Thiết kế lưới điện khu vực 2 nguồn điện, 8 phụ tải

+j0,272 2,19+j43,35 10,5+j7,88 II – 2 8,25+j10,73 1,33 0,07+j0,48 0,935+j21,75 21+j13 II – 6 9,48+j9,07 1,06 0,058+j0,4 1,27+j27,95 16,8+j12,6 II –7 16,74+j16,03 1,88 0,058+j0,4 1,27+j27,95 18,2+j13,65 Bảng 4.5 . Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây nôi với nhà máy nhiệt điện §­êng d©y Qc , MVAr I– 3 17,984+j9,063 17,984+j10,83 0,440+j0,42 17,544+j10,041 1,767 17,544+j11,808 0,044+j0,978 I– 4 18,092+j11,076 18,092+j12,238 0,527+j1,044 17,565+j11,191 1,162 17,565+j12,353 0,065+j1,523 I– 5 20,033+j15,096 20,033+j16,196 0,362+j0,871 19,671+j15,325 1,101 19,671+j16,426 0,071+j1,726 I – 8 10,652+j5,625 10,652+j7,016 0,134+j0,129 10,518+j6,887 1,391 10,518+j8,278 0,018+j0,398 II – 2 21,357+j11,282 21,357+j12,891 0,310+j0,404 21,047+12,487 1,609 21,047+j14,096 0,047+j1,096 II – 6 17,189+j11,608 17,189+j12,735 0,343+j0,328 16,846+j12,407 1,283 16,846+j13,69 0,046+j1,019 II – 7 18,933+j10,856 18,933+j13,126 0,679+j0,651 18,254+j12,575 2,27 18,254+j14,845 0,054+j1,195 ** Đường dây I – 1 – II: 2AC-70 NĐI 60 km 1 TPDH-40000/110 NĐII 72.8 km 2AC-70 1 ZNII-1 ZNI-1 NĐI NĐII Trong chương hai và chương ba tính được các thông số của các phần tử trong mạng điện như sau: - Máy biến áp 1 có: ÄS0 = 2.(0,042 + j 0,28) = 0,084 + j 0,56 MVA Zb1 = 0,5.(1,44+j34,8) = 0,72+j17,4Ù - Đường dây I – 1: ZI- 1 = 13,8+j13,2 Ù ; - Đường dây II – 1: ZII- 1 = 16,74+j16,03 Ù ; Công suất của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực tiểu: Công suất tự dùng của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực tiểu: Công suất tại thanh cái hạ áp của trạm tăng áp I là: S = SF1 – STD1 = 75+j56,17 MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐI: Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng: Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của máy biến áp có giá trị: Công suất chạy vào đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở cuối đường dây NĐI – 1 bằng: Công suất của đường dây I – 1 truyền vào thanh cái của trạm 1 là: Dòng công suất truyền từ đường dây II – 1 vào thanh cái của trạm l là: Công suất điện dung ở cuối đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Công suất ở đầu đường dây II – 1 bằng: Công suất tự dùng của nhà máy II ở chế độ cực tiểu: Công suất của các phụ tải nối vào NĐII là: Công suất tại thanh cáI cao áp của NĐII là: S = SNDII – 1 + SII = 82,21+j41,223MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐII: Công suất do nhà máy NĐII phát ra trong chế độ này là: III. Chế độ sự cố Sự cố trong mạng điện có thể xảy ra khi ngừng một máy phát,ngừng một mạch đường dây trên đường dây hai mạch liên kết giữa hai nhà máy,ngừng một mạch trên các đường dây hai mạch nối từ nguồn cung cấp đến các phụ tải.khi xét sự cố chúng ta không giả thiết sự cố xếp chồng. 1. Đường dây I – 3: Sơ đồ nguyên lý và thay thế của mạng điện cho trên hình dưới đây: NĐI TPDH-25000/110 1AC – 70 56.57 km Zb NĐI 3 Zd Trong chương hai và ba ta có các thông số của đường dây I – 2: ; Đối với máy biến áp: Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng: Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của máy biến áp có giá trị: Công suất điện dung ở cuối đường dây bằng: Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng: Công suất trước tổng trở đường dây có giá trị: Công suất điện dung đầu đường dây bằng: Công suất từ nhà máy điện truyền vào đường dây có giá trị: Tương tự như vậy ta tính vơ các lộ đuờng dây khá ta được bảng sau: Bảng 4.1 . Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây nối với nhà máy điện Đường dây I– 3 26,08+j24,88 0,72 0,058+j0,4 1,27+j27,95 25+j15,47 I–8 20,58+j19,68 0,575 0,042+j0,272 2,19+43,35 15+j11,25 II– 2 16,5+j21,46 0,665 0,07+j0,48 0,935+j21,75 30+j18,57 II –6 18,96+j18,14 0,53 0,058+j0,4 1,27+j27,95 24+j18 II – 7 33,48+j32,04 0,94 0,058+j0,4 1,27+j27,95 26+j19,5 Bảng 4.6 . Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây nôi với nhà máy nhiệt điện Đường dây Qc , MVAr NI– 3 27,226+j19,027 27,220+j19,898 2,058+j1,633 25,162+j17,935 0,871 25,162+j18,806 0,133+j3,136 NI– 8 15,716+j11,936 15,716+j12,632 0,633+j0,605 15,083+j12,027 0,696 15,083+j12,722 0,063+j1,259 NII–2 32,322+j25,670 32,322+j26,475 2,026+j2,636 30,296+j23,839 0,805 30,296+j24,643 0,261+j5,833 NII–6 25,762+j21,708 25,762+j22,349 1,595+j1,526 24,168+j20,823 0,641 24,168+j21,464 0,133+j3,264 NII–7 29,478+j24,403 29,478+j25,540 3,586+j3,144 26,192+j22,395 1,137 26,192+j23,533 0,163+j3,833 2. Đường dây I – 1 – II: NĐI 1 1AC-70 60 km NĐII 72.8 km 2AC-70 TPDH-40000/110 *) Khi sự cố một lộ đường dây trong mạch đường I – 1 : 1 ZNII-1 ZNI-1 NĐI NĐII Trong chương hai và chương ba tính được các thông số của các phần tử trong mạng điện như sau: ÄS0 = 2.(0,042 + j 0,28) = 0,084 + j 0,56 MVA Zb1 = 0,5.(1,44 + j34,8) = 0,72+j17,4 Ù - Đường dây I – 1: ZI- 1 = 2.(13,8+j13,2)=27,6+j26,4 Ù ; - Đường dây II – 1: ZII- 1 = 16,74+j16,03 Ù ; Công suất của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực đại: Công suất tự dùng của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực đại: Công suất tại thanh cái hạ áp của trạm tăng áp I là: S = SF1 – STD1 =127,5 + j95,625 – (15+j11,25) = 112,5 + j84,375 MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐI: Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng: Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của máy biến áp có giá trị: Công suất chạy vào đường dây I – 1 bằng: Công suất điện dung ở đầu đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở cuối đường dây I – 1 bằng: Công suất của đường dây I – 1 truyền vào thanh cái của trạm 1 là: Dòng công suất truyền từ đường dây II – 1 vào thanh cái của trạm l là: Công suất điện dung ở cuối đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở đầu đường dây II – 1 bằng: Công suất ở đầu đường dây II – 1 bằng: Công suất tự dùng của nhà máy NĐII ở chế độ cực đại: Công suất của các phụ tải nối vào NĐII là: Công suất tại thanh cáI cao áp của NĐII là: S = SNDII – 1 + SII = 33,224 + j22,953 + 83,602 + j56,342 = = 116,826 + j79,295 MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐII: Công suất do nhà máy NĐII phát ra trong chế độ này là: *) Khi sự cố một lộ đường dây trong mạch đường II – 1 : NĐI 60 km TPDH-40000/110 NĐII 72.8 km 1AC-70 2AC-70 1 1 ZNII-1 ZNI-1 NĐI NĐII Trong chương hai và chương ba tính được các thông số của các phần tử trong mạng điện như sau: - Máy biến áp 1 có: ÄS0 = 2.