Luận văn Thiết kế lưới điện trong khu vực

1,16 MVA S3 = 29 + j 17,97 MVA ΔP = [ (Q3 - Qb3)2x(R1-3+Rb3)+ (Q1 - Qb1)2xRb1+(Q1 +Q3- Qb1-Qb3)2xR1 ] /1102 Z = 61,5 x 106 x( Qb1 + Qb3 ) + 0,1974 x 106 x[11,31 ( 17,97 - Qb3 )2 + 2,19 x( 11,16 - Qb1 )2 + 6,12 x ( 29,13 - Qb1 - Qb3 )2] δZ / δQb1 = 0 ⇔ 3,2808 Qb1 + 2,4162 Qb3 = 18,5323 ( 1 ) δZ / δQb3 = 0 ⇔ 6,8814 Qb3 + 2,4162 Qb1 = 89,1226 ( 2 ) Giải ( 1 ) và ( 2 ) ta được: Qb1 = - 5,246 nên không phải bù thay Qb1 = 0 tính được Qb3 = 7,67 MVAR tg ϕ3 = 17,97 - 7,67 / 29 = 0,3552 ⇒ cos ϕ3 = 0,9423. 5. Nhánh I - 6 - 5 Rb5 S 5 Qb5 NĐ I R6 Qb6 R6 - 5 S6 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 57 R6 = 4,16 Ω Rb6 = 0,5 x 1,87 = 0,935 Ω R6-5 = 8,89 Ω Rb5 = 0,5 x 2,54 = 1,27 Ω S5 = 29 + j 17,97 MVA S6 = 38 + j 23,57 MVA ΔP = [ (Q5 - Qb5)2x(R6-5+Rb5)+ (Q6 - Qb6)2xRb6+(Q6 +Q5- Qb6-Qb5)2xR6 ] /1102 Z = 61,5 x 106 x( Qb5 + Qb6 ) + 0,1974 x 106 x[10,16 ( 17,97- Qb5 )2 + 0,935 x( 23,57 - Qb6 )2 + 4,16 x ( 41,54 - Qb6 - Qb5 )2] δZ / δQb5 = 0 ⇔ 5,6535 Qb5 + 1,6424 Qb6 = 78,8047 ( 1 ) δZ / δQb6 = 0 ⇔ 1,6424 Qb5 + 2,0115 Qb6 = 15,4245 ( 2 ) Giải ( 1 ) và ( 2 ) ta được: Qb6 = - 3,476 không phải bù thay Qb6 = 0 tính được Qb5 = 9,3914 MVAR tg ϕ5 = 17,9713 - 9,3914/ 29 = 0,2958 ⇒ cos ϕ5 = 0,9589 . Ta chỉ bù đến cos ϕ5 = 0,95 nên Qb5 = 17,97 - 29 x tg(arcos 0,95) = 8,4382 MVAR Từ kết quả tính toán trên ta có bảng các thông số cosϕ và dung lượng bù tại các nút phụ tải như sau: Phụ tải Qb (MVAR) cosϕ (trước khi bù) cosϕ (sau khi bù) 1 0 0,85 0,85 2 0 0,85 0,85 3 7,67 0,85 0,9423 4 3,8056 0,85 0,9257 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 58 5 8,4382 0,85 0,95 6 0 0,85 0,85 7 2,643 0,85 0,9039 8 0 0,85 0,85 9 0 0,85 0,85 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 59 CHƯƠNG VII CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT - BÙ CSPK Phần trước ta đã xác định công suất truyền tải trên mỗi nhánh. Tuy nhiên công suất truyền tải đó mới chỉ là sơ bộ vì chưa kể đến tổn thất công suất trên đường dây, trong MBA cũng như CSPK do dung dẫn đường dây sinh ra. Để biết chính xác sự phân bố công suất trên mỗi đoạn đường dây ta phải tính chính xác sự phân bố công suất trong các chế độ: cực đại, cực tiểu, sự cố. Sau khi bù tại các phụ tải ta cần phải tiến hành tính chính xác lại chế độ làm việc của mạng điện. Các số liệu đã được chọn và tính toán ở các chương trước. + Các công thức được sử dụng trong quá trình tính toán: - Tổn thất trên đường dây: ΔSd = S2 Zd U2 - Tổn thất công suất trong trạm biến áp (Trạm có n máy làm việc song song) - Công suất phản kháng do dung dẫn đường dây sinh ra: Qc = 0,5 x B x U2đm VII.1: TÍNH CHÍNH XÁC CHẾ ĐỘ CỰC ĐẠI 1. Nhánh từ NĐI đến phụ tải 7: Trong đó: S7 = 18 + j 8,517MVA ; j ΔQC7 = j 1,0926 MVAR ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ +Δ+⎥⎥⎦ ⎤ ⎢⎢⎣ ⎡ ⎟⎟⎠ ⎞ ⎜⎜⎝ ⎛Δ+Δ=Δ dmB N dmB NB S SU n Qnj S SP n PnS 2 0 2 0 .100 .1.1. S7 S’7 SII -7 jQcc7jQcd7 S’’’7S’’7 NĐ II ZB7 ZI I- 7 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 60 2 ZII-7 = 16,1 + j15,4(Ω) + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B7 là: S7’’’ = S7 + ΔSB7 ΔSB7 ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ ++⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ += 0 dmB 2 maxn 02 dmB 2 maxN Q∆.n S.100.n S.U jP∆.n S.n S.P∆ = [0,12x(182 + 8,512)/2x252 + 2x0,029]+j [10,5x(182 + 8,512)/2x100x25 + 2x0,2] = 0,1078 + j 1,5801 MVA ⇒ S7’’’ = 18,1078 + j 10,0896 MVA + Công suất sau tổng trở ZII-7: S7’ = S7’’ - ΔQC7 = 18,1078 + j 8,9975 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-7): ΔSII-7 = 18,10782 + 8,99752 (16,1 + j 15,4) = 0,544 + j 0,5204 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZII-7 : S7’ = S7’’ +ΔSII-7 = 18,6518 + j 9,5179 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( II-7 ): SII-7 = S7’ - j ΔQC7 = 18,6518 + j 8,4253 MVA 2 2. Nhánh từ NĐII đến phụ tải 8: Trong đó: S8 = 29 + j 17,97 MVA ; j ΔQC8 = j 0,9086 MVAR 2 S8 S’8 SII -8 jQcc8jQcd8 S’’’8S’’8 NĐ II ZB8 ZI I- 8 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 61 ZII-8 = 4,67 + j 6,07 (Ω) + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B8 là: S8’’’ = S8 + ΔSB8 ΔSB8 ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ ++⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ += 0 dmB 2 maxn 02 dmB 2 maxN Q∆.n S.100.n S.U jP∆.n S.n S.P∆ = [0,12.(292 + 17,972)/2.252 + 2.0,029]+j [10,5x(292 + 17,972)/2.100.25 + 2x0,2] = 0,177 + j 3,0037 MVA ⇒ S8’’’ = 29,177 + j 20,975 MVA + Công suất sau tổng trở ZII-8: S8’ = S8’’ - ΔQC8 = 29,177 + j 20,0682 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-8): ΔSII-8 = 29,1772 + 20,06822 (4,67 + j 6,07) = 0,4839 + j 0,6291 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZII-8 : S8’ = S8’’ +ΔSII-8 = 29,6609 + j 20,6973 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( II-8 ): SII-8 = S8’ - j ΔQC8/2 = 29,6609 + j 19,7905 MVA 3. Nhánh từ NĐII - phụ tải 9 - phụ tải 4 Ta có: S9 = 29 + j 17,97 MVA j ΔQC9 = j 0,8289 MVAR 2 jQcc4 S9’’ NĐ II S’’’ ZB4 S’4 jQcd S’’4 ZII- S’9 jQcd S’’9 Z II - jQcc9 S9’’’’ ZB9 S9 SII-9 S9-4 S4 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 62 Ta có: S4 = 18 + j7,3544 MVA j ΔQC4 = j 0,3585 MVAR 2 ZII-9 = 5,25 + j 10,04 (Ω) Z9-4 = 3,69 + j 4,8 (Ω) + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B4 là: S4’’’ = S4 + ΔSB4 ΔSB4 = 0,1048 + j 1,5126 MVA ⇒ S4’’’ = 18,1048 + j 8,867 MVA + Công suất sau tổng trở Z9-4 : S9-4’’ = S4’’’ - ΔQC4 = 18,1048 + j 8,5085 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (9-4): ΔS9-4 = 18,1048 2 + j 8,50852 (3,69+ j 4,8) = 0,122 + j 0,1587 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở Z9-4 : S9-4’ = S9-4’’ +ΔS9-4 = 18,2268 + j 8,6672 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( 9-4 ): S9-4 = S9-4’ - j ΔQC4 = 18,2268 + j 8,3087 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB9 là : S9’’’’ = S9 +ΔSB9 ΔSB9 = 0,1697 + j 2,8442 MVA ⇒ S9’’’' = 29,1697 + j 20,8142 MVA + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B9 là: S9’’’ = S9’’’’ + S9-4 = 47,3965 + j 29,1229 MVA + Công suất sau tổng trở ZII-9 : SII 9’’ = S9’’’ - j ΔQC9 = 47 3965 + j 28 294 MVA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 63 