Đề tài Thiết kế lưới điện cao áp mạng điện

Ở phần trước ta đã cân bằng sơ bộ công suất trong hệ thống, nhưng công suất đó chưa chính xác vì chưa xét đến tổn thất công suất trên đường dây và trong máy biến áp cũng như công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra. Ở đây ta tính chính xác công suất truyền tải trên mỗi đoạn đường dây, xác định phân bố chính xác công suất trong các chế độ ( chế độ cực đại, cực tiểu, chế độ sự cố). Nhưng trước tiên cần tính trường hợp phụ tải cực đại để kiểm tra ngay sự cân bằng chính xác công suất phản kháng trong toàn mạng xem có phải bù cưỡng bức không. Nếu phải bù thì mới tính toán phân bố thiết bị bù cưỡng bức, vì chưa biết điện áp tại các nút nên trong quá trình tính toán ta sử dụng điện áp định mức của mạng điện là 110 kV.

docx80 trang | Chia sẻ: lvcdongnoi | Lượt xem: 2084 | Lượt tải: 3download
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Đề tài Thiết kế lưới điện cao áp mạng điện, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
40 AC-240 610 4- 5 31,5 + j16,71 93,577 187,154 93,577 95 AC-95 330 Đường dây Chiều dài L (km) Loại dây dẫn r0 (/km) x0 (/km) b0.10-6 (S/km) R () X () (S) Mã dây Icp (A) A- 2 41,23 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 9,48 9,07 1,06 A - 8 44,72 AC-95 330 0,33 0,429 2,65 7,38 9,59 1,18 A - 6 44,72 AC-240 605 0,13 0,390 2,86 2,91 8,72 1,28 6 - 7 31,62 AC-150 445 0,21 0,416 2,74 3,32 6,58 0,87 A- 1 53,85 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 12,39 11,85 1,39 B - 1 50 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 11,5 11 1,29 B - 3 64,03 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 14,73 14,09 1,65 B- 4 44,72 AC-240 610 0,13 0,390 2,86 2,91 8,72 1,28 4- 5 41,23 AC-95 330 0,33 0,419 2,65 6,80 8,64 1,09 b) Kiểm tra diều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố máy điện Khi sự cố máy điện chỉ ảnh hưởng đến dòng các nhánh trên đường dây liên lạc nguồn , vì thế chỉ cần kiểm tra các nhánh A-1-B Trường hợp sự cố 1 tổ máy nhà máy điện B, kiểm tra đoạn A – 1 : < Icp=265A Trường hợp sự cố 1 tổ máy nhà máy điện A, kiểm tra đoạn B – 1 : < Icp=265A Kết luận : Tất cả các nhánh đều thỏa mãn điều kiện phát nóng dây dẫn khi sự cố 1 máy phát nhà máy c) Kiểm tra tổn thất điện áp Tổn thất trên đoạn đường dây thứ i khi vận hành bình thường được xác định theo công thức sau: Trong đó: Pi,Qi:Công suất chạy trên đưòng dây thứ i Ri,Xi:Điện trở và điện kháng của đường dây thứ i Đối với các đoạn đường dây 2 mạch ta chỉ xét trường hợp sự cố đứt 1 mạch trên đường dây. Đối với đường dây liên lạc ta phải xét các truường hợp sự cố như sau: + Sự cố đứt 1 mạch trên đoạn đường dây liên lạc + Sự cố 1 tổ máy. Sau khi tính toán ta sẽ xác định được tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bình thường và sự cố của phương án.Ta so sánh với các chỉ tiêu kĩ thuật,nếu phù hợp thì phương án thoả mãn về kĩ thuật. -Đối với đoạn đường dây A-2: Trong chế độ làm việc bình thường,tổn thất điện áp trên đường dây bằng: DUbtA-2 % = = 2,48 % Khi một mạch đường dây ngừng làm việc,tổn thất trên đường dây có giá trị bằng: DUscA2 % = 2. DUbtA2 = 2.2,48= 4,96% -Đối với đoạn đường dây liên lạc ta phải xét thêm trường hợp ngừng tổ máy trong chế độ sự cố: + Đối với đoạn đường dây A-1: Trong chế độ làm việc bình thường,tổn thất điện áp trên đường dây bằng: DUbtA-1 % = =0,47% Khi một mạch đường dây ngừng làm việc,tổn thất trên đường dây có giá trị bằng: DUscA-1 %= 2. DUbtA-1 = 2.0,47= 0,94% Khi sự cố 1tổ máy của nhà máy B dòng công suất chạy trên đường dây liên lạc bên nhà máy A sẽ tăng lên vì vậy ta tính thêm tổn thất điện áp trong trường hợp này. DUscA-1 % = = DUscB-1 % = = = 0,74% Khi sự cố 1tổ máy của nhà máy A dòng công suất chạy trên đường dây liên lạc bên nhà máy B sẽ tăng lên, tính toán tương tự như sự cố nhà máy điện B ở trên. Tính toán tương tự đối với các đường dây còn lại ta được bảng tính tổn thất điện áp trên các đường dây: Đường dây Công suất (MVA) R () X () ΔUbt (%) ΔUscđd (%) ΔUscmfA (%) ΔUscmfB (%) A- 2 21 + j11,14 9,48 9,07 2,48 4,96 2,48 2,48 A - 8 33,6 + j17,83 7,38 9,59 3,43 6,86 3,43 3,43 A - 6 86,1 + j45,66 2,91 8,72 5,36 10,72 5,36 5,36 6 - 7 49,35+j26,17 3,32 6,58 2,78 5,56 2,78 2,78 A- 1 3,3 +j1,36 12,39 11,85 0,47 0,94 -0,92 5,18 B - 1 26,1+j9,87 11,5 11 3,38 6,76 5,07 0,74 B - 3 15,75 + j8,35 14,73 14,09 2,89 5,78 2,89 2,89 B- 4 73,5 + j38,99 2,91 8,72 4,58 9,16 4,58 4,58 4- 5 31,5 + j16,71 6,80 8,64 2,96 5,92 2,96 2,96 Chọn nhà máy A có điện áp là VA = 100% ta tính điện áp của nhà máy B và các phụ tải: Ở chế độ bình thường : V2 = VA - ΔVA-2 = 100 – 2,48 = 97,52 % V1 = VA - ΔVA-1 = 100 – 0,47 = 99,53 % VB = V1 + ΔVB-1 = 99,53 + 3,38 = 102,91% V3 = VB - ΔVB-3 = 102,91 – 2,89 = 100,02% Tính toán tương tự cho các nút còn lại ta có bảng điện áp % tai 2 nhà máy và các phụ tải : Điện áp % tại các nút Vbt(%) Vscđd(%) VsmfA(%) VscmfB(%) A 100 100 100 100 B 102,91 106,29(scB-1) 105,99 95,56 1 99,53 99,06(scA-1) 100,92 94,82 2 97,52 95,04(scA-2) 97,52 97,52 3 100,02 97,13(scB-3) 103,1 92,67 4 98,33 93,75(scB-4) 101,41 90,98 5 95,37 92,41(scB-4) 98,45 88,02 6 94,64 89,28(scA-6) 94,64 94,64 7 91,86 86,5(scA-6) 91,86 91,86 8 96,57 93,14(scA-1) 96,57 96,57 Tính tổn thất điện áp lớn nhất: ΔVmax(%) + Ở chế độ bình thường: ΔVB-7max(%) = Vbt B – Vbt7 = 102,91 – 91,86 = 11,05% + Ở chế độ sự cố đường dây: ΔVB-7max(%) = Vbt B – V7( sc A-6) = 102,91 – 86,5 = 16,41% + Ở chế độ sự cố máy phát A : ΔVB-7max(%) = V B – V7= 105,99 – 91,86 = 14,13 % + Ở chế độ sự cố máy phát B : ΔVA-5max(%) = V A - V 5 = 100 – 88,02 = 11,98 % 2.3.2 Phương án 2 a) Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một mạch Tính toán tương tự giống như phương án 1 ta có bảng số liệu sau: Đường dây Công suất (MVA) Ibt (A) Iscđd (A) Ftt (mm2) Fkt (mm2) Loại dây dẫn Mã dây Icp (A) A-2 21 + j11,14 62,385 124,77 62,385 70 AC-70 265 A-8 33,6 + j17,83 99,823 199,646 99,823 95 AC-95 330 A-6 86,1 + j45,66 255,760 511,52 255,760 240 AC-240 605 6-7 49,35+ j26,17 146,593 293,186 146,593 150 AC-150 445 A-1 3,3 +j1,36 9,367 18,734 9,367 70 AC-70 265 