Thiết kế mạng lưới điện khu vực

Vậy, ta chọn đầu tiêu chuẩn là n = 11, khi đó Utc =112,953 kV Điện áp thực trên thanh hạ áp là : Uh th min2=Uqđ min2'.Uh đmUtc=101,82×24,2112,953=21,81 kV Độ lệch điện áp trên thanh hạ áp của máy biến áp là: ∆Umin2%=Uh th min2-UđmUđm.100=21,81-2222×100=-0,84% Vậy đầu đã chọn là phù hợp. - Chế độ sau sự cố: Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh phía cao áp là: Uđc sc2=Uqđ sc2'.Uh đmUyc sc=110,11×24,223,1=115,35 kV Vậy, ta chọn đầu tiêu chuẩn là n = 10, khi đó Utc =115 kV Điện áp thực trên thanh hạ áp là : Uh th sc2=Uqđ sc2'.Uh đmUtc=110,11×24,2115=23,17 kV Độ lệch điện áp trên thanh hạ áp của máy biến áp là: ∆Usc2%=Uh th sc2-UđmUđm.100=23,17-2222×100=5,32% Vậy đầu đã chọn là phù hợp. * Tính toán tương tự cho các trường hợp còn lại, ta có bảng kết quả tính toán và lựa chọn đầu điều chỉnh trong các máy biến áp: - Chế độ phụ tải cực đại: Trạm Uđm ,kV Uhđm ,kV Uycmax ,kV Uqđmax' ,kV Uđcmax ,kV Đầu điều chỉnh Utcmax ,kV Uhthmax ,kV ∆Umax ,% 1 22 24,2 23,1 107,96 113,10 11 112,953 23,13 5,14 2 22 24,2 23,1 112,64 118,00 9 117,047 23,29 5,86 3 22 24,2 23,1 109,49 114,70 10 115,000 23,04 4,73 4 22 24,2 23,1 111,83 117,16 9 117,047 23,12 5,10 5 22 24,2 23,1 115,30 120,79 7 121,141 23,03 4,70 6 22 24,2 23,1 112,34 117,69 9 117,047 23,23 5,58 7 22 24,2 23,1 110,56 115,82 10 115,000 23,27 5,75 8 22 24,2 23,1 111,41 116,72 9 117,047 23,03 4,70 9 22 24,2 23,1 112,03 117,36 9 117,047 23,16 5,29 Bảng 5.6 - Chế độ phụ tải cực tiểu: Trạm Uđm ,kV Uhđm ,kV Uycmin ,kV Uqđmin' ,kV Uđcmin ,kV Đầu điều chỉnh Utcmin ,kV Uhthmin ,kV ∆Umin ,% 1 22 24,2 22 103,06 113,37 11 112,953 22,08 0,37 2 22 24,2 22 101,82 112,00 11 112,953 21,81 -0,84 3 22 24,2 22 107,28 118,01 9 117,047 22,18 0,82 4 22 24,2 22 108,89 119,78 8 119,094 22,13 0,58 5 22 24,2 22 104,14 114,55 10 115,000 21,91 -0,39 6 22 24,2 22 102,56 112,82 11 112,953 21,97 -0,12 7 22 24,2 22 93,31 102,64 16 102,718 21,98 -0,07 8 22 24,2 22 107,92 118,71 8 119,094 21,93 -0,32 9 22 24,2 22 108,49 119,34 8 119,094 22,05 0,21 Bảng 5.7 - Chế độ sau sự cố: Trạm Uđm ,kV Uhđm ,kV Uycmax ,kV Uqđmax' ,kV Uđcmax ,kV Đầu điều chỉnh Utcmax ,kV Uhthmax ,kV ∆Umax ,% 2 22 24,2 23,1 110,11 115,35 10 115,000 23,17 5,32 3 22 24,2 23,1 102,35 107,22 14 106,812 23,19 5,40 4 22 24,2 23,1 106,19 111,25 12 110,906 23,17 5,32 5 22 24,2 23,1 103,91 108,86 13 108,859 23,10 5,00 6 22 24,2 23,1 97,635 102,28 16 102,718 23,00 4,56 7 22 24,2 23,1 107,98 113,12 11 112,953 23,13 5,16 8 22 24,2 23,1 101,21 106,03 14 106,812 22,93 4,23 9 22 24,2 23,1 107,51 112,63 11 112,953 23,03 4,70 Bảng 5.8 CHƯƠNG 6: TÍNH TOÁN CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ - KĨ THUẬT CỦA MẠNG LƯỚI ĐIỆN THIẾT KẾ 6.1. Tính vốn đầu từ xây dựng mạng lưới điện Tổng vốn