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-9): ΔSII-9 = 47,3965 2 + 28,2942 (5,25 + j10,4) = 1,322 + j 2,6189 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZII-9 : SII-9’ = SII-9’’ +ΔSII-9 = 48,7185 + j 30,9129 MVA + Công suất cần có đầu đoạn đường dây ( II-9 ): SII-9 = SII-9’ - ΔQC9 = 48,7185 + j 30,084 MVA 2 4. Nhánh từ NĐI - phụ tải 1 - phụ tải 3 Ta có: S1 = 18 + j 11,16 MVA j ΔQC1 = j 0,9666 MVAR 2 Ta có: S3 = 29 + j 10,3 MVA j ΔQC3 = j 0,9753 MVAR 2 ZI-1 = 6,12 + j 12,13 (Ω) Z1-3 = 10,04 + j 13,05 (Ω) + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B3 là: S3’’’ = S3 + ΔSB3 ΔSB3 = 0,1489 + j 2,3889 MVA ⇒ S3’’’ = 29,1489 + j 12,6889 MVA + Công suất sau tổng trở Z1-3 : S1 3’’ = S3’’’ - ΔQC3 = 29 1489 + j 11 7136 MVA jQcc3 S1’’ NĐ I S’’’ ZB3 S’3 jQcd S’’3 Z1-3 S’1 jQcd S’’1 Z I-1 jQcc1 S1’’’’ ZB1 S1 SI-1 S1-3 S3 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 64 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (1-3): ΔS1-3 = 29,1489 2 + 11,71362 (10,04+ j 13,05) = 0,8189 +j 1,0643 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở Z1-3 : S1-3’ = S1-3’’ +ΔS1-3 = 29,9678 + j 12,7779 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( 1-3 ): S1-3 = S1-3’ - j ΔQC3 = 29,9678 + j 11,8026 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB1 là : S1’’’’ = S1 +ΔSB1 ΔSB1 = 0,1165 + j 1,7438 MVA ⇒ S1’’’' = 18,1165 + j 12,9038 MVA + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B1 là: S1’’’ = S1’’’’ + S1-3 = 48,0843 + j 24,7064 MVA + Công suất sau tổng trở ZI-1 : SI-1’’ = S1’’’ - j ΔQC1 = 48,0843 + j 23,7398 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-1): ΔSI-1 = 48,0843 2 + 23,73982 (6,12 + j 12,13) = 1,4545 + j 2,8828 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZI-1 : SI-1’ = SI-1’’ +ΔSI-1 = 49,5388 + j 26,6226 MVA + Công suất cần có đầu đoạn đường dây ( I-1 ): SI-1 = SI-1’ - j ΔQC1/2 = 49,5388 + j 25,656 MVA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 65 5. Nhánh từ NĐI - phụ tải 6 - phụ tải 5 5 Ta có: S6 = 38 + j 23,57 MVA j ΔQC6 = j 1,1079 MVAR 2 Ta có: S5 = 29 + j 9,5318 MVA j ΔQC5 = j 0,8634 MVAR 2 ZI-6 = 4,16 + j 12,49 (Ω) Z6-5 = 8,89 + j 11,55 (Ω) + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B5 là: S5’’’ = S5 + ΔSB5 ΔSB5 = 0,1475 + j 2,3569 MVA ⇒ S3’’’ = 29,1475 + j 11,8887 MVA + Công suất sau tổng trở Z6-5 : S6-5’’ = S5’’’ - ΔQC5 = 29,1475 + j 11,0253 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (6-5): ΔS6-5 = 29,1475 2 + 11,02352 (8,89+ j 11,55) = 0,7135 +j 0,927 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở Z6-5 : S6-5’ = S6-5’’ +ΔS6-5 = 29,816 + j 11,9523 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( 6-5 ): S6-5 = S6-5’ - j ΔQC5 = 29,861 + j 11,0889 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB6 là : jQcc3 S6’’ NĐ I S’’’ ZB5 S’5 jQcd S’’5 Z6-S’6 jQcd S’’6 Z I-6 jQcc6 S6’’’’ ZB6 S6 SI-6 S6-5 S5 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 66 S6’’’’ = S6 +ΔSB6 ΔSB6 = 0,374 + j 6,833 MVA ⇒ S6’’’' = 38,374 + j 30,403 MVA + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B6 là: S6’’’ = S6’’’’ + S6-5 = 68,235 + j 41,4919 MVA + Công suất sau tổng trở ZI-6 : SI-6’’ = S6’’’ - j ΔQC6 = 68,235 + j 40,384 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-6): ΔSI-6 = 68,235 2 + 40,3842 (4,16 + j 12,49) = 2,1614 + j 6,4895 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZI-6 : SI-6’ = SI-6’’ +ΔSI-6 = 70,3964 + j 46,8735 MVA + Công suất cần có đầu đoạn đường dây ( I-6 ): SI-6 = SI-6’ - j ΔQC6/2 = 70,3964 + j 45,7656 MVA 6. Nhánh từ NĐI - Phụ tải 2 - NĐII: Trong đó: S2 = 38 + j23,57 MVA j ΔQCI-2 = j 2,9035 MVAR 2 ΔQCII-2 = j 2,8268 MVA 2 ZI-2 = 14,94 + j 19,42 ZII-2 = 20,83 + j 19,92 (Ω) Chế độ cực đại NĐI phát 80% công suất đặt SF NĐI = 0,8 x ( 200 + j 123,94 ) = 160 + j 99,152 MVA Công suất mà NĐI phát đi nhánh I-2 là: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 67 SI-2 = SFNĐI - Std I - SI-1-3 - SI-6-5 - ΔSBI Std I = 0,08 x ( 160 + j 99,152 ) / 1,08 = 11,8519 + j 7,3446 MVA Công suất tại thanh cái hạ áp của NĐI là: SH I = SFNĐI - Std I = 148,1481 + j 91,8074 MVA Trạm có 4 MBA làm việc độc lập nên công suất qua 1 MBA là: SH I / 4 = 37,037 + j 22,9519 MVA Trong đó: SFNĐI = 160 + j 99,152 MVA SI-1-3 = 49,5388 + j 25,656 MVA SI-6-5 = 70,3964 + j 45,7656 MVA Std I = 11,8519 + j 7,3446 MVA ΔSBI là tổn thất công suất trong TBA tăng áp của NĐI ΔSBI = 4[0,26 (37,0372 + 22,95192 )/ 632 + 0,059 ] + 4j [10,5 (37,0372 + 22,95192) / 63.100 + 0,41] = 0,7335 + j 14,2969 MVA ⇒ SI-2 = 27,4794 + j 6,0894 MVA + Công suất trước tổng trở ZI-2 : SI-2’ = SI-2 + ΔQCI-2 = 27,4794 + j 8,9929 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-2): ΔSI-2 = 27,4794 2 + 8,99292 (14,94 + j19,42) = 1,0322 + j 1,3417 MVA 1102 + Công suất sau tổng trở ZI-2 : S’’I-2 = S’I-2 - ΔSI-2 = 26,4472 + j 7,6512 MVA + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B2 là: SI-2’'' = S’’I-2 + j ΔQC2 = 26,4472 + j 10,5547 MVA 2 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 68 + Công suất trước tổng trở ZB2 : S’’2 = S2 + ΔSB2 ΔSB2 = 0,2116+ j 3,7605 MVA Có S'''II-2 = S2 + ΔSB2 - S'''I-2 = 11,7644+ j 16,7758 MVA S''II-2 = S'''II-2 - j QcII-2/2 = 11,7644 + j 13,949 MVA + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-2): ΔSII-2 = 11,7644 2 + 13,9492 (20,83 + j 19,92 ) = 0,5732 + j 0,5482 MVA 1102 SII-2 = S''II-2 + ΔSII-2 - j QcII-2/2 = 12,3376 + j 11,6704 MVA Như vậy ta có: Công suất tại thanh góp cao áp của NĐII là: SII yc = SII-7 + SII-8 + SII-9-4 + SII-2 = 109,3688 + j 69,9702 MVA NĐII có 3 MBA nên công suất qua 1 MBA là: 36,4563 + j 23,3234 MVA + Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của NĐII: ΔSBII = 3[0,26 (36,45632 + 23,32342 )/ 632 + 0,059 ] + 3j [10,5 (36,45632 + 23,32342) / 63.100 + 0,41] = 0,5451 + j 10,5982 MVA + Công suất tự dùng của NĐII: Std NĐII = Std HT - Std NĐI = 9,3981 + j 5,8254 MVA Công suất cần có tại đầu cực máy phát của NĐII: SF NĐII = SII yc + ΔSBII + Std NĐII = 119,312 + j 86,3938 MVA Chế độ max NĐII phát với lượng công suất: 119,312 x 100/150 = 79,54% Vậy ở chế độ max 2 nhà máy hoàn toàn cung cấp đủ CSTD cho hệ thống. Các tổ máy vận hành đảm bảo hiệu quả kinh tế. Tổng CSPK yêu cầu của hệ thống: Qyc HT = 