B-1 41,85+j22,58 124,794 249,588 124,794 120 AC-120 380 1-3 15,75 + j8,35 46,782 93,564 46,782 70 AC-70 265 B-4 73,5 + j38,99 218,347 436,694 218,347 240 AC-240 610 4-5 31,5 + j16,71 93,577 187,154 93,577 95 AC-95 330 Đường dây Chiều dài L (km) Loại dây dẫn r0 (/km) x0 (/km) b0.10-6 (S/km) R () X () (S) Mã dây Icp (A) A-2 41,23 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 9,48 9,07 1,06 A-8 44,72 AC-95 330 0,33 0,429 2,65 7,38 9,59 1,18 A-6 44,72 AC-240 605 0,13 0,390 2,86 2,91 8,72 1,28 6-7 31,62 AC-150 445 0,21 0,416 2,74 3,32 6,58 0,87 A-1 53,85 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 12,39 11,85 1,39 B-1 50 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 11,5 11 1,29 1-3 40 AC-120 380 0,27 0,423 2,69 5,4 8,46 1,08 B-4 44,72 AC-240 610 0,13 0,390 2,86 2,91 8,72 1,28 4-5 41,23 AC-95 330 0,33 0,429 2,65 6,80 8,64 1,09 b) Kiểm tra diều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố máy điện Khi sự cố máy điện chỉ ảnh hưởng đến dòng các nhánh trên đường dây liên lạc nguồn , vì thế chỉ cần kiểm tra các nhánh A-1-B Trường hợp sự cố 1 tổ máy nhà máy điện B, kiểm tra đoạn A – 1 : < Icp=265A Trường hợp sự cố 1 tổ máy nhà máy điện A, kiểm tra đoạn B – 1 : < Icp=265A Kết luận : Tất cả các nhánh đều thỏa mãn điều kiện phát nóng dây dẫn khi sự cố 1 máy phát nhà máy B c) Kiểm tra tổn thất điện áp Tính toán giống như phương án 1 ta được bảng tính tổn thất điện áp trên các đường dây: Đường dây Công suất (MVA) R () X () ΔUbt (%) ΔUscđd (%) ΔUscmfA (%) ΔUscmfB (%) A-2 21 + j11,14 9,48 9,07 2,48 4,96 2,48 2,48 A-8 33,6 + j17,83 7,38 9,59 3,46 6,92 3,46 3,46 A-6 86,1 + j45,66 2,91 8,72 5,36 10,72 5,36 5,36 6-7 49,35+ j26,17 3,32 6,58 2,78 5,56 2,78 2,78 A-1 3,3 +j1,36 12,39 11,85 0,47 0,94 -0,93 5,18 B-1 41,85+j22,58 11,5 11 6,03 12,06 7,33 1,66 1-3 15,75 + j8,35 5,4 8,46 1,29 2,58 1,29 1,29 B-4 73,5 + j38,99 2,91 8,72 4,58 9,16 4,58 4,58 4-5 31,5 + j16,71 6,80 8,64 2,96 5,92 2,96 2,96 Điện áp % tại các nút Vbt(%) Vscđd(%) VsmfA(%) VscmfB(%) A 100 100 100 100 B 105,56 111,59 108,26 96,48 1 99,53 99,06 100,93 94,82 2 97,52 95,04 97,52 97,52 3 98,24 96,95 99,64 93,53 4 100,98 96,4 103,68 91,9 5 98,02 93,44 100,72 88,94 6 94,64 89,28 94,64 94,64 7 91,86 86,5 91,86 91,86 8 96,54 93,08 96,57 96,54 Tính tổn thất điện áp lớn nhất: ΔVmax(%) + Ở chế độ bình thường: ΔVB-7max(%) = Vbt B – Vbt7 = 105,56 – 91,86 = 13,7 % + Ở chế độ sự cố đường dây: ΔVB-7max(%) = Vbt B – V7( sc A-6) = 105,56 – 86,5 = 19,06 % + Ở chế độ sự cố máy phát A : ΔVB-7max(%) = V B – V7= 108,26 – 91,86 = 16,4 % + Ở chế độ sự cố máy phát B : ΔVA-5max(%) = V A - V 5 = 100 – 88,94 = 11,06 % 2.3.3 Phương án 3 a) Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một mạch Tính toán tương tự giống như phương án 2 , riêng đối với mạch vòng B-4-5, ta tính dòng điện chạy trên các đường dây như sau: Tương tự đối với đoạn 4-5 và B-5 , ta có bảng số liệu sau: Đường dây Công suất (MVA) Ibt (A) Iscđd (A) Ftt (mm2) Fkt (mm2) Loại dây dẫn Mã dây Icp (A) A-2 21 + j11,14 62,385 124,770 62,385 70 AC-70 265 A-8 33,6 + j17,83 99,823 199,646 99,823 95 AC-95 330 A-6 86,1 + j45,66 255,760 511,52 255,760 240 AC-240 605 6-7 49,35+ j26,17 146,593 293,186 146,593 150 AC-150 445 A-1 3,3 +j1,36 9,367 18,734 9,367 70 AC-70 265 B-1 41,85+j22,58 119,785 239,570 119,785 120 AC-120 380 1-3 15,75 + j8,35 46,782 93,564 46,782 70 AC-70 265 B-4 40,7 +j21,59 120,9 241,8 120,9 120 AC-120 380 5-4 1,3 + j0,69 7,724 15,448 7,724 70 AC-70 265 B-5 32,80 +j17,40 194,9 389,8 194,9 185 AC-185 510 Đường dây Chiều dài L (km) Loại dây dẫn r0 (/km) x0 (/km) b0.10-6 (S/km) R () X () (S) Mã dây Icp (A) A-2 41,23 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 9,48 9,07 1,06 A-8 44,72 AC-95 330 0,33 0,429 2,65 7,38 9,59 1,18 A-6 44,72 AC-240 605 0,13 0,390 2,86 2,91 8,72 1,28 6-7 31,62 AC-150 445 0,21 0,416 2,74 3,32 6,58 0,87 A-1 53,85 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 12,39 11,85 1,39 B-1 50 AC-120 380 0,27 0,423 2,69 11,5 11 1,35 1-3 40 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 5,4 8,46 1,14 B-4 44,72 AC-120 380 0,27 0,423 2,69 12,07 18,92 0,60 5-4 41,23 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 18,96 18,14 0,53 B-5 53,85 AC-185 510 0,17 0,409 2,84 9,15 22,05 0,77 b) Kiểm tra diều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố máy điện Khi sự cố máy điện chỉ ảnh hưởng đến dòng các nhánh trên đường dây liên lạc nguồn , vì thế chỉ cần kiểm tra các nhánh A-1-B Trường hợp sự cố 1 tổ máy nhà máy điện B, kiểm tra đoạn A – 1 : < Icp = 265A Trường hợp sự cố 1 tổ máy nhà máy điện A, kiểm tra đoạn B – 1 : < Icp = 380A Kết luận : Tất cả các nhánh đều thỏa mãn điều kiện phát nóng dây dẫn khi sự cố 1 máy phát nhà máy c) Kiểm tra tổn thất điện áp Tính toán giống như phương án 1 ta được bảng tính tổn thất điện áp trên các đường dây: Đường dây Công suất (MVA) R () X () ΔUbt (%) ΔUscđd (%) ΔUscmf (%) A-2 21 + j11,14 9,48 9,07 2,48 4,96 2,48 A-8 33,6 + j17,83 7,38 9,59 3,43 6,86 3,43 A-6 86,1 + j45,66 2,91 8,72 5,36 10,72 5,36 6-7 49,35+ j26,17 3,32 6,58 2,78 5,56 2,78 A-1 3,3 +j1,36 12,39 11,85 0,47 0,94 5,19 B-1 41,85+j18,22 11,5 11 5,63 11,26 1,65 1-3 15,75 + j8,35 5,4 8,46 1,28 5,78 1,28 B-4 40,7 +j21,59 12,07 18,92 3,97 3,97 5-4 1,3 + j0,69 18,96 18,14 0,307 0,307 B-5 32,80 +j17,40 9,15 22,05 5,651 5,651 Riêng đối với các đoạn đường dây của mạch vòng B-4-5 là các đường dây đơn, ta xét riêng từng trường hợp đứt từng mạch như sau: -Tính phân bố công suất: + Dứt đường dây B-5: Trường hợp này dòng điện chạy trên đoạn 4- 5 sẽ có giá trị lớn nhất: IB4sc = I45sc = + Dứt đường dây B-4: dòng điện chạy trên đoạn B-5 có giá trị bằng dòng điện chạy trên đoan B-4 , nghĩa là: IB5sc = IB4sc = 436,694 A I45sc = -Tính tổn thất điện áp: Khi sự cố : + Dứt đường dây B-5: ΔUB4sc% = ΔU45sc% = + Dứt đường dây B-4: ΔUB5sc% = ΔU45sc% = Từ kết quả trên ta thây mạch vong đã cho , sự cố nguy hiểm nhất khi đứt đường dây B-4 , trong trường hợp này tổn thất điện áp lớn nhất bằng: ΔUmaxsc% = 12,81%+9,92% = 22,73% Kết quả được ghi trên bảng trên. 2.3.4 Phương án 4 a) Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một mạch Tính toán tương tự giống như phương án 1 ta có bảng số liệu sau: Đường dây Công suất (MVA) Ibt (A) Isc (A) Ftt (mm2) Fkt (mm2) Loại dây dẫn Mã dây Icp (A) A- 2 21 + j11,14 62,385 124,77 62,385 70 AC-70 265 A - 6 89,4+ j51,38 270,60 541,2 270,60 240 AC-240 610 6 - 7 49,35+ j26,17 146,593 293,186 146,593 150 AC-150 445 A- 8 33,6 + j17,83 99,823 199,646 99,823 95 AC-95 330 B - 1 41,85+j22,69 124,931 249,862 124,931 120 AC-120 380 1 - 3 15,75+j8,35 46,782 93,564 46,782 70 AC-70 265 6 - 1 3,3+j1,25 9,261 18,522 9,261 70 AC-70 265 B- 4 73,5 + j38,99 218,347 436,694 218,347 240 AC-240 610 4- 5 31,5 + j16,71 93,577 187,154 93,577 95 AC-95 330 Đường dây Chiều dài L (km) Loại dây dẫn r0 (/km) x0 (/km) b0.10-6 (S/km) R () X () (S) Mã dây Icp (A) A- 2 41,23 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 9,48 9,07 1,06 A - 6 44,72 AC-240 610 0,13 0,390 2,86 2,91 8,72 1,28 6 - 7 31,62 AC-150 445 0,21 0,416 2,74 3,32 6,58 0,87 A- 8 44,72 AC-95 330 0,33 0,429 2,65 7,38 9,59 1,19 B - 1 50 AC-120 380 0,27 0,423 2,69 6,75 10,58 1,35 1 - 3 40 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 18,4 17,6 1,03 6 - 1 41,23 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 9,48 9,07 1,06 B- 4 44,72 AC-240 610 0,13 0,390 2,86 2,91 8,72 1,28 4- 5 41,23 AC-95 330 0,33 0,429 2,65 6,80 8,64 1,09 b) Kiểm tra diều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố máy điện Khi sự cố máy điện chỉ ảnh hưởng đến dòng các nhánh trên đường dây liên lạc nguồn , vì thế chỉ cần kiểm tra các nhánh A-6-1-B Trường hợp sự cố 1 tổ máy nhà máy điện B, kiểm tra đoạn A – 6 : < Icp = 610A Trường hợp sự cố 1 tổ máy nhà máy điện B, kiểm tra đoạn B – 1 : < Icp = 380A Kết luận : Tất cả các nhánh đều thỏa mãn điều kiện phát nóng dây dẫn khi sự cố 1 máy phát nhà máy c) Kiểm tra tổn thất điện áp Tính toán giống như phương án 1 ta được bảng tính tổn thất điện áp trên các đường dây: Đường dây Công suất (MVA) R () X () ΔUbt (%) ΔUscđd (%) ΔUscmfA (%) ΔUscmfB (%) A- 2 21 + j11,14 9,48 9,07 2,48 4,96 2,48 2,48 A - 6 89,4+ j51,38 2,91 8,72 5,85 11,7 4,97 3,19 6 - 7 49,35+ j26,17 3,32 6,58 2,84 5,68 2,84 2,84 A- 8 33,6 + j17,83 7,38 9,59 3,46 6,92 3,46 3,46 B - 1 41,85+j22,69 6,75 10,58 4,32 8,64 3,99 1,00 1 - 3 15,75+j8,35 18,4 17,6 3,61 7,22 3,61 3,61 6 - 1 3,3+j1,25 9,48 9,07 3,52 7,04 0,86 3,97 B- 4 73,5 + j38,99 2,91 8,72 4,58 9,16 4,58 4,58 4- 5 31,5 + j16,71 6,80 8,64 2,96 5,92 2,96 2,96 Điện áp % tại các nút Vbt(%) Vscđd(%) VsmfA(%) VscmfB(%) A 100 100 100 100 B 94,95 89,1 98,16 93,84 1 90,63 84,78 94,17 92,84 2 97,52 95,04 97,52 97,52 3 87,02 81,17 90,56 89,23 4 90,37 84,52 93,58 89,26 5 87,41 81,56 90,62 86,3 6 94,15 88,3 95,03 96,81 7 91,31 85,46 92,19 93,97 8 96,54 93,08 96,54 96,54 Tính tổn thất điện áp lớn nhất: ΔVmax(%) + Ở chế độ bình thường: ΔVA-3max(%) = Vbt A – Vbt3 = 100 – 87,03 = 12,97 % + Ở chế độ sự cố đường dây: ΔVA-3max(%) = Vbt A – V3( sc A-6) = 100 – 81,17 = 18,83 % + Ở chế độ sự cố máy phát A : ΔVA-3max(%) = V A – V3= 100 – 90,56 = 9,44 % + Ở chế độ sự cố máy phát B : ΔVA-5max(%) = V A - V 5 = 100 – 86,3 = 13,7 % 2.3.5 Phương án 5 a) Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một mạch Tính toán tương tự giống như phương án 1 ta có bảng số liệu sau: Đường dây Công suất (MVA) Ibt (A) Iscđd (A) Ftt (mm2) Fkt (mm2) Loại dây dẫn Mã dây Icp (A) A-2 36,75 +j19,49 109,167 218,334 109,167 120 AC-120 380 A-8 33,6 + j17,83 99,823 199,646 99,823 95 AC-95 330 A-6 73,65+ j43,03 223,851 447,702 223,851 240 AC-240 610 6-7 49,35+ j26,17 146,593 293,186 146,593 150 AC-150 445 2-3 15,75+j8,35 46,782 93,564 46,782 70 AC-70 265 B-1 41,85+j22,692 124,93 249,86 124,93 120 AC-120 380 1-6 12,45 + j7,102 37,61 75,22 37,61 70 AC-70 265 B-4 73,5 + j38,99 218,347 436,694 218,347 240 AC-240 610 4-5 31,5 + j16,71 93,577 187,154 93,577 95 AC-95 330 Đường dây Chiều dài L (km) Loại dây dẫn r0 (/km) x0 (/km) b0.10-6 (S/km) R () X () (S) Mã dây Icp (A) A-2 41,23 AC-120 380 0,27 0,423 2,69 5,57 8,72 1,11 A-8 44,72 AC-95 330 0,33 0,429 2,65 7,38 9,59 1,19 A-6 44,72 AC-240 610 0,13 0,390 2,86 2,91 8,72 1,28 6-7 31,62 AC-150 445 0,21 0,416 2,74 3,32 6,58 0,87 2-3 44,72 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 10,29 9,84 1,15 B-1 50 AC-120 380 0,27 0,423 2,69 6,75 10,575 1,35 1-6 41,23 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 9,48 9,07 1,06 B-4 44,72 AC-240 610 0,13 0,390 2,86 2,91 8,72 1,28 4-5 41,23 AC-95 330 0,33 0,429 2,65 6,80 8,84 1,09 b) Kiểm tra diều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố máy điện Khi sự cố máy điện chỉ ảnh hưởng đến dòng các nhánh trên đường dây liên lạc nguồn , vì thế chỉ cần kiểm tra các nhánh A-6-1-B Trường hợp sự cố 1 tổ máy nhà máy điện B, kiểm tra đoạn A – 6 : < Icp = 610A Trường hợp sự cố 1 tổ máy nhà máy điện B, kiểm tra đoạn B – 1 : < Icp = 380A Kết luận : Tất cả các nhánh đều thỏa mãn điều kiện phát nóng dây dẫn khi sự cố 1 máy phát nhà máy c) Kiểm tra tổn thất điện áp Tính toán giống như phương án 1 ta được bảng tính tổn thất điện áp trên các đường dây: Đường dây Công suất (MVA) R () X () ΔUbt (%) ΔUscđd (%) ΔUscmfA (%) ΔUscmfB (%) A-2 36,75 +j19,49 5,57 8,72 3,10 6,20 3,10 3,10 A-8 33,6 + j17,83 7,38 9,59 3,46 6,92 3,46 3,46 A-6 73,65+j38,568 2,91 8,72 4,55 9,10 3,99 4,16 6-7 49,35+ j26,17 3,32 6,58 2,78 5,56 2,78 2,78 2-3 15,75+j8,35 10,29 9,84 2,02 4,04 2,02 2,02 B-1 41,85+j22,692 6,75 10,575 4,32 8,64 0,77 1,00 1-6 12,45 + j7,102 9,48 9,07 3,79 7,58 -2,57 -2,1 B-4 73,5 + j38,99 2,91 8,72 4,58 9,16 4,58 4,58 4-5 31,5 + j16,71 6,80 8,84 2,96 5,92 2,96 2,96 Điện áp % tại các nút Vbt(%) Vscđd(%) VsmfA(%) VscmfB(%) A 100 100 100 100 B 103,56 107,88 94,21 94,74 1 99,24 99,24 93,44 93,74 2 96,9 93,8 96,9 96,9 3 94,88 91,78 96,9 96,9 4 98,98 94,4 89,63 90,16 5 96,02 91,44 86,67 87,2 6 95,45 90,9 96,01 95,84 7 92,67 88,12 93,23 93,06 8 96,54 93,08 96,9 96,9 Tính tổn thất điện áp lớn nhất: ΔVmax(%) + Ở chế độ bình thường: ΔVB-7max(%) = Vbt B – Vbt7 = 103,56 – 92,67 = 10,89 % + Ở chế độ sự cố đường dây: ΔVB-7max(%) = V B( sc B-1) – Vbt7= 107,88 – 