đầu tư được xác định theo công thức: K=KD+Ktba (6.1) Trong đó: KD là vốn đầu tư xây dựng đường dây ( đã tính ở chương trước) KD=290,873 tỉ đồng Ktba là vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp. Giá thành trạm biến áp truyền tải có một máy biến áp cấp 110kV Công suất định mức (MVA) Giá thành (tỉ đồng/trạm) 25 19 32 22 40 25 Bảng 6.1 Giá thành trạm có hai máy biến áp bằng 1,8 lần giá thành trạm có một máy biến áp. Ta có 2 trạm có hai máy biến áp có công suất 25 MVA; 6 trạm có hai máy biến áp có công suất 32 MVA; 1 trạm có một máy biến áp có công suất 40 MVA; →Ktba=1,8×2×19+6×22+25=331 tỉ đồng Vậy: K=KD+Ktba=290,873+331=621,873 tỉ đồng 6.2. Tính tổn thất công suất tác dụng trong mạng lưới điện Theo kết quả tính toán chương V, ta có tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây, cuộn dây máy biến áp, lõi thép máy biến áp. ∆PD=12,02 MW  ; ∆PBA=1,14 MW ; ∆P0=0,578 MW Vậy, tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng lưới điện bằng: ∆P=∆PD+∆PBA+∆P0=12,020+1,140+0,578=13,578 MW ∆P%=∆PP×100=13,578302×100=4,55% 6.3. Tổn thất điện năng trong mạng lưới điện Tổng tổn thất điện năng trong mạng lưới điện: ∆A=∆PD+∆PBA.τ+∆P0.t (6.2) Trong đó: τ là thời gian tổn thất công suất cực đại. τ=3633,09 h t là thời gian vận hành máy biến áp trong năm. t = 8760 h ∆A=12,020+1,14×3633,09+0,578×8760=52874,744 MWh Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được trong một năm bằng: A=Pmax.Tmax=302×5200=1570400 MWh Tổn thất điện năng trong mạng lưới điện tính theo % bằng: ∆A%=∆AA×100=52874,7441570400×100=3,37% 6.4. Tính chi phí và giá thành tải điện - Chi phí vận hành hàng năm của mạng lưới điện: Y=avhd.KD+avht.KTBA+C.∆A (6.3) Trong đó avhd là hệ số vận hành đường dây ; avhd=0,07 . avht là hệ số vận hành các thiết bị trong trạm biến áp ; avht=0,10 . C là giá tiền 1kWh điện năng ; C = 500 đồng/kWh. Y=0,07×290,873×109+0,10×331×109+500×52874,744×103= =79,898×109đồng=79,898 tỉ đồng - Chi phí tính toán hàng năm bằng: Z=atc.K+Y=0,125×621,873+79,898=157,632 tỉ đồng - Giá thành truyền tải điện năng bằng: β=YA=79,898×1091570400×103=50,877 đồng/kWh - Giá thành xây dựng ứng với 1MW công suất phụ tải bằng: K0=KPmax=621,873302=2,059 tỉ đồng/MW Kết quả tính các chỉ tiêu kinh tế kĩ thuật của hệ thống điện thiết kế được tổng hợp trong bảng sau: Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị % 7,25 % 13,09 Tổng độ dài đường dây lộ kép km 550,35 Tổng độ dài đường dây lộ đơn km 70,10 Tổng công suất phụ tải cực đại MW 302 Tổng công suất các máy biến áp MVA 524 Tổng tổn thất công suất tác dụng của máy biến áp và đường dây ΔPΣ MW 13,578 Tổng tổn thất công suất tác dụng của máy biến áp và đường dây ΔPΣ% % 4,55 Tổng tổn thất điện năng của máy biến áp và đường dây ΔAΣ MWh 52874,744 Tổng tổn thất điện