99,152+86,3938 = 185,5458 MVAR Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 69 Tổng CSPK phát của 2 nhà máy: QF = 119,312 x tg( arccos 0,85 ) + 99,152 = 173,0949 MVAR Qyc > QF nên cần bù cưỡng bức CSPK. Vậy NĐII vận hành với 119,312 x tgϕ = 86,3938 ⇒ cosϕ = 0,81 Bảng tổng kết chế độ max NĐI NĐII Lượng công suất phát 80% Pđm 79,54% Pđm PF ( MW ) 160 119,312 cosϕ 0,85 0,81 VII.2.TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ CỰC TIỂU Ở chế độ phụ tải min thì công suất phụ tải bằng 50% công suất phụ tải ở chế độ max, ta cần phải cắt thiết bị bù và phải xét trường hợp cắt 1 MBA để giảm tổn thất không tải của MBA. Điều kiện để cắt bỏ 1MBA là: Spt < SCF = Sđm B x n 0 P∆ P∆.2 Phụ tải P(MW) Q(MVAR) S(MVA) Sđm (MVA) SCF (MVA) Kết luận 1 9 5,88 10,59 16 11,25 Cắt 2 19 11,774 22,35 32 22,23 Không cắt 3 14,5 8,985 17,06 25 17,37 Cắt 4 9 5,85 10,59 16 11,25 Cắt 5 14,5 8,985 17,06 25 17,37 Cắt 6 19 11,774 22,35 32 22,23 Không cắt 7 9 5,58 10,59 16 11,25 Cắt Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 70 8 14,5 8,985 17,06 25 17,37 Cắt 9 14,5 8,985 17,06 25 17,37 Cắt 1. Nhánh từ NĐII - phụ tải 7: Trong đó: S7 = 9 + j 5,58 MVA ; j ΔQC7 = j 1,913 MVAR 2 ZII-7 = 16,1 + j 15,4 (Ω) + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B7 là: S7’’’ = S7 + ΔSB7 ΔSB7 ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ ++⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ += 0 dmB 2 maxn 02 dmB 2 maxN Q∆.n S.100.n S.U jP∆.n S.n S.P∆ = [0,12x(92 + 5,582)/2x162 + 0,021]+j [10,5x(92 + 5,582)/2x100x16 + 0,136] = 0,0582 + j 0,88 MVA ⇒ S7’’’ = 9,0582 + j 6,46 MVA + Công suất sau tổng trở ZII-7: S7’ = S7’’ - ΔQC7 = 9,0582 + j 4,547 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-7): ΔSII-7 = 9,05822 + 4,5472 (16,1 + j 15,4) = 0,1369 + j 0,1307 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZII-7 : S7’ = S7’’ +ΔSII-7 = 9,1951 + j 4,6777 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( II-7 ): SII-7 = S7’ - j ΔQC7 = 9,1951 + j 2,7647 MVA 2 2. Nhánh từ NĐII đến phụ tải 8: S8 = 14,5 + j 8,985 MVA ; j ΔQC8 = j 0,9086 MVAR 2 ZII-8 = 4,67 + j 6,07 (Ω) Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 71 + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B8 là: S8’’’ = S8 + ΔSB8 ΔSB8 ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ ++⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ += 0 dmB 2 maxn 02 dmB 2 maxN Q∆.n S.100.n S.U jP∆.n S.n S.P∆ = [0,12.(14,52 + 8,9852)/252 + 0,029]+j [10,5x(14,52 + 8,9852)/100.25 + 0,2] = 0,0846 + j 1,4154 MVA ⇒ S8’’’ = 14,5846 + j 10,4 MVA + Công suất sau tổng trở ZII-8: S8’ = S8’’ - ΔQC8 = 14,5846 + j 9,4932 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-8): ΔSII-8 = 14,58462 + 9,49322 (4,67 + j 6,07) = 0,1169 + j 0,1519 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZII-8 : S8’ = S8’’ +ΔSII-8 = 14,7015 + j 9,6451 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( II-8 ): SII-8 = S8’ - j ΔQC8/2 = 14,7015 + j 8,7383 MVA 3. Nhánh từ NĐII - phụ tải 9 - phụ tải 4 Ta có: S9 = 14,5 + j 8,985 MVA j ΔQC9 = j 1,6033 MVAR 2 Ta có: S4 = 9 + j 5,58 MVA j ΔQC4 = j 0,7194 MVAR 2 ZII-9 = 5,25 + j 10,04 (Ω) Z9-4 = 3,69 + j 4,8 (Ω) + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B4 là: S4’’’ = S4 + ΔSB4 ΔSB4 = 0,058 + j 0,8719 MVA ⇒ S4’’’ = 9,058 + j 6,4519 MVA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 72 + Công suất sau tổng trở Z9-4 : S9-4’’ = S4’’’ - ΔQC4 = 9,058 + j 5,7325 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (9-4): ΔS9-4 = 9,058 2 + j 5,73252 (3,69+ j 4,8) = 0,035 + j 0,0456 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở Z9-4 : S9-4’ = S9-4’’ +ΔS9-4 = 9,093 + j 5,7781 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( 9-4 ): S9-4 = S9-4’ - j ΔQC4 = 9,093 + j 5,0587 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB9 là : S9’’’’ = S9 +ΔSB9 ΔSB9 = 0,085 + j 1,4221 MVA ⇒ S9’’’' = 14,585 + j 10,4071 MVA + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B9 là: S9’’’ = S9’’’’ + S9-4 = 23,678 + j 15,4658 MVA + Công suất sau tổng trở ZII-9 : SII-9’’ = S9’’’ - j ΔQC9 = 23,678 + j 13,8625 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-9): ΔSII-9 = 23,678 2 + 13,86252 (5,25 + j10,4) = 0,3266 + j 0,6471 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZII-9 : SII-9’ = SII-9’’ +ΔSII-9 = 24,0046 + j 14,5096 MVA + Công suất cần có đầu đoạn đường dây ( II-9 ): Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 73 SII-9 = SII-9’ - ΔQC9 = 24,0046 + j 12,9063 MVA 2 4. Nhánh từ NĐI - phụ tải 1 - phụ tải 3 Ta có: S1 = 9 + j 5,58 MVA j ΔQC1 = j 1,898 MVAR 2 S3 = 14,5 + j 8,985MVA j ΔQC3 = j 1,9505 MVAR 2 ZI-1 = 6,12 + j 12,13 (Ω) Z1-3 = 10,04 + j 13,05 (Ω) + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B3 là: S3’’’ = S3 + ΔSB3 ΔSB3 = 0,085 + j 1,4221 MVA ⇒ S3’’’ = 14,585 + j 10,4071 MVA + Công suất sau tổng trở Z1-3 : S1-3’’ = S3’’’ - ΔQC3 = 14,585 + j 8,5466 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (1-3): ΔS1-3 = 14,585 2 + 8,45662 (10,04+ j 13,05) = 0,2443 +j 0,3066 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở Z1-3 : S1-3’ = S1-3’’ +ΔS1-3 = 14,8293 + j 8,7632 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( 1-3 ): S1-3 = S1-3’ - j ΔQC3 = 14,8293 + j 6,8127 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB1 là : S1’’’’ = S1 +ΔSB1 ΔSB1 = 0,058 + j 0,8719 MVA ⇒ S1’’’' = 9,058 + j 6,4519 MVA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 74 + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B1 là: S1’’’ = S1’’’’ + S1-3 = 23,8873 + j 13,2646 MVA + Công suất sau tổng trở ZI-1 : SI-1’’ = S1’’’ - j ΔQC1 = 23,8873 + j 11,3666 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-1): ΔSI-1 = 23,8873 2 + 11,36662 (6,12 + j 12,13) = 0,354 + j 0,7015 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZI-1 : SI-1’ = SI-1’’ +ΔSI-1 = 24,2413 + j 12,0681 MVA + Công suất cần có đầu đoạn đường dây ( I-1 ): SI-1 = SI-1’ - j ΔQC1/2 = 24,2413 + j 10,1701 MVA 5. Nhánh từ NĐI - phụ tải 6 - phụ tải 5 Ta có: S6 = 19 + j 11,774 MVA j ΔQC6 = j 2,0343 MVAR 2 Ta có: S5 = 14,5 + j 8,985MVA j ΔQC5 = j 1,7267 MVAR 2 ZI-6 = 4,16 + j 12,49 (Ω) Z6-5 = 8,89 + j 11,55 (Ω) + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B5 