92,67 = 15,21 % + Ở chế độ sự cố máy phát A : ΔVA-5max(%) = V A – V5= 100 – 86,67 = 13,33 % + Ở chế độ sự cố máy phát B : ΔVA-5max(%) = V A - V 5 = 100 – 87,2 = 12,8 % 2.3.6 Phương án 6 a) Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một mạch Tính toán tương tự giống như phương án 3 ta có bảng số liệu sau: Đường dây Công suất (MVA) Ibt (A) Isc (A) Ftt (mm2) Fkt (mm2) Loại dây dẫn Mã dây Icp (A) A- 2 21 + j11,14 62,385 124,77 62,385 70 AC-70 265 A - 6 89,4+ j46,92 264,963 526,926 264,963 240 AC-240 610 6 - 7 49,35+ j26,17 146,593 293,186 146,593 150 AC-150 445 A- 8 33,6 + j17,83 99,823 199,646 99,823 95 AC-95 330 B - 1 45,15+j23,94 134,114 268,228 134,114 120 AC-120 380 1 - 3 15,75+j8,35 46,782 93,564 46,782 70 AC-70 265 6 - 5 3,3 + j1,25 9,261 18,522 9,261 70 AC-70 265 B- 5 28,2+j15,46 84,398 168,796 84,398 95 AC-95 330 B- 4 42+j22,28 124,770 249,740 124,770 120 AC-120 380 Đường dây Chiều dài L (km) Loại dây dẫn r0 (/km) x0 (/km) b0.10-6 (S/km) R () X () (S) Mã dây Icp (A) A- 2 41,23 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 9,48 9,07 1,06 A - 6 44,72 AC-240 610 0,13 0,390 2,86 2,91 8,72 1,28 6 - 7 31,62 AC-150 445 0,21 0,416 2,74 3,32 6,58 0,87 A- 8 44,72 AC-95 330 0,33 0,429 2,65 7,38 9,59 1,19 B - 1 50 AC-120 380 0,27 0,423 2,69 6,75 10,58 1,35 1 - 3 40 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 18,4 17,6 1,03 6 - 5 41,23 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 9,48 9,07 1,06 B- 5 53,85 AC-95 330 0,33 0,429 2,65 8,89 11,55 1,43 B- 4 44,72 AC-120 380 0,27 0,423 2,69 6,04 9,46 1,20 b) Kiểm tra diều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố máy điện Khi sự cố máy điện chỉ ảnh hưởng đến dòng các nhánh trên đường dây liên lạc nguồn , vì thế chỉ cần kiểm tra các nhánh A-6-5-B Trường hợp sự cố 1 tổ máy nhà máy điện B, kiểm tra đoạn A – 6 : < Icp = 610A Trường hợp sự cố 1 tổ máy nhà máy điện A, kiểm tra đoạn B – 5 : < Icp = 330A Kết luận : Tất cả các nhánh đều thỏa mãn điều kiện phát nóng dây dẫn khi sự cố 1 máy phát nhà máy B c) Kiểm tra tổn thất điện áp Tính toán giống như phương án 1 ta được bảng tính tổn thất điện áp trên các đường dây: Đường dây Công suất (MVA) R () X () ΔUbt (%) ΔUscđd (%) ΔUscmfA (%) ΔUscmfB (%) A- 2 21 + j11,14 9,48 9,07 2,48 4,96 2,48 2,48 A - 6 89,4+ j46,92 2,91 8,72 5,85 11,7 4,97 3,19 6 - 7 49,35+ j26,17 3,32 6,58 2,84 5,68 2,84 2,84 A- 8 33,6 + j17,83 7,38 9,59 3,46 6,92 3,46 3,46 B - 1 45,15+j23,94 6,75 10,58 4,61 9,22 4,61 4,61 1 - 3 15,75+j8,35 18,4 17,6 3,61 7,22 3,61 3,61 6 - 5 3,3 + j1,25 9,48 9,07 3,52 0,35 0,71 3,97 B- 5 28,2+j15,46 8,89 11,55 3,55 7,10 3,16 4,44 B- 4 42+j22,28 6,04 9,46 3,84 7,68 3,84 3,84 Điện áp % tại các nút Vbt(%) Vscđd(%) VsmfA(%) VscmfB(%) A 100 100 100 100 B 94,18 88,33 97,48 97,28 1 89,57 83,72 92,87 92,67 2 97,52 95,04 97,52 97,52 3 85,96 80,11 89,26 89,06 4 90,34 84,69 93,64 93,44 5 90,63 84,78 94,32 92,84 6 94,15 88,3 95,03 96,81 7 91,31 85,46 92,19 93,97 8 96,54 93,08 96,54 96,54 Tính tổn thất điện áp lớn nhất: ΔVmax(%) + Ở chế độ bình thường: ΔVA-3max(%) = Vbt A – Vbt3 = 100 – 85,96 = 14,04 % + Ở chế độ sự cố đường dây: ΔVA-3max(%) = V A( sc A-6) – V3= 100 – 80,11 = 19,89 % + Ở chế độ sự cố máy phát A : ΔVA-3max(%) = V A – V3= 100 – 89,26 = 10,74 % + Ở chế độ sự cố máy phát B : ΔVA-3max(%) = V A - V 3 = 100 – 89,06 = 10,94 % Chương 3 SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ KINH TẾ 3.1 Phương pháp Để so sánh về kinh tế giữa các phương án ta dựa vào hàm chi phí tính toán hằng năm: Z = (atc+avhđ).Kđ+ Trong đó: atc :Hệ số hiệu quả của vốn đầu tư,atc=0,125 avhđ:Hệ số vận hành đối với các đường dây trong mạng điện,avhđ=0,04 Kđ :Tổng các vốn đầu tư về đường dây.Đối với đường dây 2 mạch thì Koi: Giá thành của 1 km đường dây 1 mạch đ/km Tiết diện(mm2) 70 95 120 150 185 240 300 Cột bê tông 300 308 320 336 354 402 460 Cột thép 380 385 392 400 410 425 440 Li : Chiều dài của đường dây thứ i km :Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện :Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây thứ i khi phụ tải cực đại :Thời gian sử dụng công suất lớn nhất c: Giá 1kWh điện năng tổn thất,c=600đ/kWh. Ta có: Z = atc.Kđ+avhđ.Kđ+ = atc.Kđ+Y Với: Y:Tổng chi phí vận hành hàng năm 3.2 Phương án 1 1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây: Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây NĐA-2 là: DPA2 = MW 2.Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện: Giả thiết rằng các đường dây trên không hai mạch được đăt trên cùng cột thép.Như vậy vốn đầu tư xây dựng đường dây NĐA-2 được xác định như sau: KA2 = 1,6.k02.lA2 = 1,6x300x106.41,23 = 19,79.109đ Kết quả tính toán các đoạn đường dây các cho trong bảng số liệu sau: Bảng: tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án 1: Lộ Số lộ P (MW) Q (MVAr) R (Ω) ΔP (MW) Ftc (mm2) L (km) K0i (106/km) Ki 109(đ) A-2 2 21 14 9,48 0,443 AC-70 41,23 380 25,07 A-8 2 33,6 17,83 7,38 0,87 AC-95 44,72 385 27,55 A-6 2 86,1 45,66 2,91 2,28 AC-240 44,72 425 30,41 6-7 2 49,35 26,17 3,32 0,85 AC-150 31,62 400 20,23 A-1 2 3,3 1,36 12,39 0,013 AC-70 53,85 380 32,74 B-1 2 26,1 9,87 11,5 0,74 AC-70 50 380 30,40 B-3 2 15,75 8,35 14,73 0,39 AC-70 64,03 380 38,93 B-4 2 73,5 38,99 2,91 1,66 AC-240 44,72 425 30,41 4-5 2 31,5 16,71 6,80 0,71 AC-95 41,.23 385 25,39 S 7,96 261,13 3.Xác định chi phí vận hành hàng năm: Y = avhđ.Kđ + DA.c Thời gian tổn thất công suất lớn nhất: Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị bằng: DA = SDPimax.t = 7,96.3979 = 31672,84 MW.h Chi phí vận hành hàng năm: Y = 0,04. 261,13.109 + 31672,84.103.600 = 29,448904.109đ Chi phí tính toán hàng năm: Z = atc.Kđ + Y = 0,125. 261,13.109 + 29,448904.109 = 62,090154.109đ 3.3 Phương án 2 1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây: Tính toán tương tự như phương án 1, tổn thất công suất các đường dây được ghi ở bảng dưới . 2.Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện: Giả thiết rằng các đường dây trên không hai mạch được đăt trên cùng cột thép.Như vậy vốn đầu tư xây dựng đường dây NĐA-2 được xác định như sau: KA2 = 1,6.k02.lA2 = 1,6.380.106.41,23 = 25,07.109đ Kết quả tính toán các đoạn đường dây các cho trong bảng số liệu sau: Bảng: tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án 2: Lộ Số lộ P (MW) Q (MVAr) R (Ω) ΔP (MW) Ftc (mm2) L (km) K0i (106/km) Ki 109(đ) A-2 2 21 11,14 9,48 0,44 AC-70 41,23 380 25,07 A-8 2 33,6 17,83 7,38 0,88 AC-95 44,72 385 27,55 A-6 2 86,1 45,66 2,91 2,28 AC-240 44,72 425 30,41 6-7 2 49,35 26,17 3,32 0,86 AC-150 31,62 400 20,24 A-1 2 3,3 1,36 12,39 0,01 AC-70 53,85 380 32,74 B-1 2 41,85 22,58 11,5 2,15 AC-120 50 392 31,36 1-3 2 15,75 8,35 5,4 0,14 AC-70 40 380 24,32 B-4 2 73,5 38,99 2,91 1,66 AC-240 44,72 425 30,41 4-5 2 31,5 16,71 6,80 0,71 AC-95 41,23 385 25,40 S 9,13 247,50 3.Xác định chi phí vận hành hàng năm: Y = avhđ.Kđ + DA.c Thời gian tổn thất công suất lớn nhất: Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị bằng: DA =SDPimax.t = 9,13.3979=36328,27 MW.h Chi phí vận hành hàng năm: Y = 0,04. 247,50.109 + 36328,27.103.600 = 31,696962.109đ Chi phí tính toán hàng năm: Z = atc.Kđ + Y = 0,125. 247,50.109 + 31,696962.109 = 62,63446.109đ 3.4 Phương án 4 1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây: Tính toán tương tự như phương án 1, tổn thất công suất các đường dây được ghi ở bảng dưới . 2.Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện: Giả thiết rằng các đường dây trên không hai mạch được đăt trên cùng cột thép.Như vậy vốn đầu tư xây dựng đường dây NĐA-2 được xác định như sau: KA2 = 1,6.k02.lA2 = 1,6.380.106.41,23 = 25,07.109đ Kết quả tính toán các đoạn đường dây các cho trong bảng số liệu sau: Bảng: tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án 3: Lộ Số lộ P (MW) Q (MVAr) R (Ω) ΔP (MW) Ftc (mm2) L (km) K0i (106/km) Ki 109(đ) A- 2 2 21 11,14 9,48 0,44 AC-70 41,23 380 25,07 A -6 2 89,4 51,38 2,91 2,56 AC-240 44,72 425 30,41 6 - 7 2 49,35 26,17 3,32 0,86 AC-150 31,62 400 20,24 A-8 2 33,6 17,83 7,38 0,88 AC-95 44,72 380 27,19 B - 1 2 41,85 22,69 6,75 1,26 AC-120 50 392 31,36 1 - 3 2 15,75 8,35 18,4 0,48 AC-70 40 380 24,32 6 - 1 2 3,3 1,25 9,48 0,01 AC-70 41,23 380 25,07 B- 4 2 73,5 38,99 2,91 1,66 AC-240 44,72 425 30,41 4- 5 2 31,5 16,71 6,80 0,71 AC-95 41,23 385 25,40 S 8,86 239,47 3.Xác định chi phí vận hành hàng năm: Y= avhđ.Kđ + DA.c Thời gian tổn thất công suất lớn nhất: Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị bằng: DA = SDPimax.t = 8,86.3979 =35253,94 MW.h Chi phí vận hành hàng năm: Y = 0,04. 239,47.109 + 35253,94.103.600 = 30,73116.109đ Chi phí tính toán hàng năm: Z = atc.Kđ + Y = 0,125. 239,47.109 + 30,73116.109 = 60,66491.109đ 3.5 Phương án 5 1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây: Tổn thất công suất các đường dây được ghi ở bảng dưới . 2.Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện: Giả thiết rằng các đường dây trên không hai mạch được đăt trên cùng cột thép.Như vậy vốn đầu tư xây dựng đường dây NĐA-2 được xác định như sau: KA2 = 1,6.k02.lA2 = 1,6.392.106.41,23 = 25,86.109đ Kết quả tính toán các đoạn đường dây các cho trong bảng số liệu sau: Bảng: tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án 5: Lộ Số lộ P (MW) Q (MVAr) R (Ω) ΔP (MW) Ftc (mm2) L (km) K0i (106/km) Ki 109(đ) A-2 2 36,75 19,49 5,57 0,80 AC-120 41,23 392 25,86 A-8 2 33,6 17,83 7,38 0,88 AC-95 44,72 385 27,55 A-6 2 73,65 43,03 2,91 1,75 AC-240 44,72 425 30,41 6-7 2 49,35 26,17 3,32 0,86 AC-150 31,62 400 20,24 2-3 2 15,75 8,35 10,29 0,27 AC-70 44,72 380 27,19 B-1 2 41,85 22,692 6,75 1,26 AC-120 50 392 31,36 1-6 2 12,45 7,102 9,48 0,16 AC-70 41,23 380 25,07 B-4 2 73,5 38,99 2,91 1,66 AC-240 44,72 425 30,41 4-5 2 31,5 16,71 6,80 0,71 AC-95 41,23 385 25,40 S 8,35 243,49 3.Xác định chi phí vận hành hàng năm: Y = avhđ.Kđ + DA.c Thời gian tổn thất công suất lớn nhất: Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị bằng: DA = SDPimax.t = 8,35.3979 = 33224,65 MW.h Chi phí vận hành hàng năm: Y = 0,04. 243,49.109 + 33224,65.103.600 = 29,67439.109đ Chi phí tính toán hàng năm: Z = atc.Kđ + Y = 0,125. 243,49.109 + 29,67439.109 = 60,11064.109đ 3.6 Phương án 6 1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây: Tổn thất công suất các đường dây được ghi ở bảng dưới . 2.Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện: Giả thiết rằng các đường dây trên không hai mạch được đăt trên cùng cột thép.Như vậy vốn đầu tư xây dựng đường dây NĐA-2 được xác định như sau: KA2 = 1,6.k02.lA2 = 1,6.380.106.41,23 = 25,07.109đ Kết quả tính toán các đoạn đường dây các cho trong bảng số liệu sau: Bảng: tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án 4: Lộ Số lộ P (MW) Q (MVAr) R (Ω) ΔP (MW) Ftc (mm2) L (km) K0i (106/km) Ki 109(đ) A- 2 2 21 11,14 9,48 0,44 AC-70 41,23 380 25,07 A - 6 2 89,4 46,92 2,91 2,45 AC-240 44,72 425 30,41 6 - 7 2 49,35 26,17 3,32 0,86 AC-150 31,62 400 20,24 A- 8 2 33,6 17,83 7,38 0,88 AC-95 44,72 385 27,55 B - 1 2 45,15 23,94 6,75 1,46 AC-120 50 392 31,36 1 - 3 2 15,75 8,35 18,4 0,48 AC-70 40 380 24,32 6 - 5 2 3,3 1,25 9,48 0,01 AC-70 41,23 380 25,07 B- 5 2 28,2 15,46 8,89 0,75 AC-95 53,85 385 33,17 B- 4 2 42 22,28 6,04 1,13 AC-120 44,72 392 28,05 S 8,46 245,24 3.Xác định chi phí vận hành hàng năm: Y = avhđ.Kđ + DA.c Thời gian tổn thất công suất lớn nhất: Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị bằng: DA = SDPimax.t = 8,46.3979 = 33662,34 MW.h Chi phí vận hành hàng năm: Y = 0,04. 245,24.109 + 33662,34.103.600 = 30,0007.109đ Chi phí tính toán hàng năm: Z = atc.Kđ + Y = 0,125. 