính đầu điều chỉnh chung cho cả hai chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -2 ứng với Uđctc = 104,5 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Khi sự cố: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn thoả mãn các điều kiện đã cho. 8. Phụ tải 8. Phụ tải này yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Uln' = 107,76 kV Unh' = 109,14kV Usc' = 101,46 kV Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Tính đầu điều chỉnh chung cho cả hai chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -1 ứng với Uđctc = 107,25 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên không thoả mãn về độ lệch điện áp cho phép của trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Như vậy ta phải dùng máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải. ã Khi phụ tải cực đại: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải lớn nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -6 ứng với Uđcltc = 102,72 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Khi phụ tải cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -3 ứng với Uđcntc = 108,86 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Chế độ sự cố: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ sự cố: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -8 ứng với Uđcsctc = 98,62 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: Như vậy các đầu điều chỉnh đã chọn thoả mãn các điều kiện đã cho. 9. Phụ tải 9. Phụ tải này yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Uln' = 107,09 kV Unh' = 109,68kV Usc' = 102,83 kV Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Tính đầu điều chỉnh chung cho cả hai chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -2 ứng với Uđctc = 104,5 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên không thoả mãn về độ lệch điện áp cho phép của trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Như vậy ta phải dùng máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải. ã Khi phụ tải cực đại: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải lớn nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -6 ứng với Uđcltc = 102,72 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Khi phụ tải cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -3 ứng với Uđcntc = 108,86 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Chế độ sự cố: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ sự cố: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -8 ứng với Uđcsctc = 98,62 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: Như vậy các đầu điều chỉnh đã chọn thoả mãn các điều kiện đã cho. 10. Phụ tải 10. Phụ tải này yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Uln' = 107,35 kV Unh' = 107,94kV Usc' = 101,21 kV Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Tính đầu điều chỉnh chung cho cả hai chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -2 ứng với Uđctc = 104,5 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất có giá trị: Độ lệch điện áp trên không thoả mãn về độ lệch điện áp cho phép của trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Như vậy ta phải dùng máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải. ã Khi phụ tải cực đại: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải lớn nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -6 ứng với Uđcltc = 102,72 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Khi phụ tải cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ phụ tải nhỏ nhất: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -3 ứng với Uđcntc = 108,86 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: ã Chế độ sự cố: Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp với chế độ sự cố: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = -8 ứng với Uđcsctc = 98,62 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm: Như vậy các đầu điều chỉnh đã chọn thoả mãn các điều kiện đã cho. Bảng tổng kết lựa chọn đầu điều chỉnh điện áp của các phụ tải trong các chế độ cực đại, cực tiểu, và sự cố: Trạm Yêu cầu điều chỉnh điện áp Udctc(kV) Loại máy biến áp Chế độ cực đại Chế độ cực tiểu Chế độ sự cố 1 T 107,25 Thường 2 KT 106,81 110,91 106,81 Điều áp dưới tải 3 KT 106,81 108,86 106,81 Điều áp dưới tải 4 KT 106,81 108,86 106,81 Điều áp dưới tải 5 KT 102,72 106,81 98,62 Điều áp dưới tải 6 T 102,72 100,67 100,67 Điều áp dưới tải 7 T 104,50 Thường 8 KT 102,72 108,86 98,62 Điều áp dưới tải 9 KT 102,72 108,86 98,62 Điều áp dưới tải 10 KT 102,72 108,86 98,62 Điều áp dưới tải chương 8 Tính toán chỉ tiêu kinh tế của lưới điện. 8.1. Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện. 8.1.1. Vốn đầu tư xây dựng đường dây. Lấy kết quả tính toán ở phần 3.1 ta được vốn đầu tư xây dựng đường dây: KD = 1,4ồk0j.lj = 302346,24.106 VND 8.1.2. Vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp. Suất đầu tư cho trạm biến áp có một máy biến áp (nếu trạm có hai máy biến áp thì vốn đầu tư sẽ tăng lên 1,8 lần): Sđm (MVA) K.106 (VND/trạm) 16 13000 25 19000 32 22000 40 25000 63 35000 80 42000 125 59000 Bảng tổng kết công suất định mức máy biến áp đã chọn cho các trạm: Trạm Sđm (MVA) Số lượng máy biến áp Suất đầu tư (106.VND/trạm) 1 32 2 22000 2 25 2 19000 3 40 2 25000 4 32 2 22000 5 32 2 22000 6 40 2 25000 7 32 2 22000 8 32 2 22000 9 32 2 22000 10 32 2 22000 Vậy giá thành xây dựng trạm biến áp là: KT = 401400.106 VND 8.2. Tính tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong toàn mạng điện. Tổn thất công suất không tải trong các máy biến áp tăng áp là: DP0TA = 3.120.10-3 = 0,36 MW Tổn thất công suất đồng trong máy biến áp tăng áp là: DPCuTA = 0,678 MW Vậy: DPBTA = 1,038 MW Tổn thất công suất trên đường dây là: DPD = 11,851 MW Tổn thất công suất trong các máy biến áp hạ áp là: DPBHA = 1,939 MW Tổng tổn thất công suất là: DPồ = 1,038 + 11,851 + 1,939 = 14,828 MW Tổn thất công suất tính theo % của toàn bộ phụ tải trong mạng điện: Tổn thất điện năng trên đường dây là: DAD =DPD.t = 11,851.3979,46 = 47160,58 MWh Tổn thất điện năng trong máy biến áp: DABA = DP0.t + DPCu.t DP0 = ồDP0i = 1,076 MW DPCu = ồDPCu = 1,911 MW Vậy DABA = 1,076.8760 + 1,911.3979,46 = 