là: S5’’’ = S5 + ΔSB5 ΔSB5 = 0,085 + j 1,4221 MVA ⇒ S3’’’ = 14,585 + j 10,4071 MVA + Công suất sau tổng trở Z6-5 : S6-5’’ = S5’’’ - ΔQC5 = 14,585 + j 8,6804 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (6-5): Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 75 ΔS6-5 = 14,585 2 + 8,68042 (8,89+ j 11,55) = 0,2117 +j 0,275 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở Z6-5 : S6-5’ = S6-5’’ +ΔS6-5 = 14,7967 + j 8,9554 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( 6-5 ): S6-5 = S6-5’ - j ΔQC5 = 14,7967 + j 7,2287 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB6 là : S6’’’’ = S6 +ΔSB6 ΔSB6 = 0,1869 + j 3,4148 MVA ⇒ S6’’’' = 19,1869 + j 15,1888 MVA + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B6 là: S6’’’ = S6’’’’ + S6-5 = 33,9836 + j 22,4175 MVA + Công suất sau tổng trở ZI-6 : SI-6’’ = S6’’’ - j ΔQC6 = 33,9836 + j 20,3832 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-6): ΔSI-6 = 33,9836 2 + 20,38322 (4,16 + j 12,49) = 0,5399 + j 1,621 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZI-6 : SI-6’ = SI-6’’ +ΔSI-6 = 34,5235 + j 22,0042 MVA + Công suất cần có đầu đoạn đường dây ( I-6 ): SI-6 = SI-6’ - j ΔQC6/2 = 34,5235 + j 19,9699 MVA 6. Nhánh từ NĐI - Phụ tải 2 - NĐII: Trong đó: S2 = 19 + j 11,77MVA ΔQCI-2 = j 2,9035 MVAR Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 76 j 2 ΔQCII-2 = j 2,8268 MVA 2 ZI-2 = 14,94 + j 19,42 ZII-2 = 20,83 + j 19,92 (Ω) Chế độ cực tiểu NĐII phát 2 tổ máy với 75% công suất đặt SF NĐII = 75 + j 46,4808 MVA Công suất mà NĐII phát đi nhánh II-2 là: SII-2 = SFNĐII - Std II - SII-7 - SII-8 - ΔSBI - SII-9-4 Std II = 0,08 x (75 + j 46,4808) / 1,08 = 5,5556 + j 3,443 MVA Công suất tại thanh cái hạ áp của NĐII là: SH II = SFNĐII - Std II = 49,4444 + j 43,0378 MVA Trạm có 2 MBA làm việc độc lập nên công suất qua 1 MBA là: SH II / 2 = 34,7222 + j 21,5189MVA Trong đó: SFNĐII = 75 + j 46,4808 MVA SII-7 = 9,1951 +j 2,7647 MVA SII-8 = 14,7015+j 8,7383 MVA SII-9-4 = 24,0046 + j 12,9063 MVA Std II = 5,5556 + j 3,443 MVA ΔSBII là tổn thất công suất trong TBA tăng áp của NĐII ΔSBII = 2[0,26 (34,72222 + 21,51892 )/ 632 + 0,059 ] + 2j [10,5 (34,72222 + 21,51892) / 63.100 + 0,41] = 0,3366 + j 6,3843 MVA ⇒ SII-2 = 21,2066 + j 15,6872 MVA + Công suất trước tổng trở ZII-2 : Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 77 SII-2’ = SI-2 + ΔQCI-2 = 21,2066 + j 18,514 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-2): ΔSII-2 = 21,2066 2 + 18,5142 (20,83 + j19,92) = 1,3643 + j 1,3047 MVA 1102 + Công suất sau tổng trở ZII-2 : S’’II-2 = S’II-2 - ΔSII-2 = 19,8423 + j 17,2093 MVA + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B2 là: SII-2’'' = S’’II-2 + j ΔQC2 = 19,8423 + j 20,0361 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB2 : S’’2 = S2 + ΔSB2 ΔSB2 = 0,1054+ j 1,3001 MVA Có S'''I-2 = S2 + ΔSB2 - S'''II-2 = - 0,7369 - j 6,9617 MVA + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-2): ΔSI-2 = 0,7369 2 + 6,9172 (14,97 + j 19,42 ) = 0,0606 + j 0,0787 MVA 1102 SI-2 = S''I-2 + ΔSI-2 - j QcII-2/2 = - 0,6763 - j 12,69 MVA Như vậy ta có: Công suất tại thanh góp cao áp của NĐI là: SI yc = SI-2 + SI-1-3 + SI-6-5 = 58,0885 + j 17,45 MVA NĐI có 2 MBA nên công suất qua 1 MBA là: 29,0443 + j 8,725 MVA + Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của NĐI: ΔSBI = 2[0,26 (29,04432 + 8,7252 )/ 632 + 0,059 ] + 2j [10,5 (29,04432 + 8,7252) / 63.100 + 0,41] = 0,2385 + j 3,8877 MVA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 78 + Công suất tự dùng của NĐI: Std NĐI = Std HT - Std NĐII = 3,5555 + j 2,2032 MVA Công suất cần có tại đầu cực máy phát của NĐI: SF NĐI = SI yc + ΔSBI + Std NĐI = 61,8825 + j 23,5409 MVA Chế độ min NĐI phát với lượng công suất: 61,8825 x 100/100 = 61,88% Vậy ở chế độ min 2 nhà máy hoàn toàn cung cấp đủ CSTD cho hệ thống. Các tổ máy vận hành đảm bảo hiệu quả kinh tế. 61,8825 x tgϕ = 23,5409 ⇒ cosϕ = 0,9347 Bảng tổng kết chế độ min NĐI NĐII Lượng công suất phát 61,88% Pđm 75% Pđm PF ( MW ) 61,8825 75 cosϕ 0,9347 0,85 VII.3. TÍNH CHẾ ĐỘ SỰ CỐ Để tính chính xác chế độ sự cố ta lần lượt xét sự cố từng nhánh độc lập và phân bố lại công suất trên nhánh (Quá trình tính toán như trường hợp phụ tải max). Khi xét sự cố ta xét riêng sự cố đối với từng nhánh một, không xét sự cố xếp chồng. Trường hợp sự cố một tổ máy có công suất lớn nhất: cụ thể ở đây ta giả thiết xảy ra sự cố một tổ máy của nhà máy NĐI có công suất 50 MW. Như vậy ta cần phải phân bố lại công suất trên nhánh dây liên lạc như sau: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 79 Khi xảy ra sự cố một tổ máy của NĐII thì NĐII còn lại 2 tổ máy, để đảm bảo cung cấp đủ công suất cho phụ tải ta cho NĐII phát 100% công suất đặt của 2 tổ máy. Khi đó công suất phát của NĐI sẽ là: SF NĐI = 100 + j 61,97 MVA + Công suất tự dùng NĐII: Std = 8 SF = 8 (100 + j 61,97 ) = 8 + j 4,9576 MVA 100 100 + Công suất tại thanh cái hạ áp của NĐI là: SH II = SFNĐII - Std II = 92,5926 + j 57,3796 MVA Trạm có 2 MBA làm việc độc lập nên công suất qua 1 MBA là: SH I / 2 = 46,2963 + j 28,6898 MVA Trong đó: SFNĐI = 100 + j 61,97 MVA SII-7 = 18,6518 + j 8,4252 MVA SII-8 = 29,6609 + j 19,7905 MVA Std II = 8 + j 4,9576 MVA ΔSBII là tổn thất công suất trong TBA tăng áp của NĐII ΔSBII = 0,5017 + j10,584 MVA ⇒ SII-2 = - 5,5329 + j 11,8713 MVA + Công suất trước tổng trở ZII-2 : SII-2’ = SII-2 + ΔQC2 = - 5,5329 - j 9,0445 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-2): ΔSII-2 = 5,5329 2 + 9,04452 (20,83 + j 19,92) = 0,1935+j 0,1851 MVA 1102 + Công suất sau tổng trở ZII-2 : S’’II-2 = S’II-2 + ΔSII-2 = - 5,3394 - j 8,8594 MVA + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B2 là: S’II 2 = S’’II 2 + j ΔQC2 = - 5 3394 - j 6 0326 MVA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 80 2 + Công suất trước tổng trở ZB2 : S’’2 = S2 + ΔSB2 Trong đó ΔSB2 = 0,2116 + j 3,7605 MVA S '''I-2 = S2 + ΔSB2 - S'''II-2 = 43,551 + j 36,1899 MVA + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-2): ΔSI-2 = 43,551 2 + 36,18992 (14,94 + j 19,42) = 3,959 + j 5,1461 MVA 1102 SI-2 = S''I-2 + ΔSI-2 - j Qc2 = 47,51 + j 38,4325 MVA Như vậy ta có: Công suất tại thanh góp cao áp của NĐI là: SI yc = SI-2 + SI-1-3 + SI-6-5 = 167,4452 + j 109,8541 MVA + Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của NĐI: ΔSBI = 4[0,26 (41,86132 + 27,46352 )/ 632 + 0,059 ] + 4j [10,5 (41,86132 + 27,46352) / 63.100 + 0,41] = 0,8928 + j 18,3547 MVA + Công suất tự dùng của NĐI: Std NĐI = Std HT - Std NĐII = 14,2222 + j 8,8145 MVA Công suất cần có tại đầu cực máy phát của NĐI: SF NĐI = SI yc + ΔSBI + Std NĐI = 182,5602 + j 137,0333 MVA Chế độ sự cố NĐI phát với lượng công suất: 182,5602 x 100/200 = 91,28% cosϕ = 0,8 Vậy ở chế độ sự cố 2 nhà máy hoàn toàn cung cấp đủ công suất cho hệ thống. Các tổ máy vận hành đảm bảo hiệu quả kinh tế. Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 81 CHƯƠNG VIII TÍNH TOÁN ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP VIII.1.Tính điện áp trong các chế độ Trong các chế độ cực đại và sau sự cố lấy UHT = 121 KV, còn trong chế độ cực tiểu chọn UHT = 115 KV. 1. Chế độ phụ tải cực đại a. Tính điện áp giữa hai nhà máy Trong chế độ max có: S' I-2 = 27,4794 + j 8,9929 MVA Z I-2 = 14,94 + j 19,42 Ω S'' II-2 = 11,7644 + j 13,949 MVA Z II-2 = 20,83 + j 19,92 Ω Lấy điện áp trên thanh cái cao áp NĐI là 121 KV Tổn thất điện áp trên Z I-2 là ΔUI-2 = (27,4794x14,84 + 8,9929x19,42)/121 = 4,8362 ( KV) - Điện áp tại nút phụ tải 2 là: U2 = 121 - 4,8362 = 116,1638 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z II-2 là ΔUII-2 = (11,7644x20,83 + 13,949x19,42)/116,1638 = 4,5015 ( KV) - Điện áp tại thanh cái của NĐII là: U C II = U2 + ΔUII-2 = 120,6653 ( KV ) b. Tính điện áp tại nút phụ tải: * Phụ tải 7 Thông số tính toán: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 82 S' 7 = 18,6518 + j 9,519 MVA Z II-7 = 16,1 + j 15,4 Ω S''' 7 = 18,1078 + j 10,9105 MVA Z b7 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-7 là ΔUII-7 = (18,6518 x16,1 + 9,519 x15,4)/121 = 3,6933 ( KV) - Điện áp phía cao áp của MBA là: UC7 = 121 - 3,6933 = 117,3067 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b7 là ΔUb7 = (18,1078 x1,27 + 10,9105 x27,95)/ 117,3067 = 2,5996 ( KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH7 = 117,3067 - 2,5996 = 114,7071 ( KV ) * Phụ tải 8 Thông số tính toán: S' 8 = 29,6099 + j 20,6973 MVA Z II-8 = 4,67 + j 6,07 Ω S''' 8 = 29,1777 + j 20,975 MVA Z b8 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-8 là ΔUII-8 = (29,6609 x4,67 + 20,6973 x6,07)/121 = 2,1831 ( KV) - Điện áp phía cao áp của MBA là: UC8 = 121 - 2,1831 = 118,817 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b8 là ΔUb8 = (29,1777 x1,27 + 20,975 x27,95)/ 118,817 = 5,2459 ( KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH8 = 118,817 - 5,2459 = 113,5711 ( KV ) * Phụ tải 9,4 Thông số tính toán: S' 9 = 48,7185 + j 30,9129 MVA Z II-9 = 5,25 + j 10,4 Ω Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 83 S'''' 9 = 29,1697 + j 20,8142 MVA Z b9 = 1,27 + j 27,95Ω S' 9-4 = 18,2635 + j 12,3971 MVA Z 9-4 = 3,69 + j 4,8 Ω S'''9-4 = 18,1179 + j 12,9272 MVA Z b4 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-9 là ΔUII-9 = 4,7701 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 9 là: UC9 = 121 - 4,7701 = 116,2299 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b9 là ΔUb9 = 5,324 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH9 = 116,2299 - 5,324 = 110,9059 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 9-4 là ΔU9-4 = 1,0972 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC4 = 116,2299 - 1,0972 = 115,1327 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b4 là ΔUb4 = 3,3381 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH4 = 115,1327 - 3,3381 = 111,7946 ( KV ) * Phụ tải 1,3 Thông số tính toán: S' 1 = 49,5388 + j 26,6226MVA Z I-1 = 6,12 + j 12,13 Ω Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 84 S'''' 1 = 18,1165 + j 12,9038MVA Z b1 = 2,19 + j 43,55 Ω S' 1-3 = 29,9678 + j 12,7779 MVA Z 1-3 = 10,4 + j 13,05 Ω S''' 1-3 = 29,1489 + j 12,6889 MVA Z b3 = 1,27 + j 27,95 Ω Tổn thất điện áp trên Z I-1 là ΔUI-1 = 5,1744 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 1 là: UC1 = 121 - 5,1744 = 115,8256 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b1 là ΔUb1 = 5,1943 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH9 =115,8256 - 5,1943 = 110,6313 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 1-3 là ΔU1-3 = 4,1305 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC3 = 115,8256 - 4,1305 = 111,6951 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b3 là ΔUb3 = 3,3066 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH3 = 111,6951 - 3,3066 = 108,1885 ( KV ) * Phụ tải 6,5 Thông số tính toán: S' 6 = 70,3964 + j 46,8735 MVA Z I-6 = 4,16 + j 12,49 Ω Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 85 S'''' 6 = 38,235 + j 41,4919 MVA Z b6 = 0,935 + j 21,75 Ω S' 6-5 = 29,861 + j 11,0889 MVA Z 6-5 = 8,89 + j 11,55 Ω S''' 6-5 = 29,1475 + j 11,8887 MVA Z b5 = 1,27 + j 27,95 Ω Tổn thất điện áp trên Z I-6 là ΔUI-6 = 7,2587 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 6 là: UC6 = 121 - 7,2587 = 113,7413 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b6 là ΔUb6 = 8,2485 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH6 =113,7413 - 8,2485 = 105,4928 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 6-5 là ΔU6-5 = 3,46 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC5 = 113,7413 - 3,46 = 110,2813 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b5 là ΔUb5 = 3,3488 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH3 = 110,2813 - 3,3488 = 106,9325 ( KV ) 2. Chế độ phụ tải cực tiểu a. Tính điện áp giữa hai nhà máy Trong chế độ min có: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 86 S' I-2 = - 0,6763 - j 9,7865 MVA Z I-2 = 14,94 + j 19,42 Ω S'' II-2 = 19,8423 + j 17,2093 MVA Z II-2 = 20,83 + j 19,92 Ω Lấy điện áp trên thanh cái cao áp NĐI là 115 KV Tổn thất điện áp trên Z I-2 là ΔUI-2 = (0,6763x14,84 + 9,7865x19,42)/115 = 1,7405 ( KV) - Điện áp tại nút phụ tải 2 là: U2 = 115 - 1,7405 = 113,2595 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z II-2 là ΔUII-2 = (18,8423x20,83 + 17,2093x19,42)/ 113,2595 = 6,4933 ( KV) - Điện áp tại thanh cái của NĐII là: U C II = U2 + ΔUII-2 = 119,7577 ( KV ) b. Tính điện áp tại nút