245,24.109 + 30,73116.109 = 60,6620.109đ 3.7 Tổng kết va lựa chọn các phương án Phương án 1 2 4 5 6 ΔUmax bt % 11,05 13,7 12,97 10,89 14,04 ΔUmax sc % 16,41 19,06 18,83 15,21 19,89 Z.109 đ 62,090154 62,63446 60,66491 60,11064 60,6620 Ta thấy hàm chi phí tính toán Z của các phương án là tương đương nhau nên ta chọn phương án có tổn thất điện áp bé nhất la phương án 5 là phương án tối ưu. Chương 4: CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ PHÂN PHỐI ĐIỆN TRONG TRAM BIẾN ÁP 4.1 Chọn máy biến áp của các trạm tăng áp Do nhà máy điện phát tất cả công suất vào mạng điện áp 110KV (trừ công suất tự dùng),do đó nối các máy biến áp theo sơ đồ khối máy phát điện- máy biến áp. Trong trường hợp này công suất của mỗi máy biến áp được xác định theo công thức: S ³ Sđm = + Trạm tăng áp của nhà máy A: Sđm = = 58,82(MVA) Chọn máy biến áp TDH-63000/110 với số lượng là 4 máy. + Trạm tăng áp của nhà máy B: Sđm = = 117,647(MVA) Chọn máy biến áp TDH-125000/110 với số lượng là 2 máy. Sđm , MVA Số lượng Các số liệu kỹ thuật Các số liệu chính Uđm, kV Un, % ΔPn, kW ΔP0, kW I0, % R (Ω) X (Ω) ΔQ0 (kVAr) Cao Hạ 6300 4 115 10,5 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 125 2 121 10,5 10,5 520 120 0,55 0,33 11,1 678 4.2 Chọn máy biến áp của các trạm giảm áp Đối với các trạm giảm áp của các hộ phụ tải loại 1 công suất của các máy biến áp được chọn sao cho khi xẩy ra sự cố một máy biến áp thì máy biến áp còn lại với khả năng qúa tải phải đảm bảo cung cấp cho phụ tải: SđmB ³ Sau đây ta sẽ lần lượt chọn máy biến áp cho các trạm giảm áp: +Trạm giảm áp phụ tải 1: SđmB ³ = Chọn 2 máy biến áp loại TPDH 25000/110. + Trạm giảm áp phụ tải 2: SđmB ³ = Chọn 2 máy biến áp loại TPDH 16000/110. + Trạm giảm áp phụ tải 3: SđmB ³ = Chọn 2 máy biến áp loại TDH 16000/110. + Trạm giảm áp phụ tải 4: SđmB ³ = Chọn 2 máy biến áp loại TPDH 32000/110. + Trạm giảm áp phụ tải 5: SđmB ³ = ) Chọn 2 máy biến áp loại TPDH 25000/110. + Trạm giảm áp phụ tải 6: SđmB ³ = ) Chọn 2 máy biến áp loại TPDH 32000/110. + Trạm giảm áp phụ tải 7: SđmB ³ = Chọn 2 máy biến áp loại TPDH 40000/110. + Trạm giảm áp phụ tải 8: SđmB ³ = Chọn 2 máy biến áp loại TPDH 32000/110. Thông số kĩ thuật của các mba cho trong bảng dưới đây: Sđm , MVA Số lượng Các số liệu kỹ thuật Các số liệu chính Uđm, kV Un, % ΔPn, kW ΔP0, kW I0, % R (Ω) X (Ω) ΔQ0 (kVAr) Cao Hạ 16 4 115 22 10,5 85 21 0,85 4,38 86,7 136 25 4 115 22 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 32 6 115 22 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 40 2 115 22 10,5 175 42 0,7 1,44 34,8 280 4.3 Chọn sơ đồ nối dây chi tiết cho toàn mạng điện Sơ đồ nối điện phải đảm bảo yêu cầu: - Cung cấp điện an toàn, liên tục. - Linh hoạt trong vận hành, sửa chữa. - Sơ đồ đơn giản, dễ thao tác. - Giá thành hạ. 4.3.1 Sơ đồ nối dây cho các nhà máy điện – trạm biến áp tăng áp Các nhà máy chỉ có hai cấp điện áp, do đó ta chọn cách nối bộ máy phát-máy biến áp lên thẳng hệ thống hai thanh góp. Với việc sử dụng sơ đồ này việc cung cấp điện rất đảm bảo. Nếu phải đưa ra sửa chữa định kỳ hay sự cố bất kỳ một máy phát, máy biến áp, thanh góp nào… thì phụ tải vẫn được cung cấp điện một cách an toàn và liên tục. Phụ tải điện áp máy phát nhỏ, nên lấy rẽ nhánh từ các bộ mà không cần thanh góp điện áp máy phát. Hệ thống thanh góp 110kV là hệ thống hai thanh góp liên hệ với nhau bằng máy cắt liên lạc. Sơ đồ trạm nguồn A Sơ đồ trạm nguồn B 4.3.2 Sơ đồ nối dây các trạm phụ tải 4.3.2.1 Trạm Trung Gian Có bốn trạm trung gian là các trạm 2, 6, 1 và 4 với yêu cầu cung cấp điện liên tục, đặc biệt là trạm 1 và 6 có vị trí quan trọng đảm bảo sự liên lạc giữa hai nhà máy điện và cung cấp điện cho phụ tải 1,6,7. Vậy ta sử dụng sơ đồ hai hệ thống thanh góp. TGI TGII 110kV MCLL Sơ đồ trạm trung gian 4.3.2.2: Trạm Cuối Các trạm cuối 3, 5, 7 và 8 nằm ở cuối đường dây tải điện cung cấp cho phụ tải loại I với yêu cầu cung cấp điện liên tục và đảm bảo. Vì vậy ta sử dụng sơ đồ cầu cho trạm cuối. Sơ đồ cầu có máy cắt ở phía máy biến áp Sơ đồ cầu có máy cắt ở phía đường dây Đối với lộ đường dây có chiều dài L 70km thì sử dụng sơ đồ cầu có máy cắt phía đường dây. Đối với lộ đường dây có chiều dài L 70km thì sử dụng sơ đồ cầu có máy cắt phía biến áp. 4.4 Sơ đồ nối điện cho toàn hệ thống Chương 5 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT CHÍNH XÁC VÀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG 5.1 Phương pháp và dữ liệu tính toán 5.1.1 Phương pháp Ở phần trước ta đã cân bằng sơ bộ công suất trong hệ thống, nhưng công suất đó chưa chính xác vì chưa xét đến tổn thất công suất trên đường dây và trong máy biến áp cũng như công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra. Ở đây ta tính chính xác công suất truyền tải trên mỗi đoạn đường dây, xác định phân bố chính xác công suất trong các chế độ ( chế độ cực đại, cực tiểu, chế độ sự cố). Nhưng trước tiên cần tính trường hợp phụ tải cực đại để kiểm tra ngay sự cân bằng chính xác công suất phản kháng trong toàn mạng xem có phải bù cưỡng bức không. Nếu phải bù thì mới tính toán phân bố thiết bị bù cưỡng bức, vì chưa biết điện áp tại các nút nên trong quá trình tính toán ta sử dụng điện áp định mức của mạng điện là 110 kV. Các công thức được sử dụng trong quá trình tính toán: Tổn thất công suất trên đường dây: DSd = (Rd + jXd) Trong đó: P : Công suất tác dụng trên đường dây. Q: Công suất phản kháng chạy trên đường dây. Rd:Điện trở của đường dây. Xd: Điện kháng của đường dây. Uđm: Điện áp định mức của mạng điện Tổn thất công suất trong trạm BA: DSB = DS0 = n(DP0+DQ0) với n: số máy biến áp trong trạm. Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra là: QC = Trong đó: b0 : điện dẫn phản kháng đơn vị tính cho 1km đường dây. l : Chiều dài dây dẫn (km) Vì trong chế độ cực tiểu các phụ tải luôn được cung cấp đủ công suất nên ở đây ta không tính toán ở chế độ này. 5.1.2 Dữ liệu tính toán - Bảng thông số đường dây Đường dây Chiều dài L (km) Loại dây dẫn r0 (/km) x0 (/km) b0.10-6 (S/km) R () X () (S) Mã dây Icp (A) A-2 41,23 AC-120 380 0,27 0,423 2,69 5,57 8,72 1,11 A-8 44,72 AC-95 330 0,33 0,429 2,65 7,38 9,59 1,19 A-6 44,72 AC-240 610 0,13 0,390 2,86 2,91 8,72 1,28 6-7 31,62 AC-150 445 0,21 0,416 2,74 3,32 6,58 0,87 2-3 44,72 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 10,29 9,84 1,15 B-1 50 AC-120 380 0,27 0,423 2,69 6,75 10,575 1,35 1-6 41,23 AC-70 265 0,46 0,440 2,58 9,48 9,07 1,06 B-4 44,72 AC-240 610 0,13 0,390 2,86 2,91 8,72 1,28 4-5 41,23 AC-95 330 0,33 0,429 2,65 6,80 8,84 1,09 - Bảng thông số máy biến áp Tram tăng áp Sđm , MVA Số lượng Các số liệu kỹ thuật Các số liệu chính Uđm, kV Un, % ΔPn, kW ΔP0, kW I0, % R (Ω) X (Ω) ΔQ0 (kVAr) Cao Hạ 6300 4 115 10,5 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 125 2 121 10,5 10,5 520 120 0,55 0,33 11,1 678 Trạm giảm áp Sđm , MVA Số lượng Các số liệu kỹ thuật Các số liệu chính Uđm, kV Un, % ΔPn, kW ΔP0, kW I0, % R (Ω) X (Ω) ΔQ0 (kVAr) Cao Hạ 16 4 115 22 10,5 85 21 0,85 4,38 86,7 136 25 4 115 22 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 32 6 115 22 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 40 2 115 22 10,5 175 42 0,7 1,44 34,8 280 - Sơ đồ thay thế toàn mạng điện 5.2 Phụ tải tính toán 5.2.1 Tổn thất công suất trong các trạm 5.2.2 Công suất tổng hợp ở các nút 5.3 Tính toán phân bố công suất ở chế độ cực đại 5.3.1 Đường dây NĐA-8 Hình5.1: Sơ đồ mạng điện và sơ đồ thay thế của mạng điện Theo bảng thông số các đường dây ở trên ta có: ZA8 = 7,38 +j 9,59 Theo bảng thông số máy biến áp: Zb8 = 1,87 + j 43,5() Tổn thất công suất trong lõi thép máy biến áp bằng: DS08 = 2(DP0 + jDQ0) = 2(0,035+j 0,24) = 0,07 + j 0,48 MVA Tổn thất trong cuộn dây máy biến áp bằng: DSb2 = Công suất trước tổng trở của máy biến áp bằng: Sb8 = S8 + DSb8 = (32 +j 15,50) + (0,098 + j 2,273) = 32,098 + j 17,773(MVA) Công suất đi vào cuộn dây cao áp của máy biến áp bằng: Sc8 = Sb8 + DS08 = (32,098 + j 17,773 ) + (0,07 + j 0,48) = 32,168 + j 18,253 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây: QccA8 = 1102. 1,19.10-4 = 1,44 (MVAr) Công suất sau tổng trở đường dây bằng: S’’A8 = Sc8 - j QccA8 = (32,168 + j 18,253 ) - j 1,44 = 32,168 + j 16,813 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây: DSA8 = Công suất trước tổng trở đường dây bằng: S’A8 = S’’A8 + DSA8 = (32,168 + j 16,813) + () = 32,972 +j 17,857 MVA Công suất điện dung ở đầu đường dây: QcđA8 = QccA8 = 1,44 MVAr Công suất từ nhà máy A truyền vào đường dây A-8 bằng: SA8 = S’A8 - QcđI2 = (32,972 +j 17,857 ) – j 1,44 = 32,972 + j 16,417 MVA 5.3.2 Đường dây NĐA-2-3 Hình5.2: Sơ đồ mạng điện và sơ đồ thay thế của mạng điện Theo bảng thông số các đường dây ở trên ta có: Z23 = 10,29 +j 9,84 Theo bảng thông số máy biến áp: Zb3 = 4,38 + j 86,7 Tổn thất công suất trong lõi thép máy biến áp bằng: DS0 = 2(DP0 + jDQ0) = 2(0,021 +j 0,136) = 0,042 + j 0,272 MVA Tổn thất trong cuộn dây máy biến áp bằng: DSb3 = Công suất trước tổng trở của máy biến áp bằng: Sb3 = S3 + DSb3 = (15 +j 7,26) + (0,050 + j 0,995) = 15,050 + j 8,255 MVA Công suất đi vào cuộn dây cao áp của máy biến áp bằng: Sc3 = Sb3 + DS03 = (15,050 + j 8,255 ) + (0,042 + j 0,272) = 15,092 + j 8,527 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây: Qcc23 = 1102. 1,15.10-4 = 1,392 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây bằng: S’’23 = Sc3 - j Qcc23 = (15,092 + j 8,527 ) - j 1,392 = 15,092 + j 7,135 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây: DS23= Công suất trước tổng trở đường dây bằng: S’23 = S’’23 + DS23 = (15,092 + j 7,135) + (0,237 +j 0,227) = 15,329 +j 7,362 MVA Công suất điện dung ở đầu đường dây: Qcđ23 = Qcc23 = 1,392 MVAr Công suất truyền vào đường dây 2-3 bằng: S23 = S’23 - Qcđ23 = (15,329 +j 7,362 ) – j 1,392 = 15,392 + j 5,97 MVA * Trạm biến áp hạ áp của phụ tải 2: Theo bảng thông số các đương dây ở trên ta có: ZA2 = 5,57 +j 8,72 mà theo bảng thông số máy biến áp: Zb2 = 4,38 + j 86,7 Tổn thất công suất trong lõi thép máy biến áp bằng: DS02 = 2(DP0 + DQ0) = 2(0,021 +j 0,136) = 0,042 + j 0,272 MVA Tổn thất trong cuộn dây máy biến áp bằng: DSb2 = Công suất trước tổng trở của máy biến áp bằng: Sb2 = S2 + DSb2 = (20+j 9,69) + (0,089 + j 1,869) = 20,089 + j 11,559 MVA Công suất đi vào cuộn dây cao áp của máy biến áp bằng: Sc2 = Sb2 + DS02 = (20,089 + j 11,559 ) + (0,042 + j 0,272) = 20,131 + j 11,831 MVA Vậy: S’’’A2 = Sc2 + S23 = (20,131 + j 11,831) + (15,392 + j 5,97) = 35,523 +j 17,801 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây: QccA2 = 1102. 1,11.10-4 = 1,343 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây bằng: S’’A2 = S’’’A2 - j Qcc2 = (35,523 +j 17,801 ) - j 1,343 = 35,523 + j 16,458 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây: DSA2= Công suất trước tổng trở đường dây bằng: S’A2 = S’’A2 + DSA2 = (35,523 + j 16,458 ) + (0,706 +j 1,105) = 36,229 + j 17,563 MVA Công suất điện dung ở đầu đường dây: QcđA2 = QccA2 = 1,343 MVAr Công suất từ nhà máy A truyền vào đường dây A-2 bằng: SA2 = S’A2 - QcđA2 = (36,229 + j 17,563 ) – j 1,343 = 36,229 + j 16,22 MVA 5.3.3 Đường dây NĐB-4-5 Hình5.3: Sơ đồ mạng điện và sơ đồ thay thế của mạng điện Theo bảng thông số các đường dây ở trên ta có: Z45 = 6,80 +j 8,84 Theo bảng thông số máy biến áp: Zb5 = 2,54 + j 55,9 Tổn thất công suất trong lõi thép máy biến áp bằng: DS0 = 2(DP0 + jDQ0) = 2(0,029 +j 0,2) = 0,058 + j 0,4 MVA Tổn thất trong cuộn dây máy biến áp bằng: DSb3 = Công suất trước tổng trở của máy biến áp bằng: Sb5 = S5 + DSb5 = (30 +j 14,53) + (0,117 + j 2,567) = 30,117 + j 17,097 MVA Công suất đi vào cuộn dây cao áp của máy biến áp bằng: Sc5 = Sb5 + DS05 = (30,117 + j 17,097 ) + (0,058 + j 0,4 ) = 30,175 + j 17,479 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây: Qcc45 = 1102. 1,09.10-4 = 1,319 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây bằng: S’’45 = Sc5 - j Qcc45 = (30,175 + j 17,479 ) - j 1,319 = 30,175 + j 16,178 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây: DS45= Công suất trước tổng trở đường dây bằng: S’45 = S’’45 + DS45 = (30,175 + j 16,178 ) + (0,659 +j 0,856) = 30,854 +j 17,034 MVA Công suất điện dung ở đầu đường dây: Qcđ45 = Qcc45 = 1,319 MVAr Công suất truyền vào đường dây 4-5 bằng: S45 = S’45 - Qcđ45 = (30,854 +j 17,034 ) – j 1,319 = 30,854 + j 15,715 MVA * Trạm biến áp hạ áp của phụ tải 4: Theo bảng thông số các đương dây ở trên ta có: ZB4 = 2,91 +j 8,72 mà theo bảng thông số máy biến áp: Zb4 = 1,87 + j 43,5 Tổn thất công suất trong lõi thép máy biến áp bằng: DS04 = 2(DP0 + DQ0) = 2(0,035 +j 0,240) = 0,07 + j 0,48 MVA Tổn thất trong cuộn dây máy biến áp bằng: DSb4 = Công suất trước tổng trở của máy biến áp bằng: Sb4 = S4 + DSb4 = (40+j 19,37) + (0,153 + j 3,550) = 40,153 + j 22,92 MVA Công suất đi vào cuộn dây cao áp của máy biến áp bằng: Sc4 = Sb4 + DS04 = (40,153 + j 22,92 ) + (0,07 + j 0,48 ) = 40,223 + j 23,4 MVA Vậy: S’’’B4 = Sc4 + S45 = (40,223 + j 23,4 ) + (30,854 + j 15,715 ) = 71,077 + j 39,115 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây: QccB4 = 1102. 