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 Chương 1 : Phân tích nguồn và phụ tải 4 1.1:Phân tích nguồn cung cấp và phụ tải 4 1.1.1: Sơ đồ địa lý chỉ rõ nguồn và phụ tải 4 1.1.2: Những số liệu về nguồn 4 1.1.3: Những số liệu về phụ tải 5 Chương 2: Cân bằng công suất tác dụng và phản kháng, sơ bộ xác định chế độ làm việc của hai nhà máy 6 2.1. Cân bằng công suất trong mạng điện. 6 2.2. Sơ bộ xác định phương thức vận hành cho hai nhà máy 7 Chương 3:Các phương án nối dây của mạng điện – chọn điện áp và chọn tiết diện dây dẫn 10 3.1. Dự kiến các phương án nối dây. 10 3.2. Chọn điện áp 13 3.3. Phương pháp chọn tiết diện dây dẫn 13 3.4. Tính toán cho các phương án cụ thể. 13 3.5. Tính toán tổn thất điện áp cho mạng điện. 20 Chương 4:so sánh các phương án về mặt kinh tế. 23 4.1. Phương án 1. 26 4.2. Phương án 2. 26 4.3. Phương án 3. 27 4.4. Phương án 4. 28 Chương 5: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 30 5.1. Xác định số lượng và công suất của các máy biến áp ở các trạm biến áp phụ tải. 30 5.2. Chọn sơ đồ nối dây cho các trạm biến áp. 31 chương 6:Xác định công suất bù kinh tế. 32 6.1. Nguyên tắc tính toán công suất bù kinh tế. 32 6.2. Xác định công suất bù kinh tế cho các phụ tải. 33 Chương 7:Tính toán các chế độ vận hành cho mạng điện 40 7.1. Chế độ phụ tải cực đại. 40 7.2. Chế độ phụ tải cực tiểu. 55 7.3. Chế độ sự cố. 70 Chương 8: Lựa chọn phương thức điều áp cho mạng điện. 86 8.1: Phương pháp chung lựa chọn đầu phân áp cho các máy biến áp giảm áp. 86 8.2. Tính toán cho các phụ tải. 86 Chương 1 Phân tích nguồn và phụ tải 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. 1.1.1 Sơ đồ địa lý chỉ rõ các nguồn và phụ tải 130 72,8 62,25 NĐI NĐII 1 89,44 2 58,31 3 60,83 60,83 4 5 6 7 8 9 72,11 53,85 60,83 44,72 63,24 44,72 50 Hình I.1 Sơ đồ địa lý nguồn và phụ tải 51 80,16 1.1.2 những số liệu về nguồn cung cấp Nhà máy nhiệt điện I Công suất đặt: PI= 4. 50 = 200 MW Hệ số công suất : cos = 0,85 Điện áp định mức: Uđm= 10,5 kV Nhà máy nhiệt điẹn II - Công suất đặt: PI= 6. 50 = 300 MW Hệ số công suất : cos = 0,85 Điện áp định mức: Uđm= 10,5 kV 1.1.3 những số liệu về phụ tải Những số liệu về phụ tải được ghi trong bảng số liệu sau: Bảng I.1 số liệu về phụ tải Pt Số liệu 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pmax (MW) 40 38 36 36 36 34 36 32 34 Pmin (MW) 20 19 18 18 18 17 18 16 17 Cos 0,92 0,9 0,9 0,95 0,9 0,92 0,9 0,9 0,9 Qmax MVAr 15,677 16,564 15,692 11,24 15,692 13,325 15,692 13,948 14,82 Qmin MVAr 7,839 8,282 7,846 5,62 7,846 6,663 7,846 6,974 7,41 Smax MVA 43,478 42,222 40 37,895 40 36,957 40 35,556 37,778 Smin MVA 21,739 21,111 20 13,948 20 13,479 20 17,778 18,889 Loại hộ Pt I I III I I III I I I YCĐCĐA KT KT T KT T T KT T T ĐA TC kV 22 22 22 22 22 22 22 22 22 Nhận xét Tmax = 4900h Phụ tải cực tiểu bằng50% phụ tải cực đại. Hệ số đồng thời k = 1. Các phụ tải 1, 2, 4, 5, 7, 8, 9 là phụ tải loại I. Còn các phụ tải 3 và 6 là phụ tải loại III Phụ tải 3, 5, 6, 8, 9 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 thấy các phụ tải 1, 2, 3, 4 gần nhà máy nhiệt điện I hơn do vậy thuận tiện cho việc truyền tải công suất từ nhà máy nhiệt điện I tới. Tổng công suất các phụ tải cực đại lúc đó là: Ta thấy các phụ tải 5, 6, 7, 8 gần nhà máy nhiệt điện II hơn do vậy thuận tiện cho việc truyền tải công suất từ nhà máy nhiệt điện II tới. Tổng công suất các phụ tải cực đại lúc đó là: Còn phụ tải 9 sẽ nhận công suất của cả 2 nhà máy công suất cực đại của phụ tải 9 là Pmax = 34MW Chương 2 Cân bằng công suất tác dụng và phản kháng, sơ bộ xác định chế độ làm việc của hai nhà máy 2.1. 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. 2.1.1. 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 định mức của các nhà máy điện ồPF= 4.50+6.50= 500 MW Pyc: tổng công suất thiết kế của mạng điện kể cả tổn thất công suất tác dụng. m: hệ số đồng thời, ở đây ta lấy m= 1 ồPpt: tổng phụ tải tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ. ồPpt= 322 MW ồDPmđ: tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp.(ta chọn khoảng 5%ồPpt) ồDPmđ= 5%.322= 16,1 MW ồPtd: tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện. (( ở đây ta chọn ồPtd= 10%(mồPpt+ồDPmđ)) ồPtd= 10%.(322+16,1)= 33,81 MW ồPdtr: tổng công suất dự trữ của toàn hệ thống ồPdtr được xác định dựa vào biểu thức sau ồPdtr = ồPF- mồPpt- ồDPmđ- ồPtd = 500- 322- 16,1- 33,81 = 128,09 MW ồPdtr thường nằm trng khoảng 10-15% tổng công suất phụ tải và không bé hơn công suất của 1 tổ máy lớn nhất trong mạng điện Như vây khả năng cung cấp nguồn của các nhà máy điện là đủ cho các hộ phụ tải ngay trong trường hợp phụ tải là cực đại 2.1.2. 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: ồQF: Tổng Công suất phản kháng định mức của các nhà máy điện ồQF = =309,87 MVAr ồQpt: Tổng công suất phản kháng cực đại của các phụ tải. 17,04+ 18,404+ 17,435+ 11,832+ 17,435+ 14,484+ 17,435 + 15,498+ 16,467 = 146,04 MVAr - ồDQL: Tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây của toàn mạng điện. - ồDQC: tổng công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây cao áp sinh ra Trong khi tính toán sơ bộ, một cách gần đúng ta lấy ồDQL = ồDQC. ồDQba: tổng tổn thất công suất phản kháng trong các máy biến áp ồDQba = 15%ồQpt = 21,905 MVAr ồQtd : Tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy điện ồQtd =ồPtd.tgtd= 33,81.0,882 = 29,32 MVAr - ồQdtr: Tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống. Có thể lấy bằng công suất phản kháng của tổ máy lớn nhất trong hệ thống => ồQdtr= = 30,987 MVAr Vậy tổng công suất phản kháng yêu cầu của lưới điện là: Qyc = m.