phụ tải: * Phụ tải 7 Thông số tính toán: S' 7 = 9,1951 + j 4,6777 MVA Z II-7 = 16,1 + j 15,4 Ω S''' 7 = 9,0582 + j 6,46 MVA Z b7 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-7 là ΔUII-7 = (9,1951 x16,1 + 4,6777 x15,4)/ 115 = 1,9137 ( KV) - Điện áp phía cao áp của MBA là: UC7 = 115 - 1,9137 = 113,0863 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b7 là ΔUb7 = (9,0582 x1,27 + 6,46 x27,95)/ 113,0863 = 1,6984 ( KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH7 = 113,0863 - 1,6984 = 111,3879 ( KV ) * Phụ tải 8 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 87 Thông số tính toán: S' 8 = 14,7015 + j 9,6451 MVA Z II-8 = 4,67 + j 6,07 Ω S''' 8 = 14,5846 + j 10,4 MVA Z b8 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-8 là ΔUII-8 = (14,7015 x4,67 + 9,6451 x6,07)/115 = 1,1061 ( KV) - Điện áp phía cao áp của MBA là: UC8 = 115 - 1,1061 = 113,8939 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b8 là ΔUb8 = (14,5846 x1,27 + 10,4 x27,95)/ 113,8939 = 2,7148 ( KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH8 = 113,8939 - 2,7148 = 111,1791 ( KV ) * Phụ tải 9,4 Thông số tính toán: S' 9 = 24,0046 + j 14,5096 MVA Z II-9 = 5,25 + j 10,4 Ω S'''' 9 = 14,585 + j 10,4071 MVA Z b9 = 1,27 + j 27,95Ω S' 9-4 = 9,093 + j 5,7781 MVA Z 9-4 = 3,69 + j 4,8 Ω S'''9-4 = 23,678 + j 15,4658 MVA Z b4 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-9 là ΔUII-9 = 2,408 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 9 là: UC9 = 115 - 2,408 = 112,592 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b9 là ΔUb9 = 2,748 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 88 UH9 = 112,592 - 2,748 = 109,844 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 9-4 là ΔU9-4 = 0,5284 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC4 = 112,592 - 0,5284 = 112,008 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b4 là ΔUb4 = 4,1266 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH4 = 112,008 - 4,1266 = 107,8814 ( KV ) * Phụ tải 1,3 Thông số tính toán: S' 1 = 24,2413 + j 12,0681 MVA Z I-1 = 6,12 + j 12,13 Ω S'''' 1 = 9,058 + j 6,4519 MVA Z b1 = 2,19 + j 43,55 Ω S' 1-3 = 14,8293 + j 8,7623 MVA Z 1-3 = 10,4 + j 13,05 Ω S''' 1-3 = 14,585 + j 10,4071 MVA Z b3 = 1,27 + j 27,95 Ω Tổn thất điện áp trên Z I-1 là ΔUI-1 = 1,2729 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 1 là: UC1 = 115 - 1,2729 = 113,7271 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b1 là ΔUb1 = 2,4707 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 89 UH9 =113,7271 - 2,4707 = 111,2564 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 1-3 là ΔU1-3 = 2,414 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC3 = 111,2564 - 2,414 = 108,8424 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b3 là ΔUb3 = 2,8427 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH3 = 108,8424 - 2,8427 = 105,9997 ( KV ) * Phụ tải 6,5 Thông số tính toán: S' 6 = 34,5235 + j 22,0042 MVA Z I-6 = 4,16 + j 12,49 Ω S'''' 6 = 19,1869 + j 15,1888 MVA Z b6 = 0,935 + j 21,75 Ω S' 6-5 = 14,7967 + j 8,9554 MVA Z 6-5 = 8,89 + j 11,55 Ω S''' 6-5 = 14,585 + j 10,4071 MVA Z b5 = 1,27 + j 27,95 Ω Tổn thất điện áp trên Z I-6 là ΔUI-6 = 3,6387 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 6 là: UC6 = 115 - 3,6387= 111,3613 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b6 là ΔUb6 = 3,1276 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 90 UH6 =111,3613 - 3,1276 = 108,2337 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 6-5 là ΔU6-5 = 2,1891 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC5 = 111,3613 - 2,1891 = 109,1722 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b5 là ΔUb5 = 2,8341 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH3 = 109,1722 - 2,8341 = 106,3381 ( KV ) 3. Chế độ sự cố a. Tính điện áp giữa hai nhà máy Trong chế độ sự cố có: S' I-2 = 47,51 + j 38,4325 MVA Z I-2 = 14,94 + j 19,42 Ω S'' II-2 = - 5,5329 - j 9,0445 MVA Z II-2 = 20,83 + j 19,92 Ω Lấy điện áp trên thanh cái cao áp NĐII là 121 KV Tổn thất điện áp trên Z I-2 là ΔUII-2 = (5,5329x20,83 + 9,0445x19,92)/121 = 3,9304 ( KV) - Điện áp tại nút phụ tải 2 là: U2 = 121 - 3,9304 = 117,0676 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z I-2 là ΔUI-2 = (47,51x14,95 + 38,4325x19,42)/117,0676 = 12,4427 ( KV) - Điện áp tại thanh cái của NĐI là: U C I = U2 + ΔUI-2 = 129,5103 ( KV ) b. Tính điện áp tại nút phụ tải: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 91 * Phụ tải 7 Thông số tính toán: S' 7 = 18,7138 + j 11,5563 MVA Z II-7 = 16,1 + j 15,4 Ω S''' 7 = 18,1165 + j 12,898 MVA Z b7 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-7 là ΔUII-7 = (18,7138 x16,1 + 11,5563 x15,4)/129,5103 = 3,7006 ( KV) - Điện áp phía cao áp của MBA là: UC7 = 129,5103 - 3,7006 = 125,3312 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b7 là ΔUb7 = (18,1165 x1,27 + 12,898 x27,95)/ 125,3312 = 3,0603 ( KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH7 = 125,3175 - 3,0603 = 122,2572 ( KV ) * Phụ tải 8 Thông số tính toán: S' 8 = 29,6099 + j 20,6973 MVA Z II-8 = 4,67 + j 6,07 Ω S''' 8 = 29,1777 + j 20,975 MVA Z b8 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-8 là ΔUII-8 = (29,6609 x4,67 + 20,6973 x6,07)/129,5103 = 2,0472 ( KV) - Điện áp phía cao áp của MBA là: UC8 = 129,5103 - 2,0472 = 126,9846 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b8 là ΔUb8 = (29,1777 x1,27 + 20,975 x27,95)/ 126,9846 = 4,9085 ( KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH8 = 126,9846 - 4,9085 = 122,0761 ( KV ) Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 92 * Phụ tải 9,4 Thông số tính toán: S' 9 = 48,7185 + j 30,9129 MVA Z II-9 = 5,25 + j 10,4 Ω S'''' 9 = 29,1697 + j 20,8142 MVA Z b9 = 1,27 + j 27,95Ω S' 9-4 = 18,2635 + j 12,3971 MVA Z 9-4 = 3,69 + j 4,8 Ω S'''9-4 = 18,1179 + j 12,9272 MVA Z b4 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-9 là ΔUII-9 = 4,6982 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 9 là: UC9 = 129,5103 - 4,6982 = 124,3336 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b9 là ΔUb9 = 4,9772 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH9 = 124,3336 - 4,9772 = 119,3564 