năng của máy biến áp và đường dây ΔAΣ% % 3,37 Điện năng tiêu thụ của phụ tải trong một năm MWh 1570400 Chi phí vận hành hàng năm tỉ đồng 79,898 Giá thành truyền tải điện năng đ/KWh 50,877 Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải tỉ đồng/MW 2,059 Bảng 6.2 PHẦN II: CHUYÊN ĐỀ CHƯƠNG 7: TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP CHO MẠNG LƯỚI ĐIỆN BẰNG CHƯƠNG TRÌNH CONUS 7.1. Bài toán tính chế độ xác lập của hệ thống điện Chế độ xác lập là chế độ mà các thông số của hệ thống điện hầu như không biến đổi. Việc tính toán chế độ xác lập nhằm phục vụ cho quá trình vận hành, thiết kế yêu cầu từ những số liệu đã biết qua cá số liệu thống kê, dự báo, đo lường: công suất tác dụng, công suất phản kháng yêu cầu của tải, công suất tác dụng, công suất phản kháng phát ra của nhà máy, thông số cấu trúc của mạng lưới điện. Các số liệu này là số liệu ban đầu của bài toán tính ổn định chế độ của hệ thống điện. Có nhiều phương pháp toán học được dùng để tìm chế độ xác lập. Do có ưu điểm là nhanh hội tụ ( nếu có hội tụ) nên phương pháp lặp Newton – Raphson hay được sử dụng. CONUS là chương trình tính toán mạng lưới điện được phát triển bởi các thầy cô trong bộ môn Hệ thống điện của Trường Đại học Bách khoa Hà Nội. Chức năng chính của chương trình là để tính toán chế độ xác lập cho mạng lưới điện có sơ đồ phức tạp bất kì. Ngoài ra còn có chức năng tính toán đánh giá ổn định tĩnh của lưới điện, tính các giới hạn ổn định tĩnh của lưới điện thông qua tham số chế độ thay đổi. Chương trình áp dụng phương pháp lặp Newton – Raphson để giải các phương trình phi tuyến. Ý tưởng của phương pháp Newton – Raphson giải phương trình phi tuyến fx=0 bằng cách tuyến tính hóa. Xuất phát từ điểm M0 (x0; y0), ta thay thế đường cong lân cận M0 bởi đường thẳng tiếp tuyến tại M0, tìm nghiệm của đường thẳng tiếp tuyến với y = 0, cắt trục Ox tại x1. Ta thay vào phương trình và tính được y1, xác đinh được điểm M1 (x1, y1). Tiếp tục lấy tiếp tuyến và tính toán như trên ta sẽ tìm ra được điểm gần điểm làm cho f(x) = 0 nhất có thể tùy theo yêu cầu độ chính xác. Hình 7.1 Áp dụng phương pháp lặp Newton – Raphson để tính toán cho mạng lưới điện: Hệ thống điện có n nút. Tại mỗi nút này, ta có thể tìm được thông số về công suất yêu cầu của phụ tải Sy. Từ trạng thái xấp xỉ: U(k) cho tác động vào các nút của lưới, hệ thống điện sẽ có đáp ứng là công suất tại các nút S(k)(U(k)). Độ lệch công suất: ∆Sk=Sbus- SkUk=0 (7.1) Đặt FX=∆SU Ta có hệ phương trình lặp: ∆S'Uk.∆Uk=-∆S(Uk) (7.2) ↔S'Uk.