ồQpt + ồDQba + ồQtd + ồQdtr = 146,04+ 21,905+ 29,32+ 30,987 = 228,252 MVAr Ta thấy QF > Qyc nên ta không cần phải bù sơ bộ. 2.2. sơ bộ xác định phương thức vận hành cho hai nhà máy 2.21. Khi phụ tải cực đại Nếu chưa kể đến dự trữ thì tổng công suất yêu cầu của hệ thống là: ồPyc = ồPpt+ ồPmđ + ồPtd = 322 + 16,1 + 33,81 = 371,91 MW Để đảm bảo cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống, ta huy động tổ máy có công suất lớn hơn trong hệ thống nhận phụ tải trước để đảm bảo tính kinh tế cao hơn thì ta sẽ xét nhà máy I trước Công suất nhà máy I phát lên lưới là: Pvh1= Pf1 – Ptd1 = 85%Pđm1 - 10%.(80%Pđm1) = 80%.200 – 10%.(85%.200) = 144 MW Như vậy nhà máy 2 sẽ còn phải đảm nhận: Pf2 = ồPyc- Pf1 = 371,91 – 160 = 227,91 MW (chiếm 75,97%Pđm2) Trong đó lượng tự dùng là 10%Pf2= 22,791 MW => Pvh2= 227,91 – 22,791 = 205,119 MW Rõ ràng Pf2 chiếm 75,97%Pđm2 nằm trong công suất phát kinh tế của các tổ máy nhiệt điện. ( 60% - 80% là đạt. Nếu không đạt thì có thể cho 1 tổ máy ngừng chạy) 2.2.2 Khi phụ tải cực tiểu ồPyc = ồPptmin + ồPmd + ồPtd = 161 + 8,05 + 16,905 = 185,955 MW Nhà máy I ta chỉ vận hành 2 tổ máy mỗi tổ máy chiếm 80% Công suất => Pvh = Pf1 – Ptd1 = 80%.100 – 10%.(80%.100) = 72 MW Pf2 = ồPyc – Pf2 = 185,955 – 80 = 105,955 MW => Pvh2= 105,955 – 10,595 =95,36 MW Chiếm 70% Pđm2 thoả mãn yêu cầu về công suất phát kinh tế của các nhà máy nhiệt điện 2.2.3 .Khi có sự cố Do không xét các sự cố xếp chồng và các tổ máy trong hệ thống đề có công suất bằng nhau do đó ta sét trường hợp sự cố là 1 tổ máy bất kỳ bị sự cố. Giả sử 1 tổ máy của nhà máy II bị sự cố. Ta vẫn cho nhà náy nhiệt điện II phát với 85% công suất ( Nếu sau khi tính toán mà NĐI vận hành kém kinh tế ta sẽ hiệu chỉnh lại sau) Pvh2 = Pf2- Ptd2 = 85%.250 – 10%.85%.250 = 191,25 MW Như vậy NĐI sẽ còn đảm nhận: Pf1 = Pyc – Pf2 = 371,91 – 212,5 = 159,41 MW =>Pvh= 143,47 MW => nhà máy NĐI phát với = 79,7 %Pđm1 thoả mãn vận hành kinh tế của nhà máy nhiệt điện. Từ đó ta có bảng sau: Pt NĐ Max Min Sự cố 1 - Phát 80%Pđm - số tổ máy lv : 4 - Pf = 160 MW - Pvh= 144 MW - Phát 80%Pđm - số tổ máy lv : 2 - Pf = 80 MW -Pvh=72 MW - Phát 79,7%Pđm - số tổ máy lv : 4 - Pf = 159,41 MW -Pvh=143,47 MW 2 - Phát 75,97%Pđm - số tổ máy lv : 6 - Pf = 227,91 MW -Pvh=205,119 MW - Phát 70,6%Pđm - số tổ máy lv : 3 - Pf = 105,955 MW -Pvh=95,36 MW - Phát 85%Pđm - số tổ máy lv : 5 - Pf = 212,5 MW -Pvh=191,25 MW Chương 3 Các phương án nối dây của mạng điện – chọn điện áp và chọn tiết diện dây dẫn 3.1. 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 1, 2, 4, 5, 7, 8, 9 là hộ tiêu thụ loai I 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 3, 6 là những hộ phụ tải loại III do vậy ta chỉ cần sử dụng đường đây đơn là đủ cung cấp điện cho phụ tải Ta thấy các phụ tải 1, 2, 3, 4 gần nhà máy nhiệt điện I hơn do vậy sẽ nhận công suất từ NĐI. Tổng công suất các phụ tải cực đại lúc đó là: Tuy nhiên Pvh1 =144 MW không đủ cung cấp công suất cho 4 đó nên ta sẽ cho phụ tải 4 nhận công suất từ NĐII Như vậy các phụ tải 4, 5, 6, 7, 8 sẽ nhận công suất từ NĐII. Tổng công suất các phụ tải cực đại lúc đó là: Còn phụ tải 9 sẽ nhận công suất của cả 2 nhà máy công suất cực đại của phụ tải 9 là Pmax = 34MW 3.1.1. Phương án 1 2 72,8 62,25 NĐI NĐII 1 58,31 3 60,83 4 5 6 7 8 9 53,85 60,83 44,72 63,24 Hình III.1 Phương án 1 51 80,16 3.1.2. Phương án 2 3 6 Hình III.2 Phương án 2 2 72,8 62,25 NĐI NĐII 1 58,31 4 5 7 8 9 53,85 60,83 44,72 63,24 51 50 80,16 3.1.3. Phương án 3 Hình III.3 Phương án 3 2 72,8 62,25 NĐI NĐII 1 58,31 3 60,83 4 5 6 7 8 9 53,85 60,83 44,72 44,72 51 80,16 3.1.4 Phương án 4 Hình III.4 Phương án 4 2 72,8 62,25 NĐI NĐII 1 58,31 3 4 5 6 7 8 9 53,85 60,83 44,72 44,72 51 50 80,16 3.1.5. Phương án 5 7 2 72,8 62,25 NĐI NĐII 1 58,31 3 60,83 4 5 6 8 9 53,85 60,83 44,72 63,24 Hình III.5 Phương án 5 51 80,16 3.2. Chọn điện áp 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 3.3. Phương pháp chọn tiết diện dây dẫn 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 = 4900 h, tra bảng ta có: Jkt = 1,1 A/mm2. Trong mạng điện ta sử dụng dây nhôm lõi thép, khoảng cách trung bình hình 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 max < k.Icp Trong đó Isc max = 2.Imax : là dòng điện lớn nhất trong trường hợp sự cố Icp : Là dòng cho phép trang trong bảng số liệu k = 0,8 3.4. Tính toán cho các phương án cụ thể. 3.4.1. Phương án 1. + Lộ đường dây NĐ1-1 U= 4,34=4,34. kV => ta chọn Uđm= 110 kV => Imax= = = 114,1 A => F= = mm +Tính tương tự cho các lộ khác NĐ1-2 ; NĐ1-3 ;… NĐ2-8 +Tính cho NĐ1-9 và NĐ2-9 SI-9= Svh1- Scác nhánh= Svh1- 1,08.Spt = 144 + j89,24 - 1,08.(114 + j52,879) = 20,88+j32,131 MVA => SII-9 = S9 – SI-9 = 34+ j16,467 – 20,88 –j32,131 = 13,12 – j15,664 MVA Từ các kết quả tính được ta có bảng kết quả sau : Lộ ĐD L (km) n P (MW) Q (MVAr) S (MVA U (kV) F (mm2) Loại dây NĐ1-1 51 2 40 17,04 43,478 114,08 103,73 AC-95 NĐ1-2 58,31 2 38 18,404 42,222 112,02 100,73 AC-95 NĐ1-3 60,83 1 36 17,435 40 109,52 190,86 AC-185 NĐ1-9 72,8 2 20,88 32,131 38,319 87,54 91,42 AC-95 NĐ2-4 50 2 36 11,832 37,895 108,58 90,41 AC-95 NĐ2-5 44,72 2 36 17,435 36,957 108,13 95,43 AC-95 NĐ2-6 63,24 1 34 14,484 40 106,95 176,34 AC185 NĐ2-7 53,85 2 36 17,435 35,556 108,92 95,43 AC-95 NĐ2-8 60,83 2 32 15,498 37 103,87 84,83 AC-95 NĐ2-9 62,25 2 13,12 -15,664 20,433 71,6 48,75 AC-70 Bảng kết luận về loại dây đã chọn Lộ ĐD L (km) S (MVA) n Loại dây Imax (A) Isc (A) Icp (A) Kết luận NĐ1-1 51 43,478 2 AC-95 114,08 228,16 336 Thoả mãn NĐ1-2 58,31 42,222 2 AC-95 110,8 221,6 336 Thoả mãn NĐ1-3 60,83 40 1 AC-185 209,95 - 515 Thoả mãn NĐ1-9 72,8 38,319 2 AC-95 100,56 201,12 336 Thoả mãn NĐ1-4 50 37,895 2 AC-95 99,45 198,26 336 Thoả mãn NĐ2-5 44,72 36,957 2 AC-95 108,13 216,26 336 Thoả mãn NĐ2-6 63,24 40 1 AC185 106,95 - 515 Thoả mãn NĐ2-7 53,85 35,556 2 AC-95 108,92 217,84 336 Thoả mãn NĐ2-8 60,83 37 2 AC-95 103,87 207,74 336 Thoả mãn NĐ2-9 62,25 20,433 2 AC-70 53,625 107,25 275 Thoả mãn Như vậy các dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện sự cố. 3.4.2. Phương án 2. + Lộ đường dây NĐ1-1 U= 4,34=4,34. kV => ta chọn Uđm= 110 kV => Imax= = = 114,1 A => F= = mm +Tính tương tự cho các lộ khác NĐ1-2 ; NĐ1-3 ;… NĐ2-8 +Tính cho NĐ1-9 và NĐ2-9 SI-9= Svh1- Scác nhánh= Svh1- 1,08.Spt = 144 + j89,24 - 1,08.