(0,042 + j 0,28) = 0,084 + j 0,56 MVA Zb1 = 0,5.(1,44 + j34,8) = 0,72+j17,4 Ù - Đường dây I – 1: ZI- 1 = 13,8+j13,2 Ù ; - Đường dây II – 1: ZII- 1 = 2.(16,74+j16,03)=33,48+j32,06 Ù Công suất của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực đại: Công suất tự dùng của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực đại: Công suất tại thanh cái hạ áp của trạm tăng áp I là: S = SF1 – STD1 =127,5 + j95,625 – (15+j11,25) = 112,5 + j84,375 MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐI: Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng: Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của máy biến áp có giá trị: Công suất chạy vào đường dây I – 1 bằng: Công suất điện dung ở đầu đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở cuối đường dây I – 1 bằng: Công suất của đường dây I – 1 truyền vào thanh cái của trạm 1 là: Dòng công suất truyền từ đường dây II – 1 vào thanh cái của trạm l là: Công suất điện dung ở cuối đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở đầu đường dây II – 1 bằng: Công suất ở đầu đường dây II – 1 bằng: *) Khi sự cố một tổ máy phát - Đường dây II – 1: ZII- 1 = 16,74+j16,03 Ù ; Công suất của nhà máy NĐI ở chế đậinỳ: Công suất tự dùng của nhà máy NĐI ở chế độ này: Công suất tại thanh cái hạ áp của trạm tăng áp I là: S = SF1 – STD1 = 90+j67,5,5MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐI: Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng: Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của máy biến áp có giá trị: Công suất chạy vào đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở cuối đường dây NĐI – 1 bằng: Công suất của đường dây I – 1 truyền vào thanh cái của trạm 1 là: Dòng công suất truyền từ đường dây II – 1 vào thanh cái của trạm l là: Công suất điện dung ở cuối đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Công suất ở đầu đường dây II – 1 bằng: Công suất tự dùng của nhà máy II ở chế này: Công suất của các phụ tải nối vào NĐII là: Công suất tại thanh cáI cao áp của NĐII là: S = SNDII – 1 + SII = 140,923+j101,694MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐII: Công suất do nhà máy NĐII phát ra trong chế độ này là: CHƯƠNG V: TÍNH TOÁN ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TẠI CÁC NÚT I. Tính điện áp tại các nút I.1. Chế độ phụ tải cực đại Trong mạng điện thiết kế có 2 nguồn cung cấp là nhà máy NĐI và nhà máy NĐII. Ta chọn thanh góp 110kV của nhà máy NĐII là nút điện áp cơ sở. Do điện áp trên thanh cái cao áp của nhà máy nhiệt điện khi phụ tải cực đại bằng 110% điện áp định mức của mạng điện nên ta có: UCS = 110%. Uđm = 110% . 110 = 121 kV 1.Phụ tải số 1: Tổn thất điện áp trên đường dây II – 1 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 1 là: U1 = UCS - ÄUII – 1 = 121 – 7,61 = 113,39 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 1 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 1 quy đổi về phía cao áp: U1q = U1 – ÄUb1 = 113.39 – 5,17 = 108,22 kV Tổn thất điện áp trên đường dây I – 1 : Điện áp tại thanh góp cao áp của nhà máy NĐI là: UNI = U1 + ÄUNII – 1  = 113,39 + 3,107 = 116,5 kV 1.Phụ tải số 2: Tổn thất điện áp trên đường dây II – 2 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 2 là: U2 = UNII – ÄUI – 2 = 121 – 3,89 = 117,1 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 2 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 2 quy đổi về phía cao áp: U2q = U2 - ÄUb2 = 117,1 – 3,97 = 113,13 kV Các đường dây còn lại được tính tương tự. Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đã quy về điện áp cao trong chế độ phụ tải cực đại cho ở bảng dưới đây: Bảng 5.1. Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 Uq , kV 108..22 113.13 107.37 104.29 102.43 112.52 108.69 109.25 I.2. Chế độ phụ tải cực tiểu Trong mạng điện thiết kế có 2 nguồn cung cấp là nhà máy NĐI và nhà máy NĐII. Ta chọn thanh góp 110kV của nhà máy NĐII là nút điện áp cơ sở. Do điện áp trên thanh cái cao áp của nhà máy nhiệt điện khi phụ tải cực tiểu bằng 105% điện áp định mức của mạng điện nên ta có: UCS = 105%.Uđm = 105% . 110 = 115 kV 1.Phụ tải số 1: Tổn thất điện áp trên đường dây II – 1 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 1 là: U1 = UCS – ÄUII – 1 = 115 – 4,95 = 110,05 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 1 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 1 quy đổi về phía cao áp: U1q = U1 – ÄUb1 = 110,05 – 3,60 = 106,45 kV Tổn thất điện áp trên đường dây I – 1 : Điện áp tại thanh góp cao áp của nhà máy NĐI là: UNI = U1 + ÄUNII – 1  = 110,05 +2,02 = 112,07 kV 1.Phụ tải số 2: Tổn thất điện áp trên đường dây I – 2 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 2 là: U2 = UNII – ÄUI – 2 = 115 – 2,73 = 112,27 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 2 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 2 quy đổi về phía cao áp: U2q = U2 – ÄUb2 = 112.27 – 2,91 = 109,36 kV Các đường dây còn lại được tính tương tự. Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đã quy về điện áp cao trong chế độ phụ tải cực tiểu cho ở bảng dưới đây: Bảng 5.2. Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 Uq , kV 106,45 109,36 105,53 101,15 100,69 108,98 107,19 107,14 I.3. Chế độ sự cố A.Sự cố đứt một mạch đường dây. Do điện áp trên thanh cái cao áp của nhà máy nhiệt điện khi sự cố bằng 110% điện áp định mức của mạng điện nên ta có: U = 110%.Uđm = 110%.110 = 121 kV Trong chương IV ta đã tính các chế độ sự cố. Ta thấy rằng trong chế độ sự cố 1 mạch trên đường dây liên lạc II – 1 sẽ có tổn thất điện áp lớn nhất. 1.Phụ tải số 1: Khi sự cố đứt một mạch dường dây II-1: S’II – 1 = 34,894 + j26,344 MVA S”I – 1 = 14,387 + j6,956 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II – 1 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 1 là: U1 = UCS – ÄUII – 1 = 121 – 8,31 = 112,69 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 1 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 1 quy đổi về phía cao áp: U1q = U1 – ÄUb1 = 112,69 – 5.2 = 107,49 kV Tổn thất điện áp trên đường dây I – 1 : Điện áp tại thanh góp cao áp của nhà máy NĐI là: UNI = U1 + ÄUNII – 1  = 112,69 + 3,13 = 115,82kV 1.Phụ tải số 2: Điện áp trên thanh góp cao áp NDII là: UNII = Ucs = 121kV Tổn thất điện áp trên đường dây II – 2 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 2 là: U2 = UNII – ÄUII – 2 = 121 – 8,96 = 112,04 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 2 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 2 quy đổi về phía cao áp: U2q = U2 – ÄUb2 = 112,04 – 6,7 = 105,34 kV ở chế độ sự cố ta không xét những lộ đường dây mạch đơn như: đường dây NI – 7, NI – 8 và NII – 5. Các đường dây còn lại được tính tương tự, kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đã quy về điện áp cao trong chế độ phụ tải cực đại cho ở bảng dưới đây: Bảng 5.3. Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 Uq , kV 107,49 105,34 100,31 - - 108,6 99,56 105,7 A.Sự cố hỏng một tổ máy . Ta có: S’II – 1 = 57,221 + j45,352MVA S”I – 1 = -8,001 -j11,989MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II – 1 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 1 là: U1 = UCS – ÄUII – 1 = 121 – 13,92 = 108,38 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 1 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 1 quy đổi về phía cao áp: U1q = U1 – ÄUb1 = 108,38 – 5.2 = 103,88 kV Tổn thất điện áp trên đường dây I – 1 : Điện áp tại thanh góp cao áp của nhà máy NĐI là: UNI = U1 + ÄUNII – 1  = 103,18- 2,92 = 100,26 Lập bảng tính toán đối với các nút phụ tải khác ta có bảng 5.4 Bảng 5.4. Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 Uq , kV 107,08 113,13 93.06 91,14 89,2 108,6 112,5 95.3 II. Lựa chọn phương án điều chỉnh điện áp Điện áp là một trong những chỉ tiêu chất lượng điện năng quan trọng. Nó ảnh hưởng nhiều đến chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của các hộ tiêu thụ. Các thiết bị điện chỉ có thể làm việc tốt trong những trường hợp điện năng có chất lượng cao. Chất lượng điện năng được đánh giá thông qua các chỉ tiêu về độ lệch điện áp, độ dao động điện áp, sự không đối xứng và không sin… Trong đó chỉ tiêu về độ lệch điện áp là chỉ tiêu quan trọng nhất. Để đảm bảo được độ lệch điện áp ở các hộ tiêu thụ trong phạm vi cho phép ta cần tiến hành điều chỉnh điện áp theo các cách sau: Thay đổi điện áp các máy phát trong nhà máy điện. Thay đổi tỉ số biến trong các trạm biến áp (chọn đầu điều chỉnh của các máy biến áp) Thay đổi các dòng công suất phản kháng truyền tải trong mạng điện. Thực tế cho thấy thì đối với những mạng điện lớn không thể điều chỉnh điện áp bằng cách thay đổi điện áp tại nhà máy điện và thay đổi các dòng công suất phản kháng trên đường dây cũng không thể đáp ứng được nhu cầu về điều chỉnh điện áp vì các lý do khác nhau như: Độ ổn định các hệ thống điện, vận hành phức tạp và vốn đầu tư cao. Do đó phương pháp điều chỉnh điện áp của các máy biến áp trong các trạm biến áp được dùng rộng rãi để điều chỉnh điện áp. Trong đồ án ta thấy có các hộ có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường là: hộ 1, hộ 2, hộ 3 . Các hộ còn lại là hộ 4,5, 6, 7 và 8 là có yêu cầu điều chỉnh điện áp thường. Yêu cầu điều chỉnh điện áp được phân thành 2 loại: * Yêu cầu điều chỉnh điện áp thường: Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của máy biến áp trong tình trạng vận hành bình thường phải thoả mãn các yêu cầu về độ lệch điện áp: - Phụ tải cực đại : ÄU1CP ≥ 2,5 % - Phụ tải cực tiểu: ÄU2CP ≤ 7,5 % - Chế độ sự cố : ÄU3CP ≥ - 2,5 % Việc điều chỉnh điện áp được tiến hành theo các bước sau: - Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của các trạm trong các chế độ được xác định theo công thức: UYC = Udm + dU%.Udm Trong đó Udm là điện áp định mức của mạng điện hạ áp Đối với mạng điện thiết kế Udm = 10kV. Vì vậy điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải cực đại bằng: Khi phụ tải cực tiểu: Trong chế độ sự cố: - Tính điện áp đầu điều chỉnh: Trong đó: U’max , U’min – giá trị quy đổi về phía cao của điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đối với các chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất tương ứng ( được lấy theo các số liệu tính toán của điện áp); UYcmax , UYcmin – giá trị điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất; Uhdm - điện áp định mức của cuộn dây hạ áp của các máy biến áp. - Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Trong đó: Ucdm - điện áp định mức của cuộn dây điện áp cao; n – số thứ tự đầu điều chỉnh chọn; e – mức điều chỉnh của mỗi đầu, % - Tính các giá trị thực của điện áp trên thanh góp hạ áp: Trong đó U’i là giá trị quy đổi về phía điện áp cao của điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm, tương ứng với các chế độ phụ tải lớn nhất, nhỏ nhất và chế độ sau sự cố. Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm được tính theo công thức: Trong đó: Uit - điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm đối với các chế phụ tải lớn nhất, nhỏ nhất và sau sự cố; Udm - điện áp định mức của mạng hạ áp. Máy biến áp không điều chỉnh dưới tải loại TPDH – 25000/110, TDH – 16000/110,TPDH – 32000/110 và TPDH –40000/110 có phạm vi điều chỉnh , Ucdm = 115kV, Uhdm = 11kV Bảng 5.5. Thông số điều chỉnh của MBA điều chỉnh dưới tải Thứ tự đầu điều chỉnh Điện áp bổ sung, % Điện áp bổ sung, kV Điện áp đầu điều chỉnh, kV 1 2 3 4 5 +5 +2.5 0 -2.5 -5 +5,75 +2,875 0 -2,875 -5,75 120,75 117,875 115 112,125 109,25 * Yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường: Điện áp yêu cầu trên thnah góp hạ áp của máy biến áp trong tình trạng vận hành bình thường phải thoả mãn các yêu cầu về độ lệch điện áp: - Phụ tải cực đại : ÄU1CP = 5 % - Phụ tải cực tiểu: ÄU2CP = 0 % - Chế độ sự cố : ÄU3CP ≥ 0 ÷ 5 % Việc điều chỉnh điện áp được tiến hành theo các bước sau: - Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của các trạm trong các chế độ được xác định theo công thức: UYC = Udm + dU%.Udm Trong đó Udm là điện áp định mức của mạng điện hạ áp Đối với mạng điện thiết kế Udm = 10kV. Vì vậy điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải cực đại bằng: Khi phụ tải cực tiểu: Trong chế độ sự cố: Nếu biết các giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm giảm áp trong các chế độ phụ tải lớn nhất, nhỏ nhất và sau sự cố quy đổi về phía điện áp cao là Uqmax , Uqmin , UqSC. Đồng thời điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ phụ tải lớn nhất, nhỏ nhất và sau sự cố có các giá trị tương ứng là UYC max , UYC mim , UYC sc. Như vậy đầu điều chỉnh trong cuộn dây cao áp khi phụ tải lớn nhất được xác định theo công thức: Đối với chế độ phụ tải nhỏ nhất: Và trong chế độ sự cố: - Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Trong đó: Ucdm - điện áp định mức của cuộn dây điện áp cao; n – số thứ tự đầu điều chỉnh chọn; e – mức điều chỉnh của mỗi đầu, % Tính các giá trị thực của điện áp trên thanh góp hạ áp: Đối với chế độ phụ tải lớn nhất: Đối với chế độ phụ tải nhỏ nhất: Đối với chế độ sự cố: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm đối với mỗi chế độ được tính theo công thức: Trong đó: Uit - điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm trong chế độ phụ tải lớn nhất, nhỏ nhất và sau sự cố; Udm - điện áp định mức của mạng hạ áp. Sử dụng máy biến áp điều chỉnh dưới tải cho phép thay đổi các đầu điều chỉnh không cần cắt các máy biến áp. Do đó cần chọn đầu điều chỉnh riêng cho các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố. Máy biến áp điều chỉnh dưới tải loại TPDH – 25000/110; TPDH – 40000/110 và TPDH – 32000/110 có phạm vi điều chỉnh , Ucdm = 115kV, Uhdm = 11kV. Bảng 5.6. Thông số điều chỉnh của MBA điều chỉnh dưới tải Thứ tự đầu điều chỉnh Điện áp bổ sung, % Điện áp bổ sung, kV Điện áp đầu điều chỉnh, kV 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 +16,02 +14,24 +12,46 +10,68 +8,90 +7,12 +5,34 +3,56 +1,78 0 -1,78 -3,56 -5,34 -7,12 -8,90 -10,68 -12,46 -14,24 -16,02 +18,45 +16,40 +14,35 +12,30 +10,25 +8,20 +6,15 +4,10 +2,05 0 -2,05 -4,10 -6,15 -8,20 -10,25 -12,30 -14,35 -16,40 -18,45 133,45 131,40 129,35 127,30 125,25 123,20 121,15 119,10 117,05 115,00 112,95 110,90 108,85 106,80 104,75 102,70 100,65 98,60 96,55 Trong các tính toán ở trên ta có bảng tổng kết trong đó ta chọn chế độ sự cố nặng nhất để chọn đầu điều chỉnh điện áp: Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 Uqmã , kV 108..22 113.13 107.37 104.29 102.43 112.52 108.69 109.25 Uqmin ,kV 106.45 109.36 105.53 101.15 100.69 108.98 107.19 107.14 Uqsc, kV 107,08 113,13 93.06 91,14 89,2 108,6 99,56 95.3 II.1. Chọn các đầu điều chỉnh trong máy biến áp trạm 1 Điều chỉnh điện áp KT chọn điều chỉnh điện áp dưới tải 1. Chế độ phụ tải cực đại Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp được xác định theo công thức: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 10, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmax = 115 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 2. Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 8, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmin = 119.10 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 3. Chế độ sự cố Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 11, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utc sc = 112,95 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. II.2 Chọn các đầu điều chỉnh trong máy biến áp trạm 5 Điều chỉnh điện áp thường. A. Chọn điều chỉnh điện áp không dưới tải . Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 5, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utc = 109.25 kV 1. Chế độ phụ tải cực đại Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 2. Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: 2. Chế sự cố Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh đã chọn là không phù hợp vậy ta chọn lại bằng điều chỉnh điện áp dưới tải. B.Chọn điều chỉnh điện áp dưới tải. 1. Chế độ phụ tải cực đại Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp được xác định theo công thức: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 13, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmax = 108,85 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 2. Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 12, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmin = 110,90 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 3. Chế độ sự cố Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 19, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utc sc = 96,55 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. II.3 Chọn các đầu điều chỉnh trong máy biến áp trạm 6 Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 2, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utc = 117.875 kV 1. Chế độ phụ tải cực đại Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 2. Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 3. Chế độ sự cố Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. Chọn các đầu điều chỉnh trong các máy biến áp của các trạm còn lại được tính tương tự. Kết quả tính toán cho ở dưới bảng 5.7. Trong đó các trạm 1,2,3,4,5,8 chọn điêu chỉnh điện áp dưới tảI;cá trạm 6,7 chọn điều chỉnh điện áp không dưới tải. Bảng 5.7. Thông số của các đường dây trong mạng điện Trạm biến áp Utc max , kV Utc min , kV Utc sc , kV Ut max , kV Ut min , kV Ut sc , kV ÄUmax , % ÄUmin , % ÄUsc , % 1 115 119,1 112,95 10,35 9,83 10,46 3,5 -1,68 4,6 2 119.1 115 110,9 10,44 10,46 10,44 4,4 4,6 4,4 3 112.95 110,9 98,60 10,45 10,46 10,38 4,5 4,6 3,8 4 110,90 106,80 96,55 10,34 10,41 10,38 3,4 4,1 3,8 5 108,85 110,9 96,55 10,35 9,98 10,16 3,5 -0,2 1,6 6 117.875 117,875 117.875 10.5 10.16 10.13 5,0 1.6 1,3 7 115 115 115 10.39 10.25 9.52 3,9 2.5 -4,8 8 115 112,95 100,65 10,45 10,43 10,41 4,5 4,3 4,1 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN I. Vốn đầu tư xây dựng mạng điện Tổng các vốn đầu tư xây dựng mạng điện được xác định theo công thức: K = Kđ + Kt Trong đó: Kđ – vốn đầu tư xây dựng đường dây; Kt – vốn đầu tư xây dựng các trạm biến áp. Trong chương trước ta tính vốn đầu tư xây dựng các đường dây có giá trị: Kđ = 194,941.109 đ Vốn đầu tư cho các trạm hạ áp và tăng áp được xác định như sau: Công suất đm, MVA 16 25 32 40 63 Giá thành, đ/trạm 13000 19000 22000 25000 35000 Trong hệ thống thiết kế có 8 trạm biến áp hạ áp. Trong đó có 2 trạm có 1 máy biến áp và 6 trạm có 2 máy biến áp. Do đó vốn đầu tư cho các trạm hạ áp bằng: Kth = Kt 1 + Kt 2 + Kt3+ Kt 4+ Kt 5+ Kt 6+ Kt 7+ Kt 8 = = 1,8.25000.106 + 1,8.22000. 106 + 1,8.19000. 106 + 22000,106 + 25000.106 + 1,8.19000. 106 + 1,8.19000*106 + 1,8.13000.106 = 257,6. 109 đ Đối với trạm tăng áp của nhà máy điện, vốn đầu tư bằng: Kt t = 7.35000. 106 = 245,10.109 đ Như vậy tổng các vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp có giá trị: Kt = Kth + Ktt = 257,6.109 + 245.109 = 502,6.109 đ Do đó tổng các vốn đầu tư để xây dựng mạng điện bằng: K = 194,941.109 + 502,6.109 = 697,541.109 đ. II. Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện gồm có tổn thất công suất trên đường dây và tổn thất công suất tác dụng trong các trạm biến áp ở chế độ phụ tải cực đại. Tổng tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây bằng: ÄPd = 8,2 MW Và tổng tổn thất công suất tác dụng trong các cuộn dây của các MBA bằng: ÄPb = 0,876 MW Tổng tổn thất công suất trong lõi thép của các MBA được xác định theo công thức: ÄP0 = ÄP01 + ÄP02 + ÄP03 + ÄP04 + ÄP05 + ÄP06+ ÄP07+ ÄP08 = 0,475 MW Như vậy tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng: ÄP = ÄPd + ÄPb + ÄP0 = 8,2 + 0,876 + 0,475 = 9,551 MW Tổn thất công suất trong mạng điện tính theo phần trăm bằng: III. Tổn thất điện năng trong mạng điện Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện có thể xác định theo công thức sau: ÄA = ( ÄPd + ÄPb )ô + ÄP0.t Trong đó: ô – Thời gian tổn thất công suất lớn nhất; t – Thời gian các máy biến áp làm việc trong ngày, t = 8760 h. Thời gian tổn thất công suất lớn nhất có thể tính theo công thức sau: ô = ( 0.124 + Tmax.10-4 )2.8760 = = ( 0.124 + 4500.10-4 )2.8760 = 2886 h Do đó tổng tổn thất điện năng trong mạng điện bằng: ÄA = ( 8,2+ 0,876 ).2886 + 0,475.8760 = 30123,46 MW.h Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được trong năm bằng: A = ÓPmax.Tmax = 218.4500 = 981000 MWh Tổn thất điện năng trong mạng điện tính theo phần trăm bằng: IV. Tính chi phí và giá thành 1. Chi phí vận hành hàng năm Các chi phí vận hành hàng năm trong mạng điện được xác định theo công thức: Y = avhđ.Kđ + avht.Kt + ÄA.c Trong đó: avhđ- hệ số vận hành đường dây, avhđ= 0,04; avht - hệ số vận hành các thiết bị trong các trạm biến áp, avht = 0,1; c – giá thành 1kW.h điện năng tổn thất, c = 550 đ. Như vậy: Y = 0,04.194.941.109 + 0,1. 502,6.109 + 30123,46.103.550 = 74,62.109 đ. 2. Chi phí tính toán hàng năm Chi phí tính toán hàng năm được xác định theo công thức: Z = atc.K + Y Trong đó atc là hệ số định mức hiệu quả các vốn đầu tư ( atc = 1/8 = 0,125 ). Do đó chi phí tính toán bằng: Z = 0,125. 697,541.109 + 74,62.109 = 161,81.109 đ. 3. Giá thành truyền tải điện năng Giá thành truyền tải điện năng được xác định theo công thức: đ/kW.h 4. Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải được xác định theo biểu thức: đ/MW Kết quả tính các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của hệ thống điện thiết kế được tổng hợp trong bảng dưới đây: Bảng 6.1 Các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của hệ thống điện thiết kế Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị Tổng công suất phụ tải cực đại Tổng chiều dài đường dây Tổng công suất các MBA hạ áp Tổng vốn đầu tư cho mạng điện Tổng vốn đầu tư về đường dây Tổng vốn đầu tư về các trạm biến áp Tổng điện năng các phụ tải tiêu thụ ÄUmaxbt ÄUmaxsc Tổng tổn thất công suất ÄP Tổng tổn thất công suất ÄP Tổng tổn thất điện năng ÄA Tổng tổn thất điện năng ÄA Chi phí vận hành hàng năm Chi phí tính toán hàng năm Giá thành truyền tải điện năng â Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải khi cực đại MW km MVA 109 đ 109 đ 109 đ MWh % % MW % MWh % 109 đ 109 đ đ/kW.h 109 đ/MW 218 532,15 398 697,541 194,491 257,6 0,981.106 7,06 12,36 8,2 4,13 30123,46 3,07 74,62 161,81 76,06 3,19 PHẦN THỨ HAI TÍNH TOÁN ỔN ĐỊNH CHO HỆ THỐNG ĐIỆN ổn định động của hệ thống là khả năng của hệ thống khôi phục lại chế độ làm việc ban đầu hoặc gần ban đầu sau khi bị các kích động ( kích động lớn và kích động nhỏ ). Các kích động lớn tuy xảy ra ít nhưng có biên độ lớn. Chúng