17030,51 MWh Tổng tổn thất điện năng trong toàn mạng điện là: DAồ = 47160,58 + 17030,51 = 64191,09 MWh Tổn thất điện năng tổng tính theo % của tổng điện năng đưa vào phụ tải là: 8.3. Tính giá thành tải điện. Để tính giá thành tải điện của mạng điện, đầu tiên ta phải tính phí tổn vận hành hàng năm của mạng điện: Y = avhD.KD + avhT.KT + DAồ.C Trong đó: avhD: hệ số vận hành (khấu hao hao mòn, tu sửa, phục vụ của đường dây) avhD = 0,04 avhT: hệ số vận hành trạm biến áp, avhT = 0,1 C: giá thành 1kW điện năng tổn thất, C = 500VND/kWh Vậy: Y = 0,04.302346,24.106 + 0,1.401400.106 = 84,33.109 VND Giá thành tải điện: Gái thành xây dựng mạng điện cho 1kW công suất phụ tải cực đại: Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật của mạng điện: Các chỉ tiêu Đơn vị Số đo Ghi chú 1 DUmax% bình thường % 6,99 Tính đến thanh góp hạ áp 2 DUmax% sự cố % 13,98 Tính đến thanh góp hạ áp 3 Tổng độ dài đường dây cần xây dựng km 670,4 Lộ kép 4 Tổng dung lượng các trạm biến áp MVA 658 5 Tổng dung lượng bù MVAr 58,92 6 Vốn đầu tư - Đường dây - Trạm biến áp 109VND 302,35 401,40 7 Tổng vốn đầu tư 109VND 703,75 8 Tổng phụ tải cực đại MW 354 9 Điện năng tải hàng năm MWh 1947000 10 Tổng tổn thất công suất DPồ MW 14,828 11 Tổng tổn thất công suất DPồ% % 4,19 12 Tổng tổn thất điện năng DAồ MWh 64191,09 13 Tổng tổn thất điện năng DAồ% % 3,30 14 Giá thành mạng điện cho 1kW 103VND/MW 1,99.103 15 Phí tổn vận hành hàng năm 109VND 84,33 16 Giá thành tải điện VND/kWh 43,31 phần 2 Nhiệm vụ thiết kế phần hai: Tính thời gian cắt ngắn mạch lớn nhất đảm bảo ổn định hệ thống điện khi có ngắn mạch hai pha chạm đất tại một đầu đường dây nối với hệ thống điện của thanh cái nhà máy thuỷ điện. 1.1. Khái niệm chung về ổn định. Nghiên cứu ổn định là nghiên cứu khả năng của hệ thống điện lập lại chế độ đồng bộ sau khi đã rơi vào chế độ không đồng bộ do mất ổn định tĩnh hoặc ổn định động. Các nguyên nhân có thể dẫn đến mất ổn định: Đóng cắt đột ngột một phụ tải. Cắt đường dây tải điện hoặc máy biến áp đang mang tải. Cắt máy phát điện đang mang tải. Xảy ra ngắn mạch các loại. Trong các nguyên nhân nói trên thì ngắn mạch là sự cố nguy hiểm hơn cả, do đó ổn định của hệ thống điện được xét khi xảy ra ngắn mạch. Các loại ngắn mạch bao gồm: Ngắn mạch một pha chạm đất. Ngắn mạch hai pha. Ngắn mạch hai pha chạm đất. Ngắn mạch ba pha. 1.2. Sơ đồ thay thế của hệ thống điện. HT ZBtn I ZHT-2 2 Z2-7 7 ZTĐ-7 II XBTA X'd E' SptHT Spt2 Spt7 SptTĐ 1.3. Các thông số trong hệ đơn vị tương đối. Chọn: Scb = 100 MVA Ucb = 110 kV ã Tính qui chuyển thông số máy phát điện: Pđm = 90 MW; cosj = 0,85 X'd% = 0,27; X2% = 0,186 Tj = 6 sec; Uđm = 22 kV; Sđm = 106 MVA ã Tính qui chuyển thông số máy biến áp tăng áp: SđmB = 125 MVA; Un = 10,5% Vì sơ đồ nhà máy điện là sơ đồ bộ nên điện kháng thay thế phía nhà máy điện là: Hằng số quán tính thay thế: T*jTĐ = 4.6,36 = 25,44 s ã Tính qui chuyển thông số máy biến áp tự ngẫu: Xc = 38 W; XT = 0; XH = 68 W Uc = 230 kV; UH = 22 kV Điện trở của máy biến áp rất nhỏ so với điện kháng của nó nên khi tính toán ta bỏ qua thành phần điện trở. ã