(114 + j52,879) = 20,88+j32,131 MVA => SII-9 = S9 – SI-9 = 34+ j16,467 – 20,88 –j32,131 = 13,12 – j15,664 MVA + Tính cho NĐI-2 U= 4,34=4,34. kV => ta chọn Uđm= 110 kV => Imax= = = 237,36 A => F= = mm Từ các kết quả tính được ta có bảng kết quả sau : Lộ ĐD L (km) n P (MW) Q (MVAr) S (MVA U (kV) F (mm2) Loại dây NĐ1-1 51 2 40 17,04 43,478 114,08 103,73 AC-95 NĐ1-2 58,31 2 74 35,839 82,222 152,96 215,78 AC-240 2-3 50 1 36 17,435 40 108,59 190,86 AC-185 NĐ1-9 72,8 2 20,88 32,131 38,319 87,54 91,42 AC-95 NĐ2-4 50 2 36 11,832 37,895 108,58 90,41 AC-95 NĐ2-5 44,72 2 36 17,435 36,957 108,13 95,43 AC-95 NĐ2-6 63,24 1 34 14,484 40 106,95 176,34 AC185 NĐ2-7 53,85 2 36 17,435 35,556 108,92 95,43 AC-95 NĐ2-8 60,83 2 32 15,498 37 103,87 84,83 AC-95 NĐ2-9 62,25 2 13,12 -15,664 20,433 71,6 48,75 AC-70 Bảng kết luận về loại dây đã chọn Lộ ĐD L (km) S (MVA) n Loại dây Imax (A) Isc (A) Icp (A) Kết luận NĐ1-1 51 43,478 2 AC-95 114,08 228,16 336 Thoả mãn NĐ1-2 58,31 82,222 2 AC-240 237,36 474,72 610 Thoả mãn 2-3 60,83 40 1 AC-185 209,95 - 515 Thoả mãn NĐ1-9 72,8 38,319 2 AC-95 100,56 201,12 336 Thoả mãn NĐ2-4 50 37,895 2 AC-95 99,45 198,26 336 Thoả mãn NĐ2-5 44,72 36,957 2 AC-95 108,13 216,26 336 Thoả mãn NĐ2-6 63,24 40 1 AC185 106,95 - 515 Thoả mãn NĐ2-7 53,85 35,556 2 AC-95 108,92 217,84 336 Thoả mãn NĐ2-8 60,83 37 2 AC-95 103,87 207,74 336 Thoả mãn NĐ2-9 62,25 20,433 2 AC-70 53,625 107,25 275 Thoả mãn Như vậy các dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện sự cố. 3.4.3. Phương án 3. + Lộ đường dây NĐ1-1 U= 4,34=4,34. kV => ta chọn Uđm= 110 kV => Imax= = = 114,1 A => F= = mm +Tính tương tự cho các lộ khác NĐ1-2 ; NĐ1-3 ;… NĐ2-8 +Tính cho NĐ1-9 và NĐ2-9 SI-9= Svh1- Scác nhánh= Svh1- 1,08.Spt = 144 + j89,24 - 1,08.(114 + j52,879) = 20,88+j32,131 MVA => SII-9 = S9 – SI-9 = 34+ j16,467 – 20,88 –j32,131 = 13,12 – j15,664 MVA + Tính cho NĐII-5 U= 4,34=4,34. kV => ta chọn Uđm= 110 kV => Imax= = = 201,96 A => F= = mm Từ các kết quả tính được ta có bảng kết quả sau : Lộ ĐD L (km) n P (MW) Q (MVAr) S (MVA U (kV) F (mm2) Loại dây NĐ1-1 51 2 40 17,04 43,478 114,08 103,73 AC-95 NĐ1-2 58,31 2 38 18,404 42,222 112,02 100,73 AC-95 NĐ1-3 60,83 1 36 17,435 40 109,52 190,86 AC-185 NĐ1-9 72,8 2 20,88 32,131 38,319 87,54 91,42 AC-95 NĐ2-4 50 2 36 11,832 37,895 108,58 90,41 AC-95 NĐ2-5 44,72 2 70 31,919 76,957 148,12 183,6 AC-185 5-6 44,72 1 34 14,484 40 112,53 176,34 AC-185 NĐ2-7 53,85 2 36 17,435 35,556 108,92 95,43 AC-95 NĐ2-8 60,83 2 32 15,498 37 103,87 84,83 AC-95 NĐ2-9 62,25 2 13,12 -15,664 20,433 71,6 48,75 AC-70 Bảng kết luận về loại dây đã chọn Lộ ĐD L (km) S (MVA) n Loại dây Imax (A) Isc (A) Icp (A) Kết luận NĐ1-1 51 43,478 2 AC-95 114,08 228,16 336 Thoả mãn NĐ1-2 58,31 42,222 2 AC-95 110,8 221,6 336 Thoả mãn NĐ1-3 60,83 40 1 AC-185 209,95 - 515 Thoả mãn NĐ1-9 72,8 38,319 2 AC-95 100,56 201,12 336 Thoả mãn NĐ2-4 50 37,895 2 AC-95 99,45 198,26 336 Thoả mãn NĐ2-5 44,72 76,957 2 AC-185 201,96 403,92 515 Thoả mãn 5-6 44,72 40 1 AC-185 106,95 - 515 Thoả mãn NĐ2-7 53,85 35,556 2 AC-95 108,92 217,84 336 Thoả mãn NĐ2-8 60,83 37 2 AC-95 103,87 207,74 336 Thoả mãn NĐ2-9 62,25 20,433 2 AC-70 53,625 107,25 275 Thoả mãn Như vậy các dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện sự cố. 3.4.4. Phương án 4. + Lộ đường dây NĐ1-1 U= 4,34=4,34. kV => ta chọn Uđm= 110 kV => Imax= = = 114,1 A => F= = mm +Tính tương tự cho các lộ khác NĐ1-2 ; NĐ1-3 ;… NĐ2-8 +Tính cho NĐ1-9 và NĐ2-9 SI-9= Svh1- Scác nhánh= Svh1- 1,08.Spt = 144 + j89,24 - 1,08.(114 + j52,879) = 20,88+j32,131 MVA => SII-9 = S9 – SI-9 = 34+ j16,467 – 20,88 –j32,131 = 13,12 – j15,664 MVA + Tính cho NĐI-2 U= 4,34=4,34. kV => ta chọn Uđm= 110 kV => Imax= = = 237,36 A => F= = mm + Tính cho NĐII-5 U= 4,34=4,34. kV => ta chọn Uđm= 110 kV => Imax= = = 201,96 A => F= = mm Từ các kết quả tính được ta có bảng kết quả sau : Lộ ĐD L (km) n P (MW) Q (MVAr) S (MVA U (kV) F (mm2) Loại dây NĐ1-1 51 2 40 17,04 43,478 114,08 103,73 AC-95 NĐ1-2 58,31 2 74 35,839 82,222 152,96 215,78 AC-240 2-3 50 1 36 17,435 40 108,59 190,86 AC-185 NĐ1-9 72,8 2 20,88 32,131 38,319 87,54 91,42 AC-95 NĐ2-4 50 2 36 11,832 37,895 108,58 90,41 AC-95 NĐ2-5 44,72 2 70 31,919 76,957 148,12 183,6 AC-185 5-6 44,72 1 34 14,484 40 112,53 176,34 AC-185 NĐ2-7 53,85 2 36 17,435 35,556 108,92 95,43 AC-95 NĐ2-8 60,83 2 32 15,498 37 103,87 84,83 AC-95 NĐ2-9 62,25 2 13,12 -15,664 20,433 71,6 48,75 AC-70 Bảng kết luận về loại dây đã chọn Lộ ĐD L (km) S (MVA) n Loại dây Imax (A) Isc (A) Icp (A) Kết luận NĐ1-1 51 43,478 2 AC-95 114,08 228,16 336 Thoả mãn NĐ1-2 58,31 82,222 2 AC-240 237,36 474,72 610 Thoả mãn 2-3 60,83 40 1 AC-185 209,95 - 515 Thoả mãn NĐ1-9 72,8 38,319 2 AC-95 100,56 201,12 336 Thoả mãn NĐ2-4 50 37,895 2 AC-95 99,45 198,26 336 Thoả mãn NĐ2-5 44,72 76,957 2 AC-185 201,96 403,92 515 Thoả mãn 5-6 44,72 40 1 AC-185 106,95 - 515 Thoả mãn NĐ2-7 53,85 35,556 2 AC-95 108,92 217,84 336 Thoả mãn NĐ2-8 60,83 37 2 AC-95 103,87 207,74 336 Thoả mãn NĐ2-9 62,25 20,433 2 AC-70 53,625 107,25 275 Thoả mãn Như vậy các dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện sự cố. 3.4.5. Phương án 5. + Lộ đường dây NĐ1-1 U= 4,34=4,34. kV => ta chọn Uđm= 110 kV => Imax= = = 114,1 A => F= = mm +Tính tương tự cho các lộ khác NĐ1-2 ; NĐ1-3 ;… NĐ2-8 +Tính cho NĐ1-9 và NĐ2-9 SI-9= Svh1- Scác nhánh= Svh1- 1,08.Spt = 144 + j89,24 - 1,08.