PHAN THU NHAT
THIET KE LUOI DIEN KHU VUC
CHUONG I : CAN BANG CONG SUAT - DINH RA PHUONG THUC VAN HANH CUA CAC NHA MAY
I.Phan tich nguon dien cung cap va phu tai
1.Phu tai
2. Nguon dien
II. Can bang cong suat
1.Can bang cong suat tac dung
2.Can bang cong suat phan khang
III. Xac dinh so bo phuong thuc van hanh cua cac nha may
1. Che do phu tai cuc dai
2. Che do phu tai cuc tieu
3. Che do su co
4. Tong ket ve phuong thuc van hanh cua cac nha may
CHUONG II: LUA CHON PHUONG AN HOP LY
I. De xuat phuong an
1. Phuong an chung thanh lap cac phuong an
2. Thanh lap cac phuong an
II. Tinh toan chi tiet ky thuat cac phuong an
A.Phuong phap tinh toan
1.Chon dien ap cua mang dien.
2.Chon tiet dien day dan.
3.Kiem tra dieu kien.
B.Tinh toan chi tiet ky thuat.
1.Phuong an 1
2. Phuong an II
3. Phuong an III
4. Phuong an IV
5. Phuong an V
III. So sanh kinh te cac phuong an
1. Phuong an I.
2. Phuong an II.
3. Phuong an III.
4. Phuong an IV.
5. Phuong an V.
CHUONG III: LUA CHON MAY BIEN AP VA SO DO NOI DIEN CHINH
I. Chon so luong, cong suat cac may bien ap trong cac tram, so do cac tram va so do he thong dien
1. Chon so luong, cong suat cac may bien ap trong cac tram tang ap cua nha may dien
2. Chon so luong va cong suat may bien ap trong cac tram ha ap
II. Chon so do tram va so do he thong dien
CHUONG IV: GIAI TICH CAC CHE DO CUA HE THONG DIEN
I. Che do phu tai cuc dai
1. Duong day II – 2
2. Duong day I – 4
3. Duong day I – 1 – II
4. Can bang chinh xac cong suat trong he thong
II. Che do phu tai cuc tieu
III. Che do su co
1. Duong day I – 3
2. Duong day I – 1 – II
CHUONG V: TINH TOAN DIEU CHINH DIEN AP TAI CAC NUT
I. Tinh dien ap tai cac nut
I.1. Che do phu tai cuc dai
I.2. Che do phu tai cuc tieu
I.3. Che do su co
A.Su co dut mot mach duong day.
B.Su co hong mot to may
II. Lua chon phuong an dieu chinh dien ap
II.1. Chon cac dau dieu chinh trong may bien ap tram 1
1. Che do phu tai cuc dai
2. Che do phu tai cuc tieu
3. Che do su co
II.2 Chon cac dau dieu chinh trong may bien ap tram 5
II.3 Chon cac dau dieu chinh trong may bien ap tram 6
CHUONG VI: TINH TOAN GIA THANH TAI DIEN
I.Von dau tu xay dung mang dien
II. Ton that cong suat tac dung trong mang dien
III. Ton that dien nang trong mang dien
IV. Tinh chi phi va gia thanh
1. Chi phi van hanh hang nam
2. Chi phi tinh toan hang nam
3. Gia thanh truyen tai dien nang
4. Gia thanh xay dung 1MW cong suat phu tai trong che do cuc da
PHAN THU HAI
TINH TOAN ON DINH CHO HE THONG DIEN
I. So do he thong dien va cac thong so
1. So do he thong dien.
2. Thong so cac phan tu
2.1. May phat dien
2.2. May bien ap tang ap
2.3. Thong so duong day
2.4. Phu tai
II. Tinh quy doi cac thong so va bien doi so do
1. So do thay the he thong dien
2. Tinh quy doi cac thong so
3. Tinh che do xac lap cua mang dien truoc luc ngan mach
III. Tinh on dinh dong khi ngan mach ba pha tai dau duong day lien lac phia nha may nhiet dien 2
1. Lap dac tinh cong suat khi ngan mach
2. Lap dac tinh cong suat sau khi cat ngan mach
3. Tinh goc cat d21cat va thoi gian cat lon nhat dam bao on dinh he thong dien
III. Tinh on dinh dong khi ngan mach ba pha tai dau duong day lien lac phia nha may nhiet dien 1
1. Lap dac tinh cong suat khi ngan mach
2. Lap dac tinh cong suat sau khi c at ngan mach
3. Tinh goc cat d21cat va thoi gian cat lon nhat dam bao on dinh he thong dien
153 trang |
Chia sẻ: lvcdongnoi | Lượt xem: 2671 | Lượt tải: 2
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Thiết kế lưới điện khu vực 2 nguồn điện, 8 phụ tải, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
+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)