1,28.10-4 = 1,549 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây bằng: S’’B4 = S’’’B4 - j QccB4 = (71,077 + j 39,115 ) - j 1,549 = 71,077 + j 37,566 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây: DSB4 = Công suất trước tổng trở đường dây bằng: S’B4 = S’’B4 + DSB4 = (71,077 + j 37,566 ) + (1,544 +j 4,658) = 72,621 + j 42,224 MVA Công suất điện dung ở đầu đường dây: QcđB4 = QccB4 = 1,549 MVAr Công suất từ nhà máy B truyền vào đường dây B-4 bằng: SB4 = S’B4 - QcđB4 = (72,621 + j 42,224 ) – j 1,549 = 72,621 + j 40,675 MVA 5.3.4 Đường dây liên lạc A-67-1-B Hình 5.4: Sơ đồ mạng điện và sơ đồ thay thế của mạng điện Theo bảng thông số các đường dây ở trên ta có: ZA6 = 2,91 +j 8,72 Trong chế độ vận hành cực đại nhà máy A phát kinh tế 80%Pđm.Công suất phát thực của nhà máy A là: SFA = 160 + j 99,2 MVA Mà công suất tự dùng của nhà máy bằng: PtdA = 0,08.PFA = 0,1.160 = 16 MW Vậy công suất tự dùng phản kháng của nhà máy bằng: QtdA = 0,75.16 = 12 MVAr Vậy công suất phát lên thanh góp hạ áp của nhà máy A bằng: Sh = SFA - Std = (160 + j 99,2 ) – (16 + j 12) = 144 + j 87,2 MVA Tổn thất công suất trong trạm tăng áp của nhà máy A bằng: DSbaA = [n.DP0 + ] + j [n.DQ0 + ] = [4.59 + ] + j[4.410 + ] = 0,700 + j 13,448 MVA Công suất phát lên thanh góp cao áp của nhà máy A là: Sc = Sh - DSbaI = (144 + j 87,2 ) – (0,700 + j 13,448 ) = 143,300 + j 73,752 MVA Mà tổng công suất nhà máy A truyền vào các đường dây A2 ,A8 trong chế độ cực đại là: SS = (36,229 + j 16,22 ) + (32,972 + j 16,417 ) = 69,201 + j 32,637 MVA Công suất từ nhà máy A truyền vào đường dây A-6 bằng: SA6 = Sc – ( SA2max + SA8max) = (143,300 + j 73,752 ) – (69,201 + j 32,637 ) = 73,87 + j 41,115 MVA Công suất điện dung ở đầu đường dây A-6 bằng: QcđA6 = 1102 . 1,28.10-4 = 1,549 MVAr Công suất trước tổng trở đường dây A-6 bằng: S’A6 = SA6 + j QcđA6 = (73,87 + j 41,115 ) + j 1,549 = 73,87 +j 42,664 MVA Tổn thất công suất trên đường dây A-6 bằng: DSA6 = Công suất sau tổng trở đường dây A-6 bằng: S’’A6 = S’A6 - DSA6 = (73,87 +j 42,664 ) – (1,719 + j 5,151) = 72,151 + j 37,513 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây A-6 bằng: QccA6 = QcđA6 = 1,549 MVAr Ta có : S’’’A6 = S’’A6 + j QccA6 = (72,151 + j 37,513 ) +j 1,549 = 72,151 + j 35,964 MVA * Xét trạm biến áp hạ áp ở hộ phụ tải 6: Tổn thất công suất trong lõi thép máy biến áp: DS06 = 2.(DP06 + j DQ06 ) = 2.(0,035 +j 0,24) = 0,07 + j 0,48 MVA Tổn thất công suất trong cuộn dây máy biến áp là: DSb6 = Công suất trước tổng trở của máy biến áp bằng: Sb6 = S6 + DSb6 = (35 +j 16,95) + (0,117 + j 2,718) = 35,117+ j 16,668 MVA Công suất đi vào cuộn dây cao áp của máy biến áp bằng: Sc6 = Sb6 + DS0 = (35,117+ j 16,668 ) + (0,07 + j 0,48) = 35,187 + j 17,148 MVA * Trạm biến áp hạ áp của phụ tải 7: Theo bảng thông số các đương dây ở trên ta có: Z67 = 3,32 +j 6,58 mà theo bảng thông số máy biến áp: Zb7 = 1,44 + j 34,8 Tổn thất công suất trong lõi thép máy biến áp bằng: DS07 = 2(DP0 + DQ0) = 2(0,042 +j 0,280) = 0,084 + j 0,560 MVA Tổn thất trong cuộn dây máy biến áp bằng: DSb7 = Công suất trước tổng trở của máy biến áp bằng: Sb7 = S7 + DSb7 = (47+j 22,76) + (0,162 + j 3,921) = 47,162 + j 26,681 MVA Công suất đi vào cuộn dây cao áp của máy biến áp bằng: Sc7 = Sb7 + DS07 = (47,162 + j 26,681 ) + (0,084 + j 0,560) = 47,246 + j 27,241 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây: Qcc67 = 1102. 0,87.10-4 = 1,053 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây bằng: S’’67 = Sc7 + j Qcc67 = (47,246 + j 27,241 ) - j 1,053 = 47,246 + j 26,188 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây: DS67 = Công suất trước tổng trở đường dây bằng: S’67 = S’’67 + DS67 = (47,246 + j 26,188 ) + (1,774 +j 1,533) = 49,02 + j 27,721 MVA Công suất điện dung ở đầu đường dây: Qcđ67 = Qcc67 = 1,053 MVAr Công suất truyền vào đường dây 6-7 bằng: S67 = S’67 - Qcđ67 = (49,02 + j 27,721 ) – j 1,053 = 49,02 + j 26,668 MVA * Xét đường dây 1-6: ZII1 = 18,966 +j 18,142 () Công suất điện dung cuối đường dây II-1: QccII1 = 1102x2,128x10-4 = 2,575 ( MVAr) Công suất sau tổng trở ZII1 bằng: S’’II1 = S’’’II1 – j QccII1 = (2,179 +j 9,279) – j 2,575 = 2,179 + j 6,704 (MVA) Tổn thất công suất trên đường dây II-1 bằng: DSII1 = Công suất trước tổng trở ZII1 bằng: S’II1 = S’’II1 + DSII1 = (2,179 + j 6,704) + (0,078 +j 0,075) = 2,257 + j 6,779 (MVA) Công suất điện dung ở đàu đường dây II-1 bằng: QcđII1 = QccII1 = 2,575 ( MVAr) Công suất truyền từ nhà máy II vào đường dây II-1 bằng: SII1 = S’II1 – j QcđII1 = (2,257 + j 6,779 ) - j 2,575 = 2,257 + j 4,204 (MVA) Mà tổng công suất nhà máyII truyền vào các đường dây II4,II5,II6 trong chế độ cực đại là: SS = (30,15 +j18,582) + ( 39,566 + j 26,043) + ( 30,341 + j18,033) = 100,057 + j 62,658 (MVA) Vậy trong chế độ cực đại tổng công suất từ nhà máy II truyền vào các đương dây bằng: SIImax = SS + SII1 = (100,057 + j 62,658 ) + (2,257 + j 4,204 ) = 102,314 + j 66,862 (MVA) Tổn thất không tải trong trạm tăng áp của nhà máy II bằng: DS0 = 3x(0,059 + j 0,41) = 0,177 +j 1,23 (MVA) Tổn thất trong cuộn dây của máy biến áp tăng áp nhà máy II bằng: DSb = = Tổn thất công suất trong máy biến áp: DSbaII = DS0 + DSb = (0,177 +j 1,23) + ( 0,358 + j 9,054) = 0,535 +j 10,284 (MVA) Công suất trên thanh góp hạ áp của nhà máy II bằng: Sh = SIImax + DSbaII = (102,314 + j 66,862) + (0,535 +j 10,284) = 102,849 + j 77,146 (MVA) Để đảm bảo cân bằng công suất trong hệ thống điện nhà máy II cần cung cấp đủ công suất cho phụ tải. Công suất tác dụng nhà máy II cần phải cung cấp là : PccII = 102,849 (MW) Vậy công suất nhà máy II có thể cung cầp là: QccII = PccII x tgjF = 102,849x 0,62 =63,766 (MVAr) Mà công suất phản kháng yêu cầu là: QYC = 77,146 (MVAr) Vậy ta cần phải bù một lượng công suất phản kháng bằng: Qb = QYC - QccII = 77,146 - 63,766 = 13,38 (MVAr)

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • docxThiết kế lưới điện cao áp mạng điện của thầy Khôi trường ĐH BKHN.docx