(114 + j52,879) = 20,88+j32,131 MVA => SII-9 = S9 – SI-9 = 34+ j16,467 – 20,88 –j32,131 = 13,12 – j15,664 MVA + Tính cho mạch vòng TĐ1-1-2 Trước hết ta xác định điểm phân chia công suất SNĐ1-1 = = 41,09 + j18,13 MVA SND1-2= S1 + S2 - SNĐ1-1 = 40+j17,04 +38+ j18,404 – 41,09- j18,13 = 36,91 + j17,314 MVA S12 = S2 - SNĐ1-2 =38 +j17,04 - 36 - j17,314 = 2 – j0,74 MVA 1 2 NĐ1 S12 SNĐ1-1 SNĐ1-2 Như vậy điểm 1 là điểm phân chia công suất INĐ1-1 = A => F= 214,27 mm =>Chọn dây AC-240 INĐ1-2= A => F= 194,53 mm => Chọn dây AC-185 I12= = 11,18 A => F= 10,16 mm => Chọn dây AC-70 Từ các kết quả tính được ta có bảng kết quả sau : Lộ ĐD L (km) n P (MW) Q (MVAr) S (MVA U (kV) F (mm2) Loại dây NĐ1-1 51 1 41,09 18,13 44,91 214,27 AC240 1-2 89,44 1 2 0,74 2,13 10,16 AC-70 2-NĐ1 58,31 1 36,91 17,314 40,77 194,53 AC185 NĐ1-3 60,83 1 36 17,435 40 109,52 190,86 AC185 NĐ1-9 72,8 2 20,88 32,131 38,319 87,54 91,42 AC-95 NĐ2-4 50 2 36 11,832 37,895 108,58 90,41 AC-95 NĐ2-5 44,72 2 36 17,435 36,957 108,13 95,43 AC-95 NĐ2-6 63,24 1 34 14,484 40 106,95 176,34 AC185 NĐ2-7 53,85 2 36 17,435 35,556 108,92 95,43 AC-95 NĐ2-8 60,83 2 32 15,498 37 103,87 84,83 AC-95 NĐ2-9 62,25 2 13,12 -15,664 20,433 71,6 48,75 AC-70 Bảng kết luận về loại dây đã chọn Lộ ĐD L (km) S (MVA) n Loại dây Imax (A) Isc (A) Icp (A) Kết luận NĐ1-1 51 44,91 1 AC240 235,7 - 610 Thoả mãn 1-2 89,44 2,13 1 AC-70 11,18 - 275 Thoả mãn 2-NĐ1 58,31 40,77 1 AC185 213,99 - 515 Thoả mãn NĐ1-3 60,83 40 1 AC-185 209,95 - 515 Thoả mãn NĐ1-9 72,8 38,319 2 AC-95 100,56 201,12 336 Thoả mãn NĐ1-4 50 37,895 2 AC-95 99,45 198,26 336 Thoả mãn NĐ2-5 44,72 36,957 2 AC-95 108,13 216,26 336 Thoả mãn NĐ2-6 63,24 40 1 AC185 106,95 - 515 Thoả mãn NĐ2-7 53,85 35,556 2 AC-95 108,92 217,84 336 Thoả mãn NĐ2-8 60,83 37 2 AC-95 103,87 207,74 336 Thoả mãn NĐ2-9 62,25 20,433 2 AC-70 53,625 107,25 275 Thoả mãn 3.5. Tính toán tổn thất điện áp cho mạng điện. 3.5.1. 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: Vì các hộ phụ tải ở xa các NMĐ nên ta dự kiến dùng máy biến áp điều áp dưới tải. khi đó phạm vi điều chỉnh rộng nên có thể xét theo điều kiện sau: Từ các số liệu ta về loại dây, công suất phản kháng và công suất tác dụng đã tính ở phần trên ta tính được tổn thất điện áp bình thường trên các lộ đường dây của các phương án. Sau đây là số liệu tính toán được của từng phương án cụ thể 3.5.2. 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% NĐ1-1 51 40 17,04 AC-95 0,33 0,429 8,415 10.94 4,32 NĐ1-2 58,31 38 18,404 AC-95 033 0,429 9,62 12,507 4,35 NĐ1-3 60,83 36 17,435 AC-85 0,17 0,409 10,34 24,878 6,66 NĐ1-9 72,8 20,88 32,131 AC-95 0,33 0,429 12,01 15,62 6,2 NĐ2-4 50 36 11,832 AC-95 0,33 0,429 8,25 10,725 3,5 NĐ2-5 44,72 36 17,435 AC-95 0,33 0,429 7,38 9,593 3,58 NĐ2-6 63,24 34 14,484 AC185 0,17 0,409 10,75 25,864 6,2 NĐ2-7 53,85 36 17,435 AC-95 0,33 0,429 8,885 11,55 4,3 NĐ2-8 60,83 32 15,498 AC-95 0,33 0,429 10,35 13,45 4,3 NĐ2-9 62,25 13,12 15,664 AC-70 0,46 0,44 14,31 13,695 3,32 Như vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường của mạng điện là: DUmaxbt% = DUmaxbtNĐ-3% = 6,66% Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: DUmaxsc% = 2.DUmaxbtTĐ1-3% = 13,32% ã Phương án 2. Lộ ĐD L (Km) P (MW) Q MVAr Loại dây r0 W/km x0 W/km R W X W DUbt% NĐ1-1 51 40 17,04 AC-95 0,33 0,429 8,415 10.94 4,32 NĐ1-2 58,31 74 35,839 AC240 0,132 0,401 3,8 11,691 5,8 2-3 50 36 17,435 AC185 0,17 0,409 8,5 20,45 5,48 NĐ1-9 72,8 20,88 32,131 AC-95 0,33 0,429 12,01 15,62 6,2 NĐ2-4 50 36 11,832 AC-95 0,33 0,429 8,25 10,725 3,5 NĐ2-5 44,72 36 17,435 AC-95 0,33 0,429 7,38 9,593 3,58 NĐ2-6 63,24 34 14,484 AC185 0,17 0,409 10,75 25,864 6,21 NĐ2-7 53,85 36 17,435 AC-95 0,33 0,429 8,885 11,55 4,3 NĐ2-8 60,83 32 15,498 AC-95 0,33 0,429 10,35 13,45 4,3 NĐ2-9 62,25 13,12 15,664 AC-70 0,46 0,44 14,31 13,695 3,32 Như vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường của mạng điện là: DUmaxbt% = DUmaxbtTĐ1-2% + DUmaxbt2-3% = = 5,8% + 5,48% =11,28% Sự cố lớn nhất là đứt 1 dây trong lộ kép của lộ TĐ1-2. Khi đó tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: DUmaxsc% = 2.DUmaxbtTĐ1-2% + DUmaxbt2-3% = 2.5,8 %+ 5,48% = 17,08% ã Phương án 3. Lộ ĐD L (Km) P (MW) Q MVAr Loại dây r0 W/km x0 W/km R W X W DUbt% NĐ1-1 51 40 17,04 AC-95 0,33 0,429 8,415 10.94 4,32 NĐ1-2 58,31 38 18,404 AC-95 0,33 0,429 9,62 12,507 4,35 NĐ1-3 60,83 36 17,435 AC-85 0,17 0,409 10,34 24,878 6,66 NĐ1-9 72,8 20,88 32,131 AC-95 0,33 0,429 12,01 15,62 6,2 NĐ2-4 50 36 11,832 AC-95 0,33 0,429 8,25 10,725 3,5 NĐ2-5 44,72 70 31,919 AC185 0,17 0,409 3,8 9,145 4,61 5-6 44,72 34 14,484 AC185 0,17 0,409 7,6 18,29 4,3 NĐ2-7 53,85 36 17,435 AC-95 0,33 0,429 8,885 11,55 4,3 NĐ2-8 60,83 32 15,498 AC-95 0,33 0,429 10,35 13,45 4,3 NĐ2-9 62,25 13,12 15,664 AC-70 0,46 0,44 14,31 13,695 3,32 Như vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường của mạng điện là: DUmaxbt% = DUmaxbtTĐ2-5%+ DUmaxbt5-6% = 4,61% + 4,3% = 8,91% Sự cố lớn nhất là đứt 1 dây trong lộ kép của lộ TĐ2-5. Khi đó tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: DUmaxsc% = 2.DUmaxbtTĐ2-5% +DUmaxbt5-6% = 2.4,61% + 4,3% = 13,52% ã Phương án 4. Lộ ĐD L (Km) P (MW) Q MVAr Loại dây r0 W/km x0 W/km R W X W DUbt% NĐ1-1 51 40 17,04 AC-95 0,33 0,429 8,415 10.94 4,32 NĐ1-2 58,31 74 35,839 AC240 0,132 0,401 3,8 11,691 5,8 2-3 50 36 17,435 AC185 0,17 0,409 8,5 20,45 5,48 NĐ1-9 72,8 20,88 32,131 AC-95 0,33 0,429 15,62 6,2 6,2 NĐ2-4 50 36 11,832 AC-95 0,33 0,429 10,725 3,5 3,5 NĐ2-5 44,72 70 31,919 AC185 0,17 0,409 3,8 9,145 4,61 5-6 44,72 34 14,484 AC185 0,17 0,409 7,6 18,29 4,3 NĐ2-7 53,85 36 17,435 AC-95 0,33 0,429 8,885 11,55 4,3 NĐ2-8 60,83 32 15,498 AC-95 0,33 0,429 10,35 13,45 4,3 NĐ2-9 62,25 13,12 15,664 AC-70 0,46 0,44 14,31 13,695 3,32 Như vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường của mạng điện là: DUmaxbt% = DUmaxbtTĐ1-2% + DUmaxbt2-3% = = 5,8% + 5,48% =11,28% Sự cố lớn nhất là đứt 1 dây trong lộ kép của lộ TĐ1-2. Khi đó tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: DUmaxsc% = 2.DUmaxbtTĐ1-2% + DUmaxbt2-3% = 2.5,8 %+ 5,48% = 17,08% 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% NĐ1-1 51 41,09 