∆Uk=-∆SUk do Sbus=const (7.3) Trong đó S'Uk là ma trận Jacobi của hệ thống điện tại nút k có Uk: J=∂S1∂U1∂S1∂U2∂S2∂U1∂S2∂U2⋯∂S1∂Un∂S2∂Un⋮⋱⋮∂Sn∂U1∂Sn∂U2⋯∂Sn∂Un (7.4) Các bước lặp: Chọn một nút có Uk , tính được SkUk , tính ∆SUk theo công thức ở trên. Xét ∆S(Uk)≤ε , nếu đúng thì Uk là nghiệm, nếu sai ta tính đạo hàm S'Uk, giải hệ phương trình lặp tính ∆Uk, xác định được Uk+1 và tiếp tục bước lặp như trên. Sơ đồ khối mô tả phương pháp lặp Newton – Raphson: Nhập dữ liệu nhánh và nút Tính ma trận tổng dẫn Y i := 0 Tính ma trận Jacobi J ∆S''Uk.∆Uk=-∆S(Uk) ∆S(k)=Si – Si(Uk) Tính thông số các chế độ Đúng ∆S ≤ ε Sai In kết quả Tính S’(U(k)) i := i +1 U(k+1)=U(k)+ ∆U(k) Giải hệ phương trình tính ∆U(k) 7.2. Áp dụng chương trình CONUS tính toán chế độ xác lập cho mạng lưới điện thiết kế phần I 1. Các bảng số liệu đầu vào - Nhập số liệu nút: Hình 7.2 Nhập số liệu nút - Nhập số liệu đường dây: Hình 7.3 Nhập số liệu đường dây - Nhập số liệu nhánh máy biến áp: Hình 7.4 Nhập số liệu nhánh máy biến áp - Nhập thông số máy biến áp: Hình 7.5 Nhập số liệu nhánh máy biến áp - Nhập đặc tính phụ tải: Hình 7.6 Nhập số liệu đặc tính phụ tải - Nhập các lựa chọn: Hình 7.7 Nhập các thông số lựa chọn khác Hình 7.8 Sau khi tính toán, chương trình đã kết luận ở chế độ phụ tải cực đại, hệ thống điện ổn định tĩnh. Kết quả tính toán cuối cùng của chương trình CONUS cho chế độ cực đại của lưới điện thiết kế: - Tổng công suất phát: 149,200 MW - Công suất yêu cầu: 136,613 MW - Tổng thất trên lưới: 12,587 MW - Tần số trong lưới: 50,000 Hz Dòng công suất trên đường dây được trình bày như trên bản vẽ: * Từ kết quả nhận được, ta thấy các số liệu về phân bố công suất khác nhau không nhiều giữa tính toán bằng tay ( lặp 1 lần) với tính toán bằng chương trình CONUS ( lặp nhiều lần). Sai số rõ rệt nhất nằm ở công suất phản kháng truyền tải trên đường dây liên lạc giữa hai nhà máy. - Kết quả tính toán bằng tay: QI-2=43,50 (MVAr) QII-2=3,36(MVAr) Q2-7=21,57 (MVAr) - Kết quả tính bằng chương trình CONUS: QI-2=49,59 (MVAr) QII-2=8,76(MVAr) Q2-7=22,84 (MVAr) Công suất phản kháng do điện dung của đường dây sinh ra được tính theo công thức: Qc=B2.U2 Khi tính toán phân bố công suất bằng tay, ta cho U = Uđm, tính lặp một lần. Còn chương trình CONUS tính lặp nhiều lần, giá trị điện áp nút chính xác hơn ( sai số giữa hai bước lặp ∆U=0,01), do đó Qc nhận được có sai lệch khoảng 3 ÷ 10%. Giá trị công suất phản kháng truyền trên đường dây từ NM1 đến phụ tải 1, 5, 6; từ NM2 đến phụ tải 3, 4, 8, 9 có một phần sai số. Do đó sai số khi tính toán trên đường dây liên lạc là cộng dồn sai số của các đường dây dây trên và bản thân sai số của nó. Bởi vậy, sai số trên đường dây liên lạc có giá trị sai lệch nhất. Sai số trên đường dây II – 2 là lớn nhất và bằng: ∆QII-2%=8,76-3,368,76×100%=61,64% CHƯƠNG 8: TÌM HIỂU QUY TRÌNH TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP CHO LƯỚI PHÂN PHỐI 8.1. Tính toán chế độ xác lập cho lưới phân phối Tính toán chế độ xác lập cho lưới phân phối là xác định dòng điện, dòng