xuất hiện khi các: Cắt hoặc đóng đột ngột các phụ tải lớn. Cắt đường dây tải điện hoặc máy biến áp đang mang tải. Cắt máy phát điện đang mang tải. Ngắn mạch các loại. Trong các dạng kích động nói trên thì ngắn mạch là nguy hiểm hơn cả, vì vậy ổn định của hệ thống điện được xét cho trường hợp xảy ra ngắn mạch. Khi xảy ra ngắn mạch sự cân bằng công suất cơ điện bị phá hoại lớn, trong máy phát điện sẽ xuất hiện quá trình quá độ cơ điện dẫn đến sự dao động góc quay tương đối của rôto với từ trường phần tĩnh theo thời gian. Do vậy nghiên cứu ổn định động của hệ thống điện là nghiên cứu sự chuyển động tương đối của d trong quá trình quá độ cơ điện của máy phát, xuất phát từ giá trị ban đầu d0 ( khi t = 0 ). Nếu hệ thống có ổn định thì sau thời gian t nào đó, sau khi bị kích động góc d(t) sẽ trở về giá trị ban đầu d0 hoặc gần d0, tức hệ thống có ổn định. Ngược lại nếu góc d(t) tăng lên thì hệ thống sẽ mất ổn định. Trong các loại ngắn mạch thì ngắn mạch ba pha nguy hiểm nhất, mặc dù tuy ít xảy ra ( chiếm 5 ¸ 10% trong tổng số các loại ngắn mạch ) nhưng nó làm cho các máy phát điện dao động mạnh. Nhiệm vụ tính toán ổn định động là xác định thời gian cắt giới hạn để hệ thống có ổn định động khi ngắn mạch ba pha trên đầu của một trong hai đường dây nối giữa hai nhà máy. Vì là ngắn mạch ba pha nên trong máy phát điện chỉ có dòng điện thứ tự thuận. Khi xác định được thời gian cắt chậm nhất, từ đó mà sẽ chỉnh định rơ le bảo vệ. Đó là thời gian mà rơ le bảo vệ căt sớm hơn thì hệ thống sẽ ổn định, nếu muộn hơn thì hệ thống sẽ mất ổn định. I. Sơ đồ hệ thống điện và các thông số 1. Sơ đồ hệ thống điện. 2. Thông số các phần tử: 2.1. Máy phát điện: Bảng thông số máy phát điện của NMNĐ 1 và NMNĐ2 Nhà máy Sđm (MVA) Pđm (MW) Uđm(kV) cosj X'd % Jo(TM2) NMNĐ 1 62,5 50 10,5 0,8 30 5,24 NMNĐ 2 62,5 50 10,5 0,8 30 5,24 2.2. Máy biến áp tăng áp: Bảng thông số máy biến áp tăng áp TDH-63000/110 của NMNĐ 1 Sđm MVA Số liệu kỹ thuật Số liệu tính toán Uđm (kV) UN% DPN kW DP0 kW I0% R Ω X Ω DQ0 kVAr Cao Hạ 63 115 10,5 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 2.3. Thông số đường dây: Lộ đường dây kép NĐII-1 (dây dẫn AC-70) LII-1 = 72,8km, ZII-1 = 16,74+ j16,03 Ω, S Lộ đường dây kép NĐI-1 (dây dẫn AC-70) LI-1 = 60 km, Z I-1 = 13,8 + j13,2 Ω, S 2.4. Phụ tải: Spt1 = SI-3 + SI-4 + SI-5+ SI-8 =(26,119+j15,321)+(26,317+j18,767)+(29,413+j25,647) +(15,394+j10,046) = MVA Spt2 = SII-2+ SII-6+ SII-7 = (31,031+j18,476)+(24,897+j18,626)+ + (27,674+j19,24 ) = 83,602+j56,342 MVA Chế độ ban đầu: Trong phần I, khi tính toán điều chỉnh điện áp ta có : 113,39 kV, và nút 1 là điểm phân công suất giữa hai nhà máy điện. Công suất truyền tải trên đường dây II-1 : SII-1 = 14,698+j5,382 MVA. Công suất truyền tải trên đường dây I-1 : S I-1 = 30,812+j20,937 MVA II. Tính quy đổi các thông số và biến đổi sơ đồ 1. Sơ đồ thay thế hệ thống điện: - Máy phát được thay thế bởi : E' và X'd - Máy biến áp được thay thế bởi : XB - Các phụ tải được thay thế bằng tổng trở cố định Zpt - Đường dây được thay thế bằng tổng trở Zd Dựa vào những giả thiết trên ta có sơ đồ thay thế toàn hệ thống như sau: 2. Tính quy đổi các thông số Chọn Scb = 100 MVA , Ucb = 110 kV Zcb =Ω * Quy đổi thông số máy phát điện và máy biến áp của NMNĐI: Hằng số quán tính thay thế của NMNĐ1 là : Tj1 = 3.3,527 = 10,581 Điện kháng thay thế của NMNĐ1 : XF1 = (+ XB1)/3 = (0,524 + 0,182)/3 = 0,235 * Quy đổi thông số máy phát điện và máy biến áp của NMNĐII: Hằng số quán tính thay thế của NMNĐII là : Tj2 = 4.3,527 = 14,1 Điện kháng thay thế của NMNĐII : XF2 = (+ XB2)/4 = (0,524 + 0,182)/4 = 0,176 * Quy đổi các thông số đường dây: * Quy đổi các thông số chế độ: Công suất phụ tải: Trong quá trình quy chuyển thì tính luôn công suất phản kháng do dung dẫn đường dây sinh ra vào công suất phụ tải: II = I = = = 0,452 + j 0,283 Công suất truyền tải trên đường dây liên lạc: = 0,328+j0,209 = 0,147+j0,054 Giá trị điện áp quy đổi là: = 113,39/110 = 1,03 Nút 1 là điểm phân công suất, ta chọn nút 1 (= 1,03Ð00 ) làm điểm tính toán về hai phía nhà máy. 3. Tính chế độ xác lập của mạng điện trước lúc ngắn mạch: Sơ đồ : * Tính từ nút 1 về phía NMNĐ 2: Điện áp tại đầu đường dây NMNĐ2: = 0,377Ð- 32.50 = +1,03+ (0,318-j0,202).(0,138+j0,132) = 1,1Ð0,730 Vậy UNĐII = 1,1; dNĐII-1 = 0,730 Tổn thất công suất trên đoạn II-1 là: = 0,3772.(0,138+j0,132) = 0,02+j0,019 Công suất NMNĐII phát lên thanh góp là: = (0,836+j0,54) + (0,328+j0,209) + (0,02+j0,019) = 1,184+j0,768 = 1,41Ð32,960 Sức điện động tương đương của NMNĐII là: = 1,28Ð-32,230 = 1,1Ð0,730 + 1,28Ð- 32,230 ´ j 0,176 = 1,237Ð9,510 Vậy = 1,237 ; d2 = 9,510 ; P20 = 1,039. * Tính từ nút 1 về phía NMNĐ I: Điện áp tại đầu đường dây NMNĐI : = 0,152Ð-19,830 = + = 1,03 + 0,152Ð-19,830´(0,114+j0,109) = 1,052Ð0,530 Vậy UNĐI = 1,052; dNĐI-6 = 0,530 Tổn thất công suất trên đoạn I-6 là: = 0,1522´(0,114+j0,109) = 0,0026+j0,0025 Công suất NMNĐI phát lên thanh góp là: = (0,972+j0,679) + (0,147+j0,053) + (0,0026+j0,0025) = 1,122 + j 0,735 = 1,341Ð33,230 Sức điện động tương đương của NMNĐI là: = 1,274Ð-32.70 = 1,052Ð0,530 + 1,274Ð- 32,70 ´j 0,235 = 1,241Ð12.160 Vậy = 1,241 ; d2 = 12,160 ; P10 = 1,222. Góc tương đối giữa sức điện động hai nhà máy là: d210 = d1 - d2 = 12,160– 9.510= 2,650 Bảng tổng kết kết quả tính chế độ trước lúc ngắn mạch: Nhà máy nhiệt điện 2 Nhà máy nhiệt điện 1 Sức điện động = 1,237Ð9,510 = 1,241Ð12,160 Công suất phát ban đầu P20= 1,039 P10 = 1,222 III. Tính ổn định động khi ngắn mạch ba pha tại đầu đường dây liên lạc phía nhà máy nhiệt điện 2: * Phụ tải NMNĐ2: II = 0,836+j0,54 = 0,995Ð32,850 = 1,1Ð0,730 Tổng trở phụ tải được xác định như sau: = 0,941+j0,607=1,12Ð32,850 * Phụ tải NMNĐI: I = 0,972+j0,697 = 1,196Ð35,640 = 1,052Ð0,530 Tổng trở phụ tải được xác định như sau: = 0,925Ð35,640 =0,751+j0,539 * Phụ tải1: = 0,452+j0,283 = 0,533Ð32,050 = 1,03Ð00 Tổng trở phụ tải được xác định như sau: = 1,687+j1,056 1. Lập đặc tính công suất khi ngắn mạch: Sơ đồ thay thế: * Biến đổi D( Z 2 ; ZII-1 ; ZII ) ® Y( Z A1 ; ZB1 ; ZC1 ) ZS1 = Z1+ ZI-1+ ZI = (1,687 + j 1,066) + (0,114+j0,109) + (0,751+j0,539) = 2.552+j1.714 = 0,079+j0,054 = 0,031+j0,033 = 0.496+j0.336 * Ghép các tổng trở nối tiếp: Z’A1 = ZII-1 + ZA1 = (0,138+j0,132) + (0,079+j0,054) = 0,127+j0,186 Z’B1 = ZB1 + j XF1 = (0,031+j0,033) + j 0,235 = 0,031+j0,258 Ta được sơ đồ sau: * Biến đổi D( Z II ; Z’A1 ; ZC1 ) ® Y( Z A3 ; ZB3 ; ZC3 ) ZS2 = ZII + Z’A1 + ZC1 = 0 + (0,127+j0,186) + (0,496+j0,336) = 0,623+j0,522 = 0 = 0,061+0,034 = 0 * Ghép các tổng trở nối tiếp: Z’A2 = j XF2 + ZA1 = j0,176 Z’B2 = ZB2 + Z’B1 = (0,061+j0,034) + (0,031+j0,258) = 0,092+j0,292 Ta được sơ đồ sau: * Biến đổi Y( Z’A2 ; Z’B2 ; ZC2 ) ® D( Z 20 ; Z21 ; Z10 ) Z20 = Z’A2 + ZC2 + Z’A2´ZC2/ Z’B2 = j 0,176 = 0,176Ð900 Z10 = Z’B2 + ZC2 + Z’B2´ZC2/ Z’A2 = 0,092+j0,292= 0,306Ð72,510 Z21 = Z’A2 + Z’B2 + Z’A2´Z’B2/ ZC2 = ¥ Sơ đồ thay thế: Ta có: Þ Y22 = 5,682 ; j22 = -(-900) = 900 ; a22 = 900 - j22 = 00 =3,267Ð62,510 Þ Y11 = 2,52 ; j11 = -(-62,510) =62,510 ; a11 = 900 - j11 = 27,490 Þ y21 = 0 ; j21 = -(00) = 00 ; a21 = 900 - j21 = 900 Đặc tính công suất khi ngắn mạch : P2II = Y22sina22 + y21sin(d21 - a21) = Y22sina22 = 1.237´5.682´sin00 = 0 P1II = Y11sina11 - y12sin(d21 + a21) = Y11sina11 = 1.2412´3.267´sin27,490 = 2,322 Công suất thừa tác động lên các máy phát điện sau khi ngắn mạch tại mỗi nhà máy là: DP2II = P20 – P2II = 1,039 DP1II = P10 – P1II = 1.222 – 2,322 = - 1,10 2. Lập đặc tính công suất sau khi cắt ngắn mạch: Sau khi ngắn mạch được cắt ra thì trên đoạn đường dây II-1 chỉ còn 1 lộ nên tổng trở của nó tăng gấp đôi. Ta có: ZII-1 = 2´(0,138+j0,132) = 0,276+j0,264 Ngắn mạch được cắt ra thì sơ đồ thay thế: * Biến đổi D( Z 1 ; ZI-1 ; ZI ) ® Y( Z A1 ; ZB1 ; ZC1 ) ZS1 = Z1 + ZI-1 + ZI = (1,687+j1,066) + (0,114+j0,109) + (0,751+j0,539) = 2,552+j1,714 = 0.079+j0.054 = 0,031+j0,033 = 0,496+j0,336 * Ghép các tổng trở nối tiếp: Z’A1 = ZII-1 + ZA1 = (0,276+j0,264) + (0,079+j0,054) = 0,355 + j0,318 Z’B1 = ZB1 + j XF1 = (0,031+j0,033) + j 0,235 = 0,031+j0,258 Ta được sơ đồ sau: * Biến đổi D( Z II ; Z’A1 ; ZC1 ) ® Y( Z A2 ; ZB2 ; ZC2 ) ZS2 = ZII + Z’A1 + ZC1 =(0,941+j0,607) + (0,355+j0,318) + (0,496+j0,336) = 1,792+j1,261 = 0,187+j0,155 = 0,098+j0,085 = 0,260+j0,161 * Ghép các tổng trở nối tiếp: Z’A2 = j XF2 + ZA2 = j 0,176+ 0,187+j0,155 = 0,187 + j 0,331 Z’B2 = ZB2 + Z’B1 = (0,098+j0,085) +(0,031+j0,258) = 0,129+j0,343 Ta được sơ đồ sau: * Biến đổi Y( Z’A2 ; Z’B2 ; ZC2 ) ® D( Z 20 ; Z21 ; Z10 ) Z20 = Z’A2 + ZC2 + Z’A2´ZC2/ Z’B2 = 0,739 + j 0,615 = 0,961Ð39,760 Z10 = Z’B2 + ZC2 + Z’B2´ZC2/ Z’A2 = 0,613+j0,696 = 0,927Ð48,640 Z21 = Z’A2 + Z’B2 + Z’A2´Z’B2/ ZC2 = 0,251+j1,124 = 1.153Ð77,40 Sơ đồ thay thế: Ta có: == 1,806Ð-56,80 Þ Y22 = 1,806 ; j22 = -(-56.80) = 56,80 ; a22 = 900 - j22 = 33,2 0 = 1,886Ð-61,430 Þ Y11 = 1,886 ; j11 = -(-61,930) = 61,930 ; a11 = 900 - j11 = 28,070 = 0,868Ð-77,410 Þ y21 = 0,868; j21 = -(77,410) = 00 ; a21 = 900 - j21 = 12,590 Đặc tính công suất khi ngắn mạch : P2III = Y22sina22 +y21sin(d21 - a21) = 1,2372´1,806´sin56,80 + 1,237.1,241.0,868´sin (d21 – 12,590) = 2,312 + 1,368´sin (d21 – 12,590) P1III = Y11sina11 - y21sin(d21 + a21) = 1,2412´1,886´sin28,070 – 1,241´1,27´0,868´sin (d21 +12,590) = 1,366 – 1,368´sin (d12 + 12,590) Công suất thừa tác động lên các máy phát điện sau khi ngắn mạch tại mỗi nhà máy là: DP2III = P20 – P2III = 1.309- [ 2,437 + 1,368´sin (d21 – 12,590)] = - 1,253 – 1,368´sin (d21 – 12,590) DP1II = P10 – P1III = 1,222 - [ 1,366 – 1,368.sin (d12 + 12,590)] = - 0,144 + 1,368´sin (d21 – 12,590) 3. Tính góc cắt d21cắt và thời gian cắt lớn nhất đảm bảo ổn định hệ thống điện: Gia tốc riêng của mỗi nhà máy a2 , a1 và gia tốc tương đối giữa hai nhà máy a21 khi ngắn mạch là: = 1526,87 = -1871,23 Þ a21 = a2- a1 = 1526.87- (-1871.23) = 3382,71 = const. Gia tốc riêng của mỗi nhà máy a’2 , a’1 và gia tốc tương đối giữa hai nhà máy a’21 sau khi ngắn mạch là: = - 1599,57 – 1879,69´ sin (d21 – 12,590) = - 244,96 + 2327,19´sin (d21 +12,590) Þ a’21 = a’2- a’1 Thay các giá trị của góc tương đối giữa hai nhà máy từ 100 đến 2000 , ta có bảng kết quả sau: d21 a’2 a’1 a’21 = a’2- a’1 10 -1516.60 648.51 -2165.11 20 -1843.78 1007.90 -2851.68 30 -2163.55 1329.27 -3492.82 40 -2466.20 1602.85 -4069.05 50 -2742.55 1820.35 -4562.89 60 -2921.21 1975.15 -4896.36 70 -3183.82 2062.57 -5246.39 80 -3335.35 2072.46 -5407.82 90 -3434.20 2026.74 -5460.95 100 -3471.09 1860.03 -5331.12 110 -3463.52 1717.20 -5180.72 120 -3393.11 1470.24 -4863.34 130 -3308.08 1082.32 -4390.40 140 -3092.74 829.21 -3921.95 150 -2871.91 348.87 -3220.78 160 -2612.46 58.76 -2471.21 170 -2405.20 -456.12 -1549.07 180 -2010.13 -748.30 -961.83 190 -1685.53 -1135.01 -231.53 200 -1358.33 -1494.70 136.37 Đồ thị gia tốc góc tương đối giữa hai nhà máy Bằng phương pháp diện tích ta xác định được góc cắt dcắt = 850 * Xác định thời gian cắt tcắt ứng với góc cắt dcắt =850 Thời gian cắt được xác định bằng phương pháp phân đoạn liên tiếp, tính cho chế độ trong khi ngắn mạch. Công thức tổng quát : Dd21(n) = Dd21(n-1) + a21.Dt2 d21(n) = d21(n-1) + Dd21(n) áp dụng công thức tổng quát với: Dt = 0.05 ; d210 = 10 a21 = const = 3382,71 ti = i.Dt Ta có: - Cho phân đoạn 1: Dd21(1) = a21.= 3382,71.