18,13 AC240 0,132 0,401 6,73 20,451 5,35 1-2 89,44 2 0,74 AC-70 0,46 0,44 41,14 39,355 0,91 2-NĐ1 58,31 36,91 17,314 AC185 0,17 0,409 3,91 23,849 4,61 NĐ1-3 60,83 36 17,435 AC-85 0,17 0,409 10,34 24,878 6,66 NĐ1-9 72,8 20,88 32,131 AC-95 0,33 0,429 12,01 15,62 6,2 NĐ2-4 50 36 11,832 AC-95 0,33 0,429 8,25 10,725 3,5 NĐ2-5 44,72 36 17,435 AC-95 0,33 0,429 7,38 9,593 3,58 NĐ2-6 63,24 34 14,484 AC185 0,17 0,409 10,75 25,864 6,2 NĐ2-7 53,85 36 17,435 AC-95 0,33 0,429 8,885 11,55 4,3 NĐ2-8 60,83 32 15,498 AC-95 0,33 0,429 10,35 13,45 4,3 NĐ2-9 62,25 13,12 15,664 AC-70 0,46 0,44 14,31 13,695 3,32 Như vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường của mạng điện là: DUmaxbt% = DUmaxbtNĐ._.1-1% + DUmaxbtNĐ1-2% + DUmaxbt1-2% = 5,35%+ 0,91%+ 4,61% = 10,87% Tổn thất khi có sự cố đứt lộ NĐ1-1 => DUSC NĐ1-2% = = = 9,51% DU2-1% = = 19,14% => Tổng tổn thất điện năng khi dứt lộ NĐ1-1 là: 9,51+ 19,14 = 28,65% Tổn thất khi có sự cố đứt lộ NĐ1-2 => DUSC NĐ1-1% = = = 10,33% DU1-2% = = 18,9% => Tổng tổn thất điện năng khi dứt lộ NĐ1-1 là: 10,33+ 18,9= 29,23% Như vậy tổng tổn thất điện năng lớn nhất khi có sự cố là 29,23% Bảng tổng kết chỉ tiêu kỹ thuật của các phương án: Chỉ tiêu kỹ thuật Phương án 1 Phương án 2 Phương án 3 Phương án 4 Phương án 5 DUmaxbt% 6,66 11,28 8,91 11,28 10,87 DUmaxsc% 13,32 17,08 13,25 17,08 29,23 Từ bảng tổng kết trên ta loại bỏ phương án 5 chỉ giữ lại các phương án:1, 2, 3, 4để so sánh về mặt kinh tế Chương 4 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 nhỏ nhất. Phí tổn tính toán (hay hàm chi phí) 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 Trong đó : 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 = 0,04 atc: là hệ số thu hồi vốn đầu tư, atc =Ttc-1 = 1/8 = 0,125 DAi: phí tổn về tổn thất điện năng. Trong đó: 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 = 4900 h =>t = 3302,5 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 4.1. Phương án 1. Lộ ĐD L km P MW Q MVAr R W DP MW Loại dây K0.106 L.K0.106 NĐ1-1 51 40 17,04 8,415 1,315 AC-95 358,4 18278,4 NĐ1-2 58,31 38 18,404 9,62 1,32 AC-95 358,4 16326,8 NĐ1-3 60,83 36 17,435 10,34 1,367 AC-185 392 23845,36 NĐ1-9 72,8 20,88 32,131 12,01 1,457 AC-95 358,4 26091,52 NĐ2-4 50 36 11,832 8,25 0,979 AC-95 358,4 17920 NĐ2-5 44,72 36 17,435 7,38 0,976 AC-95 358,4 16027,65 NĐ2-6 63,24 34 14,484 10,75 1,213 AC185 392 20305,96 NĐ2-7 53,85 36 17,435 8,885 1,175 AC-95 358,4 19299,84 NĐ2-8 60,83 32 15,498 10,35 1,081 AC-95 358,4 21801,47 NĐ2-9 62,25 13,12 15,664 14,31 0,494 AC-70 268,8 16732,8 K1 = ồL.K0.106= 162024,6.106 VND DA1 = t.ồDPj = 3302,5.11,397 = 37638,59 MWh = 37638,59.103 kWh Z = ( avh + atc ).K1 + DA1.C = (0,125 + 0,04). 162024,6.106 + 37638,59.500.103 = 45553,35.106 VND 4.2. Phương án 2. Lộ ĐD L km P MW Q MVAr R W DP MW Loại dây K0.106 L.K0.106 NĐ1-1 51 40 17,04 8,415 1,315 AC-95 358,4 18278,4 NĐ1-2 58,31 74 35,839 3,8 2,123 AC240 710,4 41423,42 2-3 50 36 17,435 8,5 1,124 AC185 392 19600 NĐ1-9 72,8 20,88 32,131 12,01 1,457 AC-95 358,4 26091,52 NĐ2-4 50 36 11,832 8,25 0,979 AC-95 358,4 17920 NĐ2-5 44,72 36 17,435 7,38 0,976 AC-95 358,4 16027,65 NĐ2-6 63,24 34 14,484 10,75 1,213 AC185 392 24790,08 NĐ2-7 53,85 36 17,435 8,885 1,175 AC-95 358,4 19299,84 NĐ2-8 60,83 32 15,498 10,35 1,081 AC-95 358,4 21801,47 NĐ2-9 62,25 13,12 15,664 14,31 0,494 AC-70 268,8 16732,8 K2 =ồK0.L = 187647,5.106 VND DA2 = t.ồDP2 = 3302,5.11,937 = 39421,94 MWh = 39421,94.103 kWh Z = ( avh + atc ).K2 + DA2.C = (0,125 + 0,04). 187647,5.106 + 39421,94.500.103 = 49862,8.106 VND 4.3. Phương án 3. Lộ ĐD L km P MW Q MVAr R W DP MW Loại dây K0.106 L.K0.106 NĐ1-1 51 40 17,04 8,415 1,315 AC-95 358,4 18278,4 NĐ1-2 58,31 38 18,404 7,87 1,16 AC-95 448 16326,8 NĐ1-3 60,83 36 17,435 10,34 1,367 AC-185 392 23845,36 NĐ1-9 72,8 20,88 32,131 12,01 1,457 AC-95 358,4 26091,52 NĐ2-4 50 36 11,832 8,25 0,979 AC-95 358,4 17920 NĐ2-5 44,72 70 31,919 3,8 1,859 AC185 526,4 23540,61 5-6 44,72 34 14,484 7,6 0,858 AC185 392 17530,24 NĐ2-7 53,85 36 17,435 8,885 1,175 AC-95 358,4 19299,84 NĐ2-8 60,83 32 15,498 10,35 1,081 AC-95 358,4 21801,47 NĐ2-9 62,25 13,12 15,664 14,31 0,494 AC-70 268,8 16732,8 K3 =ồK0.L = 201367,04.106 VND DA3 = t.ồDP2 = 3302,5.11,745 = 38787,86 MWh = 38787,86.103 kWh Z = ( avh + atc ).K3 + DA3.C = (0,125 + 0,04). 201367,04.106 + 38787,86.500.103 = 52618,49.106 VND 4.4. Phương án 4. Lộ ĐD L km P MW Q MVAr R W DP MW Loại dây K0.106 L.K0.106 NĐ1-1 51 40 17,04 8,415 1,315 AC-95 358,4 18278,4 NĐ1-2 58,31 74 35,839 3,8 2,123 AC240 710,4 41423,42 2-3 50 36 17,435 8,5 1,124 AC185 392 19600 NĐ1-9 72,8 20,88 32,131 12,01 1,457 AC-95 358,4 26091,52 NĐ2-4 50 36 11,832 8,25 0,979 AC-95 358,4 17920 NĐ2-5 44,72 70 31,919 3,8 1,859 AC185 526,4 23540,61 5-6 44,72 34 14,484 7,6 0,858 AC185 392 17530,24 NĐ2-7 53,85 36 17,435 8,885 1,175 AC-95 358,4 19299,84 NĐ2-8 60,83 32 15,498 10,35 1,081 AC-95 358,4 21801,47 NĐ2-9 62,25 13,12 15,664 14,31 0,494 AC-70 268,8 16732,8 K4 =ồK0.L = 225259,94.106 VND DA4 = t.ồDP4 = 3302,5.12,465 = 41165,66 MWh = 41165,66.103 kWh Z = ( avh + atc ).K4 + DA4.C = (0,125 + 0,04). 225259,94.106 + 41165,66.500.103 = 56865,72.106 VND Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật của các phương án: Chỉ tiêu Phương án 1 Phương án 2 Phương án 3 Phương án 4 DUmaxbt% 6,66 11,28 8,91 11,28 DUmaxsc% 13,32 17,08 13,25 17,08 Z.106 (VND) 45553,35 49862,8 52618,49 56865,7 Từ bảng tổng kết chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của các phương án 1, 2, 3, 4, 5 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. Vậy phương án 1 là phương án tối ưu ta chọn để thiết kế Chương 5 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 5.1. Xác định số lượng và công suất của các máy biến áp ở các trạm biến áp phụ tải. 5.1.1. 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. 