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 9-4 là ΔU9-4 = 1,0206 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC4 = 124,3336 - 1,0206= 123,313 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b4 là ΔUb4 = 3,1167 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH4 = 123,313 - 3,1167 = 120,1963 ( KV ) * Phụ tải 1,3 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 93 Thông số tính toán: S' 1 = 49,5388 + j 26,6226MVA Z I-1 = 6,12 + j 12,13 Ω S'''' 1 = 18,1165 + j 12,9038MVA Z b1 = 2,19 + j 43,55 Ω S' 1-3 = 29,9678 + j 12,7779 MVA Z 1-3 = 10,4 + j 13,05 Ω S''' 1-3 = 29,1489 + j 12,6889 MVA Z b3 = 1,27 + j 27,95 Ω Tổn thất điện áp trên Z I-1 là ΔUI-1 = 5,4186 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 1 là: UC1 = 129,0318 - 5,4186 = 123,6133 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b1 là ΔUb1 = 4,8754 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH9 =123,6123 - 4,8754 = 118,7369 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 1-3 là ΔU1-3 = 2,1289 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC3 = 123,6133 - 2,1289 = 121,4844 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b3 là ΔUb3 = 5,0988 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH3 = 121,4844 - 5,0988 = 116,3856 ( KV ) * Phụ tải 6,5 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 94 Thông số tính toán: S' 6 = 70,3964 + j 46,8735 MVA Z I-6 = 4,16 + j 12,49 Ω S'''' 6 = 38,235 + j 41,4919 MVA Z b6 = 0,935 + j 21,75 Ω S' 6-5 = 29,861 + j 11,0889 MVA Z 6-5 = 8,89 + j 11,55 Ω S''' 6-5 = 29,1475 + j 11,8887 MVA Z b5 = 1,27 + j 27,95 Ω Tổn thất điện áp trên Z I-6 là ΔUI-6 = 7,5066 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 6 là: UC6 = 129,5103 - 7,5066 = 121,5252 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b6 là ΔUb6 = 5,7322 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH6 =121,5252 - 5,7322 = 115,793 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 6-5 là ΔU6-5 = 4,1237 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC5 = 121,5252 - 4,1237 = 117,4015 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b5 là ΔUb5 = 5,2747 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH3 = 117,4015 - 5,2747 = 112,1268 ( KV ) Bảng tổng kết điện áp các nút trong các chế độ Max, Min, Sự cố Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 95 Phụ tải Chế độ max Chế độ min Chế độ sự cố U C i (KV) U H i (KV) U C i (KV) U H i (KV) U C i (KV) U H i(KV) 1 114,4735 109,6099 105,9456 103,1184 117,9113 113,1895 2 116,8761 111,9937 105,5716 102,6409 117,316 112,4519 3 117,6662 112,763 106,063 103,239 118,1033 113,2182 4 115,1556 111,4826 104,2388 101,3372 115,6016 112,0327 5 117,0214 112,5693 112,8621 110,1207 106,8534 101,9776 6 116,0132 110,6748 112,4282 109,6762 105,7532 99,9387 7 113,8479 110,7012 111,1406 108,4456 103,3452 99,8716 8 115,8157 110,4727 110,3654 107,562 108,9671 103,2883 9 114,792 109,3024 107,6104 104,7997 111,3617 105,703 U C I 121 115 111,1814 U C II 120,5731 107,6088 121 VIII.2 Chọn phương pháp điều chỉnh điện áp trong mạng điện Vì tất cả các phụ tải đều là hộ loại I và có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Mặt khác các giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm khác nhau tương đối nhiều trong chế độ cực đại , cực tiểu và sự cố . * Điều chỉnh điện áp có thể thực hiện bằng nhiều cách : - Thay đổi tỉ số biến áp của các MBA điều chỉnh dưới tải . - Mắc nối tiếp và song song các bộ tụ bù để thay đổi tổn thất điện áp . Dùng MBA 2 cuộn dây , điện áp UCđm = 115kV, UHđm = 11 KV, có phạm vi điều chỉnh bằng ± 9 x 1,78% . Công thức tính giá trị điện áp tại các đầu điều chỉnh của MBA là : 100 % dm CdmiTC UenUU ⋅⋅±= (KV) Các giá trị điện áp tương ứng với các đầu điều chỉnh của MBA như sau: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 96 n -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 U(KV) 96,577 98,624 100,671 102,718 104,765 106,812 108,859 -2 -1 0 1 2 3 4 110,906 112,953 115 117,047 119,094 121,141 123,188 5 6 7 8 9 125,235 127,282 129,329 131,376 113,423 *Để chọn các đầu điều chỉnh của MBA có thể áp dụng công thức sau: UĐC = YC Hdmq U xUU Trong đó: Uq - Điện áp trên thanh góp hạ áp qui về cao áp trong chế độ xét (KV) UHđm - Điện áp định mức của cuộn dây hạ áp của MBA(KV) . UYC - Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm(KV) . * Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm bằng: UT = TC Hdmq U xUU Trong đó: UTC - Điện áp tiêu chuẩn của đầu điều chỉnh đã chọn (KV) . * Độ lệch thực của điện áp trên thanh góp hạ áp được xác định theo công thức: dUT% = 100xU UU dm dmT − Trong đó: Uđm - Điện áp định mức của mạng hạ áp ( Uđm = 10 KV ) - Độ lệch cho phép trên thanh cái hạ áp trạm biến áp có yêu cầu điều chỉnh khác thường quy định : + Ở chế độ phụ tải cực đại : dU% = +5%. + Ở chế độ phụ tải cực tiểu : dU% = 0%. Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 97 + Ở chế độ sự cố : dU% = 0 ÷ 5% * Các giá trị điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm : Ta có điện áp danh định Udđ = 10 KV. - Khi phụ tải cực đại : KVUUU ddddYCx 5,1010100 105%51 =+⋅=+= - Khi phụ tải cực tiểu : KVUUU ddddYC 10%02 =+= - Khi sự cố : ( ) kVUUU ddddYC 5,1010%503 ÷=+÷= Chọn các đầu phân áp cho trạm biến áp B1 : - Điện áp khi phụ tải Max, Min, Sự cố đã quy về phía cao áp : Upt1Max = U1q = 109,6099 KV Upt1Min = U2q = 103,1184 KV Upt1SC = U3q = 113,1895 KV * Khi phụ tải Max : U1ĐC = )(8294,1145,10 116099,109 1 1 KVx U xUU YC Hdmq == Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn có n = 0 và U1TC = 115 (KV) Kiểm tra : - Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: U1T = )(4844,10115 116099,109 KVx = - Độ lệch thực của điện áp trên thanh góp hạ áp: %844,4100 10 104844,10%10011 =−=⋅−= xU UUdU dm dmT T Đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp . * Khi phụ tải Min: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 98 U2ĐC = )(4302,11310 111184,103 2 2 KVx U xUU YC Hdmq == Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn có n = -1 và U2TC = 112,935 (KV) Kiểm tra : - Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: U2T = )(0423,10935,112 111184,103 KVx = - Độ lệch thực của điện áp trên thanh góp hạ áp: %423,0100 10 100423,10%10022 =−=⋅−= xU UUdU dm dmT T Đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp . * Khi phụ tải sự cố : U3ĐC = )(5795,1185,10 111895,113 3 3 KVx U xUU YC Hdmq == Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn có n = 2 và U2TC = 119,094 (KV) Kiểm tra : - Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm: U3T = )(4546,10094,119 111895,113 KVx = - Độ lệch thực của điện áp trên thanh góp hạ áp: %546,4100 10 104546,10%10033 =−=⋅−= xU UUdU dm dmT T Đầu điều chỉnh chọn là phù hợp . Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 99 Tính toán tương tự cho các trạm biến áp khác ta có: MBA Max Min Sự cố n U 1 TC dU % n U 2 TC dU % n U 3 TC dU % 1 0 115 4,844 -1 112,953 0,423 2 119,094 4,546 2 1 117,047 5,251 -1 112,953 -0,043 2 119,094 3,865 3 2 119,094 4,152 -1 112,953 0,54 2 119,094 4,573 4 1 117,047 4,771 -2 110,906 0,059 2 119,094 3,478 5 1 117,047 5,79 3 121,141 -0,007 -3 108,859 3,046 6 1 117,047 4,011 3 121,141 -0,41 -5 104,765 4,932 7 0 115 5,888 2 119,094 0,165 -5 104,765 4,862 8 0 115 5,699 2 119,094 -0,65 -3 108,859 4,371 9 0 115 4,55 0 115 0,243 -2 110,906 4,873 CHƯƠNG IX TÍNH CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ - KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN Mục đích của việc tính toán chỉ tiêu kinh tế - kĩ thuật của mạng điện là đánh giá chỉ tiêu của mạng điện vừa thiết kế tức là tính toán về tổn thất điện năng , tính toán về vốn đầu tư , về giá thành tải điện .... IX.1 Tính vốn đầu tư cho mạng điện 1. Tổng vốn đầu tư cho đường dây: KD = 1,8.10 6 x ( 56,57.224 + 56,57.336 + 44,72.168 + 63,25.280 +50.168 + 56,57.168 + 50.224 + 53,85.168 + 72,11.280 + 80,62.280 ) = 248,070816 x 109 (đồng) Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 100 2. Tổng vốn đầu tư cho các trạm biến áp: KT *Có 3 trạm biến áp hạ áp phía phụ tải có công suất SđmBA = 16 MVA Có 4 trạm biến áp hạ áp phía phụ tải có công suất SđmBA = 25 MVA Có 2 trạm biến áp hạ áp phía phụ tải có công suất SđmBA = 32 MVA Mỗi trạm có 2 MBA làm việc song song nên vốn đầu tư cho các trạm hạ áp có 2 máy biến áp là : KB = 1,8 x 10 9 x ( 3.13 + 4.19 + 2.22 ) = 286,2 x 109 (đồng) Giá thành thiết bị bù: Kb = Ko x Qb Ko = 200. 106 ( đ/ MVAR) Qb = 20,4759 MVAR Nên Kb = 200.106 x 20,4759 = 4,09518.109 ( đồng ) Vậy tổng các vốn đầu tư cho các trạm biến áp: KT = KB + Kb = 286,2 x 109 + 4,09518 x 109 = 290,29518x 109 (đồng) Suy ra tổng các vốn đầu tư cho mạng điện là: K = KD + KT = (248,070716 + 290,29518)x109 = 538,365996 x 109 (đồng) IX.2 Tính tổn thất trong chế độ max và tổn thất điện năng hàng năm 1. Tính tổn thất công suất tác dụng: Trong chương VII đã tính được tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây và trong các trạm biến áp. * Trong chế độ phụ tải max có : -Tổn thất công suất tác dụng trên các đoạn đường dây cho ở bảng sau: Đdây I - 5 I - 6 6 - 7 II - 1 II - 2 II - 3 II - 4 I - 8 8 - 9 II - 9 ΔP(MW) 0,8409 1,3896 0,309 0,4638 0,7884 0,4535 1,3648 1,3517 0,0556 1,2378 Nên tổng tổn thất công suất tác dụng trên các đoạn đường dây bằng: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 101 ΔPD = ΣΔPi = 8,2551 (MW) - Tổn thất công suất trong MBA trong trạm hạ áp: Trạm BA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 ΔPB(MW) 0,1132 0,1644 0,1147 0,1873 0,1595 0,1697 0,1016 0,1697 0,2116 Tổng tổn thất công suất trong MBA hạ áp: ΣΔPB = 1,3917 ( MW ) Tổn thất công suất trong thiết bị bù: ΔPb = ΔP* x Qb = 0,005 x 20,4759 = 0,1024 ( MW ) Như vậy tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện là: ΔP = ΔPD + ΔPB + ΔPb =8,2551 + 1,3917 + 0,1024 =9,7429 (MW) →Tổn thất tính theo tổng ΣPPT là : ΔP% = %9631,3100 246 4792,9 max ==Δ∑ xP P 2. Tính tổn thất điện năng: Tổn thất điện năng trong mạng điện bao gồm tổn thất điện năng trong lõi thép MBA, tổn thất điện năng trên đường dây, trong cuộn dây MBA và tổn thất điện năng trong thiết bị bù : ΣΔA = ΣΔAFe + ΣΔAR + ΣΔAb * Tính tổn thất trong lõi thép máy biến áp : ΣΔAFe = ( 0,5. ΔPFe (1+2+3+5+6+7+8) + ΔPFe (4+9)) x( 8760 + Tmax) ΔPFe (1+2+3+5+6+7+8) = 2 x ( 3.0,021 + 4.0.029 ) = 0,358 ( MW ) ΔPFe (4+9) = 2 x 2.0,035 = 0,14 ( MW ) Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 102 ΣΔAFe = ( 0,5.0,538 + 0,14 ) x ( 8760 + 5500 ) = 4548,94 ( MWh ) * Tính tổn thất điện năng trên đường dây và trong cuộn dây MBA: ΣΔAR = ( ΔPD + ΔPCu ) × τ ΔPCu = ΔPB - ΔPFe = 1,3917 - ( 0,358 + 0,14 ) = 0,8937 ( MW ) τ = ( 0,124 + 5500.10-4)2 × 8760 = 3980 ( h ) ΣΔAR = ( 8,2551 + 0,8937 ) × 3980 = 36412,224 ( MW ) * Tính tổn thất điện năng trên thiết bị bù: ΣΔAb = ΔPb × Tmax = 0,1024 × 5500 = 563,2 ( MW ) Vậy tổn thất trong toàn mạng điện là : ΣΔA = ΣΔAFe + ΣΔAR + ΣΔAb = 4548,94+36412,224+563,2=41524,364 (MWh) Tổn thất tính theo % điện năng phụ tải là : Vì : ΣAPT = ΣPPT × Tmax = 246 × 5500 = 135,3 . 104 ( MWh ) %07,3100 105,135 364,41524100% 4 =×⋅=×ΣΔ ΣΔ=Δ∑ PT AA IX.3 Tính chi phí vận hành hàng năm Chi phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức: Y = avhD. KD + avhT . KT + ΣΔA.C Trong đó: + avhD - Hệ số khấu hao về đường dây (avhD = 0,04 ) + avhT - Hệ số khấu hao về các thiết bị trong trạm biến áp (avhT = 0,12) + C - Giá tiền 1KWh điện năng tổn thất ( C = 600 đ/ KWh) Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 103 Do đó: Y = 0,04 x248,070816 x109 + 0,12 x 290,29518 x 109 + 41524,364 x 600.103 =69,6729.109 ( đồng ) IX.4 Giá thành tải điện Giá thành chuyên tải điện năng: β = 122,51495 5500.246 106729,69 9 == x A Y PT đ/MWh β = 51,495 đ/KWh BẢNG TỔNG KẾT CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT TRONG MẠNG ĐIỆN THIẾT KẾ SốT T Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị 1 Tổng công suất phụ tải cực đại MW 246 2 Tổng chiều dài đường dây km 584,26 3 Tổng vốn đầu tư cho mạng điện Tổng vốn đầu tư cho đường dây Tổng vốn đầu tư cho trạm BA 109 đ 109 đ 109 đ 538,365996 248,070816 290,29518 4 ΔUmaxBT % 6,59 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 104 5 ΔUmaxSC % 12,24 6 Tổng tổn thất công suất ΔP MW 9,7492 7 Tổng tổn thất công suất ΔP % 3,9631 8 Tổng tổn thất điện năng ΔA MWh 41524,364 9 Tổng tổn thất điện năng ΔA % 3,07 10 Chi phí vận hành hàng năm Y 109 đ 69,6729 11 Giá thành chuyên tải điện năng β đ/ KWh 51,495