Tính qui chuyển thông số đường dây: ã Tính qui chuyển thông số chế độ: + Điện áp tại thanh cái HT: + Khi tính quy chuyển công suất thì tính luôn công suất phản kháng do đường dây sinh ra: + Công suất trên các đoạn đường dây: S*I-2 = 0,402 + j0,274 S*2-7 = 0,129 + j0,101 S*II-7 = 0,224 + j0,170 S*FTĐ = 2,111 + j1,111 S*HT-tn = 1,567 + j0,810 Trong tính toán tiếp theo, để đơn giản ta bỏ dấu "*" 1.4. Xác định các đường đặc tính công suất. 1.4.1. Sơ đồ thay thế. UHT j0,087 I 0,048+j0,096 0,039+j0,096 0,039+j0,096 II j0,103 E' 1,165+j0,557 0,262+j0,15 0,352+j0,269 1,883+j0,934 1.4.2. Đặc tính công suất trước khi ngắn mạch. Cần tính E', góc giữa E' và UHT, công suất phát của nhà máy điện ở chế độ ban đầu trước khi xảy ra ngắn mạch. ã Tính điện áp UI: UI = 1,043é-6,825° Vậy: Điện kháng thứ tự nghịch: ã Tính điện áp U2: UI = 0,992é1,386° Vậy: Điện kháng thứ tự nghịch: ã Tính điện áp U7: U7 = 0,979é-0,351° Vậy: Điện kháng thứ tự nghịch: ã Tính điện áp tại điểm II: UII = 1,001é0,630° Vậy: Điện kháng thứ tự nghịch: ã Tính E': E' = 1,136é11,013° Lấy UHT làm gốc cơ sở, góc d0 là tổng đại số các góc đã tính được cho từng đoạn đường dây: d0 = 11,013 + 0,630 - 0,351 - 1,386 - 6,825 = 3,081° = 0,0538 rad Sơ đồ thay thế trước khi ngắn mạch: UHT E' I 2 7 II Biến đổi tam giác - sao ta có: Z3 ZTĐ UHT E' Z6 Z5 Z4 Z2-7 Z2 Z1 ZBtn Trong đó: UHT E' UHT E' Tính tổng dẫn riêng: YITĐ-TĐ = 3,4360é-62,563° aITĐ-TĐ = 90 - 62,563 = 27,437° Tổng dẫn tương hỗ: YITĐ-HT = 1,765é-88,493° aITĐ-HT = 90 - 88,493 = 1,507° Đặc tính công suất trước sự cố: PI = E'2.YITĐ-TĐ.sinaITĐ-TĐ + E'.UHT.YITĐ-HT.sin(d - aITĐ-HT) PI = 2,0431 + 2,2055.sin(d - 1,507°) PmI = 4,2486 1.4.3. Đặc tính công suất khi ngắn mạch. ã Sơ đồ thay thế thứ tự nghịch: I 2 7 II N(1,1) Điện kháng thứ tự nghịch của máy biến áp giống điện kháng thứ tự thuận của chúng. Điện kháng thứ tự nghịch của nhà máy điện: N(1,1) ã Sơ đồ thay thế thứ tự không: Điện kháng thứ tự không của máy biến áp bằng điện kháng thứ tự thuận của nó. Điện kháng thứ tự không của đường dây bằng 4,7 lần điện kháng thứ tự thuận. N(1,1) X0Btn X0(I-2) X0(2-7) X0(II-7) X0BTA Vậy tổng trở ngắn mạch hai pha chạm đất là: Đặt: Sơ đồ thay thế khi xảy ra ngắn mạch: UHT E' I 2 7 II Biến đổi tam giác - sao ta có: Z3 ZTĐ UHT E' Z6 Z5 Z4 Z2-7 Z2 Z1 ZBtn Trong đó: UHT E' UHT E' Tính tổng dẫn riêng: YIITĐ-TĐ = 8,320é-87,7589° aIITĐ-TĐ = 90 - 87,7589 = 2,2411° Tổng dẫn tương hỗ: YIITĐ-HT = 0,3605é-74,0804° aIITĐ-HT = 90 - 74,0804 = 15,9196° Đặc tính công suất khi sự cố: PII = E'2.YIITĐ-TĐ.sinaIITĐ-TĐ + E'.UHT.YIITĐ-HT.sin(d - aIITĐ-HT) PII = 0,4199 + 0,4505.sin(d - 15,9196°) PmII = 0,8704 1.4.4. Đặc tính công suất sau ngắn mạch. Sau khi ngắn mạch, một lộ đường dây II-7 bị cắt ra, do đó tổng trở của đường dây tăng lên gấp đôi: ZII-7 = 0,078 + j0,156 Các thông số khác không thay đổi so với trước khi ngắn mạch. Sơ đồ thay thế của hệ thống sau khi ngắn mạch: UHT E' I 2 7 II Biến đổi tam giác - sao ta có: Z3 ZTĐ UHT E' Z6 Z5 Z4 Z2-7 Z2 Z1 ZBtn Trong đó: UHT E' UHT E' Tính tổng dẫn riêng: YIIITĐ-TĐ = 2,7735é-59,5811° aIIITĐ-TĐ = 90 - 59,5811 = 30,4189° Tổng dẫn tương hỗ: YIIITĐ-HT = 1,4737é-87,7114° aIIITĐ-HT = 90 - 87,7114 = 2,2886° Đặc tính công suất sau sự cố: PIII = E'2.YIIITĐ-TĐ.sinaIIITĐ-TĐ + E'.UHT.YIIITĐ-HT.sin(d - aIIITĐ-HT) PIII = 1,8122 + 1,8413.sin(d - 2.2886°) PmIII = 3,6535 1.5. Tính góc cắt dcắt và thời gian cắt tcắt. 1.5.1. Xác định góc cắt. Các đường đặc tính công suất: PI = 2,0431 + 2,2055.sin(d - 1,507°) PII = 0,4199 + 0,4505.sin(d - 15,9196°) PIII = 1,8122 + 1,8413.sin(d - 2,2886°) Dựa vào đặc tính sau sự cố ta có: 2,1106 = 1,8122 + 1,8413.sin(d0III - 2,2886°) d0III - 2,2886 = 9,3265° dgh = 180° - 9,3265° + 2,2886 = 172,9621° dgh = 3,0188 rad Góc cắt giới hạn là góc tương ứng với điều kiện giá trị tuyệt đối của diện tích hãm tốc bằng diện tích tăng tốc, tức là: Thay số vào giải ra ta có: dcgh = 73,74° = 1,2870 rad P0 d (rad) P PI PIII PII dcgh ATT AHT 1.5.2. Tính thời gian cắt giới hạn bằng phương pháp phân đoạn liên tiếp. Ta lấy: Dt = 0,05 sec Đặt: ã Phân đoạn 1: t = 0 á 0,05 sec P(0) = 0,4199 + 0,4505.sin(3,081°-15,9196°) P(0) = 0,3198 DP(0) = P0 - P(0) = 1,7908 Dd(1) = K.DP(0)/2 = 1,5839° d1 = d0 + Dd1 = 3,081+1,5839 = 4,6649° ã Phân đoạn 2: t = 0,05 á 0,1 sec P(1) = 0,4199 + 0,4505.sin(4,6649°-15,9196°) P(1) = 0,3320 DP(1) = P0 - P(1) = 1,7786 Dd(2) = Dd(1) + K.DP(1) = 4,7301° d2 = d1 + Dd2 = 4,6649 + 4,7301 = 9,3950° ã Phân đoạn 3: t = 0,1 á 0,15 sec P(2) = 0,4199 + 0,4505.sin(9,3950°-15,9196°) P(2) = 0,3687 DP(2) = P0 - P(2) = 1,7419 Dd(3) = Dd(2) + K.DP(2) = 7,8113° d3 = d2 + Dd3 = 9,3950 + 7,8113 = 17,2063° ã Phân đoạn 4: t = 0,15 á 0,20 sec P(3) = 0,4199 + 0,4505.sin(17,2063°-15,9196°) P(3) = 0,43 DP(3) = P0 - P(3) = 1,6806 Dd(4) = Dd(3) + K.DP(3) = 10,7841° d4 = d3 + Dd4 = 17,2063 + 10,7841 = 27,9904° ã Phân đoạn 5: t = 0,20 á 0,25 sec P(4) = 0,4199 + 0,4505.sin(27,9904°-15,9196°) P(4) = 0,5141 DP(4) = P0 - P(4) = 1,5965 Dd(5) = Dd(4) + K.DP(4) = 13,6081° d5 = d4 + Dd5 = 27,9904+ 13,6081= 41,5985° ã Phân đoạn 6: t = 0,25 á 0,30 sec P(5) = 0,4199 + 0,4505.sin(41,5985°-15,9196°) P(5) = 0,6151 DP(5) = P0 - P(5) = 1,4955 Dd(6) = Dd(5) + K.DP(5) = 16,2535° d6 = d5 + Dd6 = 41,5985+ 16,2535= 57,8520° ã Phân đoạn 7: t = 0,30 á 0,35 sec P(6) = 0,4199 + 0,4505.sin(57,8520°-15,9196°) P(6) = 0,7209 DP(6) = P0 - P(5) = 1,3897 Dd(7) = Dd(6) + K.DP(6) = 18,7117° d7 = d6 + Dd7 = 57,8520 + 18,7117 = 76,5637° Bảng tổng hợp kết quả: t sec 0 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 d (°) 3,0810 4,6649 9,3950 17,2063 27,9904 41,5985 57,8520 76,5637 0 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 d (°) tcgh Từ đồ thị ta có: tcgh = 0,343 sec. tài liệu tham khảo: ã Bộ môn Hệ thống điện Thiết kế Mạng và Hệ thống điện Tủ sách ĐH Tại chức Bách Khoa Hà Nội ã Nguyễn Văn Đạm Mạng lưới điện NXB Khoa học và Kỹ thuật ã Trần Bách ổn định của Hệ thống điện NXB Khoa Đại học Tại chức - Đại học Bách Khoa Hà Nội ã Lã Văn út Ngắn mạch trong Hệ thống điện NXB Khoa Đại học Tại chức - Đại học Bách Khoa Hà Nội ã Ngô Hồng Quang Sổ tay Lựa chọn và tra cứu Tiết bị điện từ 0,4 á 500 kV NXB Khoa học và Kỹ thuật ._.