5.1.2. Lựa chọn công suất máy biến áp cho các trạm biến áp phụ tải. ã Chọn công suất máy biến áp cho các trạm biến áp phụ tải: Với phụ tải 1 là hộ loại 1 S1max = 43,478 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 ta chọn là: TPDH-32000/110/22 Tính toán tương tự cho các phụ tải 2, 4, 5, 7, 8, 9 Với những hộ phụ tải loại 3 (là các phụ tải 3 và 6) ta chỉ chọn 1 máy nên công suất của máy được chon như sau: Sđm ≥ Spt max Từ đó ta có bảng số liệu: Phụ tải Smax MVA Stt MVA Số lượng máy biến áp Loại máy biến áp 1 43,478 31,06 2 TPDH - 32000/110/22 2 42,222 30,16 2 TPDH - 32000/110/22 3 40 28,57 1 TPDH - 40000/110/22 4 37,895 27,07 2 TPDH - 32000/110/22 5 40 28,57 2 TPDH - 32000/110/22 6 36,957 26,4 1 TPDH - 40000/110/22 7 40 28,57 2 TPDH - 32000/110/22 8 35,556 25,5 2 TPDH - 32000/110/22 9 37,778 26,98 2 TPDH - 32000/110/22 5.1.3. Lựa chọn công suất máy biến áp cho các trạm biến áp nhà máy. ỏ nhà máy NĐI có 4 tổ máy, mỗi tổ máy có công suất 50 MW do đó sử dụng 4 máy c 5.2. Chọn sơ đồ nối dây cho các trạm biến áp. 5.2.1. Chọn sơ đồ nối dây cho trạm tăng áp của nhà máy nhiệt điện. Trạm tăng áp của nhà máy nhiệt điện ta sử dụng sơ đồ hai hệ thống thanh góp có ba máy cắt trên hai mạch ở đây ta chỉ vẽ cho trạm của nhà máy nhiệt điện I còn nhà máy nhiệt điện II tương tự như nhà máy nhiệt điện I nên ta không vẽ Phụ tải 1 Phụ tải 2 Phụ tải 3 Phụ tải 9 F1 F2 F3 F4 Hình 5.1 Sơ đồ nối điện trạm nhà máy nhiệt điện I 5.2.2. 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 cuối như trạm 1, 2, 3, 5, 6, 7 và 8 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 4 và trạm 9) 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, 2, 3, 5, 6, 7, 8). chương 6 Xác định công suất bù kinh tế. 6.1. 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. 6.2. Xác định công suất bù kinh tế cho các phụ tải. 6.2.1. Lộ đương dây NĐ-1. NĐ Q1 = 17,04 MVAr Qb1 51 2´AC - 95 Sơ đồ thay thế: Qb1 Q1 = 17,04 MVAr NĐ RD Rb RD = 8,415 W; Rb = 0,935 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb1 = -1,57 MVAr Khi đó khôg phảI bù cho phị tảI 1 Cos= 0,92 6.2.2. Lộ đường dây NĐ-2. NĐ Q2= 18,404 MVAr Qb2 58,31 2´AC - 95 Sơ đồ thay thế: Qb2 Q2 = 18,404 MVAr NĐ RD Rb RD = 9,62 W; Rb = 0,935 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb3 = 2,373 MVAr Khi đó hệ số công suất: 6.2.3. Lộ đường dây NĐ1-3. NĐ Q3 = 17,435 MVAr Qb3 60,83 1´AC - 185 Sơ đồ thay thế: Qb3 Q3 = 17,435 MVAr NĐ RD Rb RD = 10,34 W; Rb = 1,44 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb4 = 3,071 MVAr Khi đó hệ số công suất: 6.2.4. Lộ đường dây TĐ2-4. TĐ Q4= 11,832 MVAr Qb4 50 km 2´AC - 95 Sơ đồ thay thế: Qb4 Q4 = 11,832 MVAr TĐ RD Rb RD = 8,25 W; Rb = 0,935 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb4 = -6,59 MVAr Như vậy ta không phải bù kinh tế ở phụ tải 4 => Cos4 = 0,95 6.2.5. Lộ đường dây TĐ2-5. TĐ Q5 = 17,435 MVAr Qb5 44,72 km 2´AC - 95 Sơ đồ thay thế: Qb5 Q5 = 17,435 MVAr TĐ RD Rb RD = 7,38 W; Rb = 0,935 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb5 = -2,915 MVAr Khi đó ta không phải bù chophụ tải 5 6.2.6. Lộ đường dây TĐ2-6. TĐ Q6 = 14,484 MVAr Qb6 63,42 km 1´AC - 185 Sơ đồ thay thế: Qb6 Q6 = 14,484 MVAr TĐ RD Rb RD = 10,75 W; Rb = 1,44W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb8 = 0,603 MVAr Khi đó hệ số công suất: 6.2.7. Lộ đường dây TĐ-7. TĐ Q7 = 17,435 MVAr Qb7 53,85 km 2´AC - 95 Sơ đồ thay thế: Qb7 Q7 = 17,435 MVAr TĐ RD Rb RD = 8,885 W; Rb = 0,935 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb7 = 0 MVAr Khi đó không phải bù cho phụ tải 7 Cos = 0,9 6.2.8. Lộ đường dây TĐ2-8. TĐ Q8 = 15,498 VAr Qb8 60,83 km 2´AC - 95 Sơ đồ thay thế: Qb8 Q8 = 15,498 MVAr TĐ RD Rb RD = 10,35 W; Rb = 1,27 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb8 = 0,936 MVAr Khi đó hệ số công suất: 6.2.9. Lộ đường dây NĐ1-9-TĐ2. NĐ1 TĐ2 72,8 km 62,25 km 2´AC-95 2´AC-70 Qb9 Q9 = 16,467 MVAr Sơ đồ thay thế: HT ZNĐ1-9 ZNĐ2-9 TĐ Q9 Zb9 Qb9 Rb7 = 0,935 W RNĐ1-9 = 12,01 W; RNĐ2-9 = 14,31 W Phí tổn tính toán hàng năm: Vậy Qb9 = 10,26 MVAr Khi đó hệ số công suất: Nhưng ta chỉ bù cho phụ tải 9 đến Cos = 097 => Cos= => Qb9= 7,946 Bảng tổng kết lựa chọn công suất bù kinh tế cho các phụ tải: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pmax (MW) 40 38 36 36 36 34 36 32 34 Qmax (MVAr) 17,04 18,404 17,435 11,832 17,435 14,484 17,435 15,498 16,467 cosj 0,92 0,9 0,9 0,95 0,9 0,92 0,9 0,9 0,9 cosj' 0,92 0,92 0,93 0,95 0,9 0,926 0,9 0,91 0,97 Qb (MVAr) 0 2,973 3,071 0 0 0,603 0 0,936 9,746 chương 7 Tính toán các chế độ vận hành cho mạng 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. 7.1. Chế độ phụ tải cực đại. Số liệu phụ tải: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pmax (MW) 40 38 36 36 36 34 36 32 34 Qmax (MVAr) 17,04 18,404 17,435 11,832 17,435 14,484 17,435 15,498 16,467 cosj 0,92 0,9 0,9 0,95 0,9 0,92 0,9 0,9 0,9 cosj' 0,92 0,92 0,93 0,95 0,9 0,926 0,9 0,91 0,97 Qb (MVAr) 0 2,973 3,071 0 0 0,603 0 0,936 9,746 Thông số của các lộ đường dây như sau: Lộ ĐD Loại dây L km R W X W b0 10-6 W/km B 10-4 W/km NĐ1-1 AC-95 51 8,415 10.94 2,65 2,65 NĐ1-2 AC-95 58,31 9,62 12,507 2,65 3,09 NĐ1-3 AC-185 60,83 10,34 24,878 2,84 1,728 NĐ1-9 AC-95 72,8 12,01 15,62 2,65 3,858 NĐ2-4 AC-95 50 8,25 10,725 2,65 4,248 NĐ2-5 AC-95 44,72 7,38 9,593 2,65 2,37 NĐ2-6 AC185 63,24 10,75 25,864 2,84 1,796 NĐ2-7 AC-95 53,85 8,885 11,55 2,65 2,854 NĐ2-8 AC-95 60,83 10,35 13,45 2,65 3,224 NĐ2-9 AC-70 62,25 14,31 13,695 2,58 3,212 7.1.1. Với nhánh NĐI-1. Sơ đồ nối điện như sau: NĐ Spt1 = 40 + j17,04 MVA Qb1 = 0 MVAr 51 km 2´AC - 95 2´32 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd1 -jQcd1 NĐI SHT-1 S1' ZD1 S1" Sb' Sb Zb1 DS0 S1 = 40+j17,04 MVA ZD1 = 8,415 +j10,94 W Zb1 = 0,935 + j21,75W Qcd1 = Qcc1 = 0,5.Udm2.B1 = 0,5.1102.2,65.10-4 = 1,603 MVA * Tính toán các dòng công suất 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: = 0,146+j3,398 MVA Tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là: DSB1 = DS0 + DSb1 = 0,07 + j0,48 + 0,146 + j3,398 = 0,216+j3,878 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S1" = S1 + DSB1 - jQcc1 = 40 + j17,04 + 0,146 + j3,398-j1,603 = 40,146+j18,835 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây là: 1,368+j1,778 MVA Công suất ở đầu vào tổng trở đường dây là: S1' = S1" + DSD1 = 40,146 + j18,835 + 1,368 + j1,778 = 41,514+j20,613 MVA Công suất do hệ nhà máy cung cấp vào đường dây này là: SNĐI-1 = S1' - jQcd1 = 41,514 +j20,613 – j1,603 = 41,514 + j19,01 MVA * Tính toán điện áp tại các nút: Sau khi tính song các dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây ta tính đến điện áp tại các nút phụ tải: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây NĐI-1 UNĐ-1 = Điện áp tại nút 1 có giá trị: U1= 121- 4,75 = 116,25 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Ub1 = Điện áp phía thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp: U1’= 116,25- 4,147 = 112,103 kV * Tính toán tổn thất điện năng: Tổn thất điện năng trên đường dây AD= PD.T = 1,368.3411 = 4666,25 MWh Tổn thất điện năng trong máy biến áp AB= PB1.t + P0.T = 0,146.3411 + 0,07.8760 = 1111,2 MWhư Tổng tổn thất điện năng : A= AD+ AB = 4666,25 + 1111,2 = 5777,45 7.1.2. Với nhánh NĐI-2. Sơ đồ nối điện như sau: NĐI Spt2 = 38+ j18,404 Qb2 = 2,973 MVAr 58,31 km 2´AC - 95 2´32 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd2 -jQcd2 NĐ SHT-2 S2' ZD2 S2" Sb' Sb Zb2 DS0 S2 = 38 +j15,431 MVA ZD2 = 9,62 +j12,507 W Zb2 = 0,935 + j21,75 W Qcd2 = Qcc3 = 0,5.Udm2.B3 = 0,5.1102.3,09.10-4 = 1,87 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: DSB2 = DS0 + DSb2 = 0,07 + j0,48 + 0,13 + j3,024 = 0,2 + j3,504 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S2" = S2 + DSB2 - jQcc2 = 38 + j15,431 + 0,2 + j3,504 – j1,87 = 38,2 + j17,065 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây là: Công suất ở đầu vào tổng trở đường dây là: S2' = S2" + DSD2 = 38,2 + j17,065 + 1,38 + j1,795 = 38,58 + j18,86 MVA Công suất do hệ thống điện cung cấp vào đường dây này là: SNĐT-2 = S2' - jQcd2 = 38,58 +j18,86 – j1,87 = 38,58 + j16,99 MVA * Tính toán điện áp tại các nút: Sau khi tính song các dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây ta tính đến điện áp tại các nút phụ tải: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây NĐI-1 UNĐI-2 = Điện áp tại nút 1 có giá trị: U2= 121- 5 = 116 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Ub2 = Điện áp phía thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp: U2’= 116- 3,8 = 112,2 kV * Tính toán tổn thất điện năng: Tổn thất điện năng trên đường dây AD= PD.T = 1,38.3411 = 4707,2 MWh Tổn thất điện năng trong máy biến áp AB= PB2.t + P0.T = 0,13.3411 + 0,07.8760 = 1056,6 MWh Tổng tổn thất điện năng : A= AD+ AB = 4707,2 + 1056,6 = 5763,8 7.1.3. Với nhánh NĐI-3. Sơ đồ nối điện như sau: NĐI Spt3 = 36 + j17,435 Qb3 = 3,071 MVAr 60,83 km AC - 185 40 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd3 -jQcd3 NĐ SHT-3 S3' ZD3 S3" Sb' Sb Zb3 DS0 S3 = 36 +j14,364 MVA ZD3 = 10,34 +j24,878 W Zb3 = 1,44 + j34,8 Qcd3 = Qcc3 = 0,5.Udm2.B3 = 0,5.1102.1,728.10-4 = 1,045 MVA Tổn thất công suất không tải trong máy biến áp là: DS0 = (42 + j280).10-3 = 0,042 + j0,28 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 + DSb3 = 0,042 + j0,28 + 0,179 + j4,321 = 0,221 + j4,601 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S3" = S3 + DSB3 - jQcc3 = 36 + j14,364 + 0,221 + j4,601 - j1,045 = 36,221 + j17,92 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 = 36,221+ j17,92 + 1,396 + j3,358 = 37,617 + j21,278 MVA Công suất do hệ thống điện cung cấp vào đường dây này là: SNĐI-3 = S3' - jQcd3 = 37,617 +j21,278 – j1,045 = 37,617 + j20,233 MVA * Tính toán điện áp tại các nút: Sau khi tính song các dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây ta tính đến điện áp tại các nút phụ tải: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây NĐI-1 UNĐI-3 = Điện áp tại nút 1 có giá trị: U2= 121- 7,6 = 113,4 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Ub3 = Điện áp phía thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp: U3’= 113,4- 6,2 = 107,2 kV * Tính toán tổn thất điện năng: Tổn thất điện năng trên đường dây AD= PD.T = 1,396.3411 = 4761,8 MWh Tổn thất điện năng trong máy biến áp AB= PB3.t + P0.T = 0,179.3411 + 0,042.8760 = 978,5 MWh Tổng tổn thất điện năng : A= AD+ AB = 4761,8 + 978,5 = 5740,3 MWh 7.1.4. Với nhánh NĐII-4. Sơ đồ nối điện như sau: NĐII Spt4 = 36 + j11,832 Qb4 = 0 MVAr 50 km 2´AC - 95 2´32 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd4 -jQcd4 NĐ STĐ-4 S4' ZD4 S4" Sb' Sb Zb4 DS0 S4 = 36 +j11,832 MVA ZD4 = 8,25 +j10,725W Zb4 = 0,5.(1,87 + j43,5) = 0,935 + j21,75 W Qcd4 = Qcc5 = 0,5.Udm2.B5 = 0,5.1102.4,248.10-4 = 2,57 MVA 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 + DSb4 = 0,07 + j0,48 + 0,11 + j2,581 = 0,18 + j3,331 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S4" = S4 + DSB4 - jQcc4 = 36 + j11,832 + 0,18 + j3,331 - j2,57 = 36,18 + j12,593 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 = 36,18 + j12,593 + 1+ j1,3 = 36,1 + j13,893 MVA Công suất do nhà máy điện cung cấp vào đường dây này là: SNĐII-4 = S4' - jQcd4 = 36,28 +j13,893 - j2,57 = 36,28 + j 11,323 MVA * Tính toán điện áp tại các nút: Sau khi tính song các dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây ta tính đến điện áp tại các nút phụ tải: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây NĐI-1 UNĐII-4 = Điện áp tại nút 4 có giá trị: U4= 121- 3,5 = 117,5 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Ub4 = Điện áp phía thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp: U4’= 117,5- 2,96 = 114,54 kV * Tính toán tổn thất điện năng: Tổn thất điện năng trên đường dây AD= PD.T = 