công suất trên từng nhánh của lưới, tính tổn thất công suất và tổn thất điện năng để phục vụ quy hoạch, thiết kế và vận hành mạng lưới điện. Lưới phân phối gồm hai phần: + Lưới phân phối trung áp có điện áp 6, 10, 15, 22, 35 kV phân phối điện cho các trạm phân phối trung áp, trạm phân phối hạ áp và các phụ tải trung áp. Lưới này có phụ tải trực tiếp chủ yếu là các động cơ công suất lớn, các lò điện,… + Lưới phân phối hạ áp cấp điện cho các phụ tải hạ áp 0,4 kV. Lưới phân phối là lưới trực tiếp cung cấp điện cho phụ tải, bởi vậy lưới phân phối có nhiệm vụ chính trong việc đảm bảo chất lượng điện phục vụ phụ tải. Lưới phân phối có cấu trúc kín nhưng vận hành hở. Đối với phụ tải đặc biệt yêu cầu độ tin cậy cao thì được dự phòng riêng bằng đường dây trung áp hoặc hạ áp. Đối với lưới phân phối, do có đặc tính khác nhau nên các hộ tiêu thụ không có cùng đồ thị phụ tải, đặc biệt là thời điểm đỉnh của từng phụ tải là không trùng nhau nữa. Để tính chính xác hơn công suất tác dụng cực đại Pmax trên từng nhánh giả thiết đã bỏ qua tổ thất công suất ( phương pháp cộng phụ tải), người ta sử dụng hệ số đồng thời kđt – là giá trị trung bình của hệ số tham gia vào đỉnh ktđ của n phụ tải. Pmax=i=1nkđti.Pimaxi=1nPimax=kđt.i=1nPimax (8.1) Theo giả thiết ở trên, coi đồ thị công suất tác dụng và công suất phản kháng là đồng dạng nên hệ số tham gia vào đỉnh ktđ, hệ số đồng thời kđt của công suất phản kháng của các phụ tải cũng bằng của công suất tác dụng. Qmax=i=1nkđti.Qimaxi=1nQimax=kđt.i=1nQimax (8.2) Phương pháp tính toán phân bố công suất cho lưới phân phối, áp dụng cho bài toán quy hoạch, thiết kế sử dụng một số giả thiết sau: - Tính toán công suất thực hiện theo U = Uđm. - Sơ đồ thay thế bỏ qua giá trị dung dẫn đường dây, một số trương hợp ( lưới hạ áp) bỏ qua ∆P0 của máy biến áp. - Khi tính phân bố công suất trên các đoạn đường dây, bỏ qua tổn thất công suất: Phương pháp này được gọi là phương pháp cộng phụ tải (đã trình bày ở trên). * Thực tế tính toán, tại các điện lực, trong một số môn học vẫn lấy hệ số kđt = 1. Thực tế vận hành cho thấy rất hiếm khi các phụ tải vận hành cực đại cùng một lúc. Cách tính trên có ưu điểm là đơn giản. Nhưng lại cho kết quả dòng công suất lớn hơn nhiều so với thực tế, dẫn đến tăng chi phí để xây dựng mạng điện, đánh giá không đúng trong quy hoạch. Bộ Công Thương đưa ra tiêu chuẩn về hệ số kđt phụ thuộc vào số lượng phụ tải trên đoạn lưới đằng sau vị trí xét : Số phụ tải 2 3 – 5 6 – 10 11 – 20 > 20 kđt 1 0,9 0,8 0,75 0,7 Bảng 8.1 Cách tính có xét tới kđt≠1 phức tạp hơn nhưng cho kết quả tính công suất trên các nhánh nhỏ hơn, nên giảm chi phí xây dựng mạng điện so với phương pháp cho kđt=1. 