= 4,228 d21(1) = d21(0) + Dd21(1) = 2,650+ 4,228 0 = 6,8780 - Cho phân đoạn n: Dd21(n) = Dd21(n-1) + a21´Dt2 = Dd21(n-1) + 8,456 ; d21(n) = d21(n-1) + Dd21(n) * Bảng kết quả tính thời gian căt tcắt Phân đoạn Dt (s) a121´Dt2 Dd21(n) d21(n) 1 0,05 4,228 6,878 2 0,1 8,456 12,684 19,562 3 0,15 8,456 21,14 40,702 4 0,2 8,456 29,596 70,298 5 0,25 8,456 38,052 108,35 Dựa vào đồ thị d(t) ta xác định được thời gian cắt chậm nhất là tcắt=0,235 (s) III. Tính ổn định động khi ngắn mạch ba pha tại đầu đường dây liên lạc phía nhà máy nhiệt điện 1: 1. Lập đặc tính công suất khi ngắn mạch: Sơ đồ thay thế: * Biến đổi D( Z 1 ; ZII-1 ; ZII ) ® Y( Z A1 ; ZB1 ; ZC1 ) * Biến đổi D( Z 2 ; ZII-1 ; ZII ) ® Y( Z A1 ; ZB1 ; ZC1 ) ZS1 = Z1 + ZII-1 + ZII = (1,687 + j 1,066) + (0,138+j0,132) + (0,941+j0,607) = 2,766+j1,805 = 0,085+j0,078 = 0,047+j0,045 = 0,573+j0,358 * Ghép các tổng trở nối tiếp: Z’A1 = ZI-1 + ZA1 = (0,114+j0,109) + (0,085+j0,078) = 0,199+j0,187 Z’B1 = ZB1 + j XF2 = (0,047+j0,045) + j 0,176 = 0,047+j0,221 Ta được sơ đồ sau: * Biến đổi D( Z I ; Z’A1 ; ZC1 ) ® Y( Z A2 ; ZB2 ; ZC2 ) ZS2 = ZI + Z’A1 + ZC1 = 0 + (0,199+j0,187) + (0,537+j0,358) = 0,736+j0,528 = 0 = 0,157+j0,129 = 0 * Ghép các tổng trở nối tiếp: Z’A2 = j XF2 + ZA2 = j 0,176 Z’B2 = ZB1 + Z’B2 = (0,047+j0.,221) + (0,157+j0,129) = 0,204 + j0,35 Ta được sơ đồ sau: * Biến đổi Y( Z’A2 ; Z’B2 ; ZC2 ) ® D( Z 20 ; Z21 ; Z10 ) Z10 = Z’A2 + ZC2 + Z’A2´ZC2/ Z’B2 = j 0,176 = 0,176Ð900 Z20 = Z’B2 + ZC2 + Z’B2.ZC2/ Z’A2 = 0,204+j0,35= 0,405Ð59,760 Z21 = Z’A2 + Z’B2 + Z’A2´Z’B2/ ZC2 = ¥ Sơ đồ thay thế: Ta có: Þ Y11 = 5,681 ; j11 = -(-900) = 900 ; a11 = 900 - j11 = 00 =2,468Ð-59,760 Þ Y22 = 2,468; j22 = -(-59,760) = 59,760 ; a22 = 900 - j22 = 30,240 Þ y21 = 0 ; j21 = -(00) = 00 ; a21 = 900 - j21 = 900 Đặc tính công suất khi ngắn mạch : P2II = Y22sina22 - y21sin(d21 + a21) = Y22sina22 = 1,2372´2,468´sin30.240 = 1,902 P1II = Y11sina11+ y12sin(d21 - a21) = Y11sina11 = 1,2412.5,681´sin00 = 0 Công suất thừa tác động lên các máy phát điện sau khi ngắn mạch tại mỗi nhà máy là: DP2II = P20 – P2II = 1,039– 1,902 = - 0,863 DP1II = P10 – P1II = 1,222 2. Lập đặc tính công suất sau khi c ẮT ngắn mạch: Sau khi ngắn mạch được cắt ra thì trên đoạn đường dây I-6 chỉ còn 1 lộ nên tổng trở của nó tăng gấp đôi. Ta có: ZI-6 = 2.(0,114+j0,109) = 0,228+j0,218 Ngắn mạch được cắt ra thì sơ đồ thay thế: * Biến đổi D( Z 1 ; ZII-1 ; ZII ) ® Y( Z A1 ; ZB1 ; ZC1 ) ZS1 = Z1 + ZII-1 + ZII = (1,687+j1,066) + (0,138+j0,132) + (0,941+j0,607) = 2,766 + j 1,805 = 0,084+j0,078 = 0,047+0,045 = 0,573+j0,358 Ta được sơ đồ sau: * Biến đổi D( Z I ; Z’A1 ; ZC1 ) ® Y( Z A2 ; ZB2 ; ZC2 ) ZS2 = ZI + Z’A1 + ZC1 = (0,751+j0,539) + (0,312+j0,296) + (0,573+j0,358) = 1,636+j1,193 = 0,143+j0,134 = 0,111+j0,091 = 0,263+j0,161 * Ghép các tổng trở nối tiếp: Z’A2 = j XF1 + ZA2 = j0,176 + (0,143+j0,134) = 0.143+j0,31 Z’B2 = ZB2 + Z’B1 = (0,111+j0,091) + (0,047+j0,221) = 0,157+j0,312 Ta được sơ đồ sau: * Biến đổi Y( Z’A2 ; Z’B2 ; ZC2 ) ® D( Z 20 ; Z21 ; Z10 ) Z10 = Z’A2 + ZC2 + Z’A2.ZC2/ Z’B2 =1,659+j1,724 = 2,393Ð46,10 Z20 = Z’B2 + ZC2 + Z’B2.ZC2/ Z’A2 = 0,694+j0,628 = 0,936Ð42,140 Z21 = Z’A2 + Z’B2 + Z’A2.Z’B2/ ZC2 = 0,253+j1,005 = 1,036Ð75,90 Sơ đồ thay thế: Ta có: = 1,946Ð-58,120 Þ Y22 = 1,946 ; j22 = -(-58,120) = 58,120; a22 = 900 - j22 = 31,880 = 1,343Ð-66,980 Þ Y11 = 1,343; j11 = -(-66,980) = 66,980; a11 = 900 - j11 = 23,030 = 0,96Ð-75.860 Þ y21 = 0,96 ; j21 = -(-75,860) = 75,860 ; a21 = 900 - j21 =14,140 Đặc tính công suất khi ngắn mạch : P2III = Y22sina22 -y21sin(d21 + a21) = 1,2372.1,946´sin31,880 – 1,241.1,237.0,96´sin (d21 + 14,140) = 1,57 – 1,474´sin (d21 + 14,140) P1III = Y11sina11 +y21sin(d21 - a21) = 1,2412.1,343´sin23,030 + 1,241.1,237.0,96´sin (d21 – 14,140) = 0,809 + 1,474´sin (d12 – 14,140) Công suất thừa tác động lên các máy phát điện sau khi ngắn mạch tại mỗi nhà máy là: DP2III = P20 – P2III = 1,039 - [1,57 – 1,474´sin (d21 + 14,140)] = - 0,531 + 1,474´sin (d21 + 14,40) DP1II = P10 – P1III = 1,222 - [0,809+ 1,474´sin (d12 – 14,140)] = 0,413– 1,474´sin (d12 – 14,140) 3. Tính góc cắt d21cắt và thời gian cắt lớn nhất đảm bảo ổn định hệ thống điện: Gia tốc riêng của mỗi nhà máy a2 , a1 và gia tốc tương đối giữa hai nhà máy a21 khi ngắn mạch là: = -916,6 = 2078,8 Þ a12 = a1- a2 = 2078,8- (-916) = 2995,4 = const. Gia tốc riêng của mỗi nhà máy a’2 , a’1 và gia tốc tương đối giữa hai nhà máy a’21 sau khi ngắn mạch là: = -492,76 + 1881,7´ sin (d21 + 14.140) = 702,58 – 2507,51´sin (d21 -14,140) Þ a’12 = a’1- a’2 Thay các giá trị của góc tương đối giữa hai nhà máy từ 100 đến 2000 , ta có bảng kết quả sau: d21 a’2 a’1 a’12 = a’1- a’2 10 -628.53 -322.41 306.12 20 -300.73 -704.04 -403.31 30 21.24 -1042.97 -1064.21 40 327.61 -1328.92 -1656.53 50 609.08 -1553.21 -2162.28 60 857.10 -1709.02 -2566.12 70 1064.15 -1791.63 -2855.78 80 1223.94 -1798.54 -3022.48 90 1331.62 -1729.52 -3061.14 100 1383.93 -1586.68 -2970.61 110 1379.27 -1374.36 -2753.63 120 1317.79 -1098.99 -2416.78 130 1201.35 -768.94 -1970.28 140 1033.49 -394.22 -1427.70 150 819.30 13.80 -805.50 160 565.28 442.71 -122.57 170 279.15 879.52 600.37 180 -30.41 1310.96 1341.36 190 -354.00 1723.93 2077.93 200 -681.81 2105.89 2787.70 Đồ thị gia tốc góc tương đối giữa hai nhà máy Bằng phương pháp diện tích ta xác định được góc cắt dcắt = 77,20 * Xác định thời gian cắt tcắt ứng với góc cắt dcắt =77,20 Thời gian cắt được xác định bằng phương pháp phân đoạn liên tiếp, tính cho chế độ trong khi ngắn mạch. Công thức tổng quát : Dd21(n) = Dd12(n-1) + a12.Dt2 d21(n) = d12(n-1) + Dd12(n) áp dụng công thức tổng quát với: Dt = 0,05 ; d210 = -2,650 a12 = const = 2995,4 ti = i´Dt Ta có: - Cho phân đoạn 1: Dd12(1) = a12.= 2995,4 .= 3,744 d21(1) = d21(0) + Dd21(1) = -2,650+ 3,744 0 = 1,0940 - Cho phân đoạn n: Dd21(n) = Dd21(n-1) + a21´Dt2 = Dd21(n-1) + 18,604 d12(n) = d12(n-1) + Dd12(n) * Bảng kết quả tính thời gian căt tcắt s Dt (s) a12´Dt2 Dd12(n) d12(n) 1 0,05 3,744 1,094 2 0,1 7,488 11,232 12,326 3 0,15 7,488 18,72 31,046 4 0,2 7,488 26,208 57,254 5 0,25 7,488 33,696 90,95 Dựa vào đồ thị d(t) ta xác định được thời gian cắt chậm nhất là tcắt = 0,23 (s)