1.3411 = 3411 MWh Tổn thất điện năng trong máy biến áp AB= PB4.t + P0.T = 0,11.3411 + 0,07.8760 = 988,4 MWh Tổng tổn thất điện năng : A= AD+ AB = 3411 + 988,4 = 4399,4 7.1.5. Với nhánh NĐII-5. Sơ đồ nối điện như sau: NĐII Spt6 = 36+ j17,435 Qb6 = 0 MVAr 44,72 km 2´AC - 95 2´32 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd5 -jQcd5 TĐ STĐ-5 S5' ZD5 S5" Sb' Sb Zb5 DS0 S6 = 36 +j17,435 MVA ZD5 = 7,38 +j9,593 W Zb5 = 0,935 + j21,75 W Qcd5 = Qcc5 = 0,5.Udm2.B5 = 0,5.1102.2,37.10-4= 1,434 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 + DSb5 = 0,07 + j0,48 + 0,124 + j2,876 = 0,194 + j3,356 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S5" = S5 + DSB5 - jQcc5 = 36 + j17,435 + 0,194 + j3,356 – j1,434 = 36,194 + j19,357 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 = 36,194 + j19,357 + 1,028 + j1,336 = 37,222 + j20,693 MVA Công suất do nhà máy điện cung cấp vào đường dây này là: SNĐII-5 = S5' - jQcd5 = 37,222 +j20,693 – j1,434 = 37,222 + j19,259 MVA * Tính toán điện áp tại các nút: Sau khi tính song các dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây ta tính đến điện áp tại các nút phụ tải: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây NĐI-1 UNĐII- 5= Điện áp tại nút 5 có giá trị: U5= 121- 3,9 = 117,1 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Ub5 = Điện áp phía thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp: U2’= 117,1- 3 = 114,1 kV * Tính toán tổn thất điện năng: Tổn thất điện năng trên đường dây AD= PD.T = 1,028.3411 = 3506,5 MWh Tổn thất điện năng trong máy biến áp AB= PB5.t + P0.T = 0,124.3411 + 0,07.8760 = 1036,2 MWh Tổng tổn thất điện năng : A= AD+ AB = 3506,5 + 1036,2 = 4542,7 MWh 7.1.6. Với nhánh NĐII-6 Sơ đồ nối điện như sau: NĐII Spt6 = 34+ j14,484 Qb6 = 0,603 MVAr 63,24 km AC - 185 40 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd6 -jQcd6 NĐ STĐ-6 S6' ZD6 S6" Sb' Sb Zb6 DS0 S6 = 34 +j13,881 MVA ZD6 = 10,75 +j25,864 W Zb6 = 1,44 + j34,8 W Qcd6 = Qcc6 = 0,5.Udm2.B6 = 0,5.1102.1,796.10-4 = 1,087 MVAr Tổn thất công suất không tải trong máy biến áp là: DS0 = 42 + j280.10-3 = 0,042 + j0,28 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 + DSb6 = 0,042 + j0,28 + 0,16 + j3,878 = 0,202 + j4,158 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S6" = S6 + DSB6 - jQcc6 = 34 + j13,881 + 0,202 + j4,158 – j1,087 = 34,202 + j16,952 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 = 34,202+ j16,952 + 1,295 + j3,115 = 35,497 + j20,067 MVA Công suất do nhà máy điện cung cấp vào đường dây này là: SNĐ-6 = S6' - jQcd6 = 35,497+j20,067 – j1,087 = 35,497 + j18,98 MVA * Tính toán điện áp tại các nút: Sau khi tính song các dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây ta tính đến điện áp tại các nút phụ tải: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây NĐII-6 UNĐII-6 = Điện áp tại nút 1 có giá trị: U6= 121- 7,4 = 113,6 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Ub6 = Điện áp phía thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp: U6’= 113,7- 6 = 107,6 kV * Tính toán tổn thất điện năng: Tổn thất điện năng trên đờng dây AD= PD.T = 1,295.3411 = 4417,2 MWh Tổn thất điện năng trong máy biến áp AB= PB6.t + P0.T = 0,16.3411 + 0,042.8760 = 913,7 MWh Tổng tổn thất điện năng : A= AD+ AB = 4417,2 + 913,7 = 5330,9 7.1.7. Với nhánh NĐII-7. Sơ đồ nối điện như sau: NĐII Spt8 = 36+ j17,435 Qb7 = 0 MVAr 53,85 km 2´AC - 95 2´32 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd7 -jQcd7 NĐ STĐ-7 S7' ZD8 S7" Sb' Sb Zb7 DS0 S7 = 36 +j17,435 MVA ZD7 = 8,885 +j11,55 W Zb7 = 0,935 + j21,75 W Qcd7 = Qcc7 = 0,5.Udm2.B7 = 0,5.1102.2,854.10-4= 1,727 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: DSB7 = DS0 + DSb7 = 0,07 + j0,48 + 0,124 + j2,876 = 0,194 + j3,356 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S7" = S7 + DSB7 - jQcc7 = 36 + j17,435+ 0,194 + j3,356 – j1,727 = 36,194 + j19,064 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây là: Công suất ở đầu vào tổng trở đường dây là: S7' = S7" + DSD7 = 36,194 + j19,064 + 1,229 + j1,597 = 37,423 + j20,661 MVA Công suất do nhà máy điện cung cấp vào đường dây này là: SĐ-7 = S7' - jQcd7 = 37,423 +j20,661 – j1,727 = 37,423 + j18,934 MVA * Tính toán điện áp tại các nút: Sau khi tính song các dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây ta tính đến điện áp tại các nút phụ tải: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây NĐI-7 UNĐII-7 = Điện áp tại nút 1 có giá trị: U7= 121- 4,7 = 116,3 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Ub7 = Điện áp phía thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp: U7’= 116,3- 4,1 = 112,2 kV * Tính toán tổn thất điện năng: Tổn thất điện năng trên đờng dây AD= PD.T = 1,229.3411 = 4192,1 MWh Tổn thất điện năng trong máy biến áp AB= PB7.t + P0.T = 0,124.3411 + 0,07.8760 = 1036,2 MWh Tổng tổn thất điện năng : A= AD+ AB = 4192,1 + 1036,2 = 5228,3 MWh 7.1.8. Với nhánh NĐII-8. Sơ đồ nối điện như sau: NĐII Spt8 = 32+ j15,498 Qb8 = 0,936 MVAr 60,83 km 2´AC - 95 2´32 MVA Sơ đồ thay thế: -jQcd8 -jQcd8 NĐ STĐ-8 S8' ZD8 S8" Sb' Sb Zb8 DS0 S8 = 32 +j14,562 MVA ZD8 = 10,35 +j13,45 W Zb8 = 0,5.(1,87 + j43,5) = 0,935 + j21,75 W Qcd8 = Qcc8 = 0,5.Udm2.B8 = 0,5.1102.3,224.10-4 = 1,35 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 + DSb8 = 0,07 + j0,48 + 0,096 + j2,222 = 0,166 + j2,702 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây là: S8" = S8 + DSB8 - jQcc8 = 32 + j14,562+ 0,166 + j2,702 – j1,35 = 32,166 + j15,914 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 = 32,166 + j15,914 + 1,102 + j1,432 = 33,268 + j17,346 MVA Công suất do nhà máy điện cung cấp vào đường dây này là: STĐ-8 = S8' - jQcd8 = 33,268 +j17,346 – j1,35 = 33,268 + j15,996 MVA * Tính toán điện áp tại các nút: Sau khi tính song các dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây ta ._.