8.2. Tính toán tổn thất điện năng, bài toán bù kinh tế 8.2.1. Tính toán tổn thất điện năng Trong quá trình truyền tải điện năng từ nguồn điện đến phụ tải, luôn luôn xảy ra tổn thất điện năng. Điện năng truyền đi gồm điện năng cung cấp cho phụ tải và điện năng bị tổn thất. Do đó ta bị lãng phí một lương nhiên liệu để sản xuất điện. Thiết bị và đường dây truyền tải phải chịu một lượng tải vô ích nữa, gây tốn vật liệu để sản xuất các thiết bị điện này. Bởi vậy giá thành điện bị cao lên, giá bán ra đắt, không có lợi cho phát triển kinh tế. Các nhà nghiên cứu tìm ra các công thức tính lượng tổn hao này để có thể tìm cách hạn chế nó. Ta có, công thức tính tổn thất điện năng do phát nóng: ∆A=08760∆Pt.dt (8.3) Để tính chính xác được ∆A, ta phải biết được đồ thị phụ tải cụ thể. Điều này là không thể thực hiện được bởi vì hệ thống điện có rất nhiều phụ tải, cấu trúc lưới rất phức tạp. - Tính tổn thất điện năng theo dòng điện trung bình bình phương Itbbp : ∆A=o8760Pt.dt=087603I2t.R.dt=3Itbbp2.R.8760 (8.4) Trong đó: Itbbp=08760I2t.dt Cách tính này chính xác nhưng khi tính toán lại yêu cầu biết được đồ thị phụ tải. - Để tính toán đơn giản hơn, người ta đưa ra khái niệm về thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax. A=Pmax.Tmax (8.5) Công thức tính tổn thất điện năng theo τ: ∆A=∆Pmax.τ (8.6) Trong đó τ=f(Tmax,cosφ) là thời gian tổn thất công suất lớn nhất. Xét khoảng thời gian trong một năm, t=8760h : ∆A=08760∆Pt.dt=3R08760I2t.dt=R08760S2tUt.dt (8.7) Nếu đồ thị phụ tải có dạng bậc thang, mỗi bậc dài ∆t=1h và có công suất không đổi, lấy gần đúng U=Uđm. Suy ra : Hình 8.1 Suy ra : ∆A=RUđm2i=18760Pi2+i=18760Qi2=RUđm2(Pmax2.τP+Qmax2.τQ) (8.8) τP,τQ là thời gian tổn thất công suất cực đại do công suất tác dụng, công suất phản kháng gây ra. Chúng phụ thuộc vào đồ thị công suất tác dụng và công suất phản kháng của phụ tải. Ta giả thiết rằng đồ thị công suất tác dụng và công suất phản kháng của phụ tải là đồng dạng, hay hệ số công suất cosφ không đổi theo năm: ∆A=RUđm2Pmax2+Qmax2τ=Smax2.RU2τ=∆Pmax.τ (8.9) τ=f(Tmax,cosφ) thực tế rất khó xác định vì ta khó có thể xác định được hết ∆P, đặc biệt là trên phần lưới liên lạc giữa hai nhà máy do còn có nhiều phụ tải trên đường dây này. τ có thể được tra từ bảng, đường cong hoặc theo công thức. Có hai công thức kinh nghiệm để tính τ : τ=(0,124+Tmax.10-4)2.8760 (8.10) τ=0,3Tmax+Tmax28760×0,7 (8.11) Tính tổn thất điện năng theo τ thì đơn giản, yêu cầu ít số liệu, nhưng không đúng cho tất cả trường hợp. Sau khi bù công suất phản kháng, Q thay đổi nên cosφ cũng thay đổi. Khi đó, τP≠τQ. Bởi vậy nếu ta tính tổn thất điện năng sau khi bù với giả thiết τ=const, kế cả đối với τ mới là không còn chính xác nữa. Ta có nhiều phương pháp để giảm tổn thất điện năng, như tăng tiết diện dây dẫn; nâng cao hệ số công suất cosφ ; bù kinh tế công suất phản kháng lưới phân phối trung áp; phân bố đều đồ thị phụ tải nhưng cách này rất khó do đặc điểm dùng điện của từng phụ tải là khác nhau ;… Trong đó cách bù kinh tế trong lưới phân phối trung áp là một trong những cách đơn giản và hiệu quả. 8.2.2. Bù kinh tế công suất phản kháng  Tùy vào mục đích sử dụng, các phụ tải điện có loại yêu cầu công suất tác dụng như đèn sợi đốt, phụ tải nhiệt ; có loại yêu cầu cả công suất tác dụng và công suất phản kháng như các loại động cơ, chiếm đến khoảng 70% là động cơ không đồng bộ, tiêu tốn rất nhiều công suất phản kháng. Do đó, công suất truyền đến phụ tải bao gồm cả công suất tác dụng và công suất phản kháng :S=P+jQ Công suất tác dụng chỉ được sản xuất từ nhà máy điện. Công suất phản kháng có thể được sinh ra từ các phần tử điện như đường dây siêu cao áp. Công suất S truyền đi là không đổi, muốn truyền được công suất tác dụng P nhiều thì phải giảm lượng công suất phản kháng Q phải truyền tải. Tổn thất điện năng : ∆A=RS2Uđmdt=RP2+Q2Uđmdt (8.12) Sau khi bù một lượng Qb, lượng công suất phản kháng cần truyền trên đường dây giảm xuống còn (Q-Qb), tổn thất điện năng còn: A'=RP2+(Q-Qb)2Uđmdt<A (8.13) Các phần tử truyền tải điện chủ yếu là mang tính cảm kháng. Muốn giảm được công suất phản kháng Q thì ta phải đặt thiết bị mang tính dung kháng như tụ bù, động cơ đồng bộ chạy không tải. Trong thực tế tụ bù được sử dụng nhiều hơn động cơ đồng bộ vì tụ bù đơn giản, dễ vận hành, bảo dưỡng, thay thế, chi phí đầu tư rẻ và ít tiêu tốn công suất tác dụng. Đặc biệt, ta có thể lắp thêm tụ khi nhu cầu công suất phản kháng của phụ tải tăng so với lúc thiết kế. Vận hành tụ bù bằng cách đóng cắt tụ, nhưng có nhược điểm là không vận hành trơn được công suất phản kháng. Tụ bù được đặt càng ở gần phụ tải thì lượng công suất phản kháng phải truyền trên đường dây càng ít nhưng chi phí cho 1kVAr ở cấp điện áp càng thấp thì càng cao. Do vậy, tụ bù thường hay được đặt ở lưới phân phối trung áp. Hơn nữa, việc quản lý dung lượng công suất phản kháng bù cũng dễ dàng hơn do các trạm không bị phân tán. Thành phần chính của chi phí khi đặt bù là vốn đầu tư và chi phí vận hành trạm bù ngoài ra còn có tổn thất điện năng trong tụ bù. Giải bài toán bù công suất phản kháng để xác định: số lượng trạm bù, vị trí đặt, công suất bù mỗi trạm sao cho đạt hiệu quả kinh tế cao nhất. 1. Xác định công suất phản kháng bù tối ưu Tổn thất công suất tác dụng do công suất phản kháng q(t) gây ra là: ∆P(t)=q2tUđm2R (8.14) Sau khi bù một lượng công suất phản kháng Qb : ∆Pb(t)=qt-Qb2Uđm2R=q2t-2Qb.qt+Qb2Uđm2R (8.15) Độ giảm tổn thất công suất tác dụng do bù bằng: DPt=∆P(t)-∆Pb(t)=2Qb.qt-Qb2Uđm2R=R.QbUđm22qt-Qb (8.16) Độ giảm tổn thất điện năng do bù, xét trong khoảng thời gian T bằng: DA=0TDPt.dt=R.QbUđm20T[2qt-Qb]dt=R.QbUđm2(2Qtb.T-Qb.T) (8.16) Vì 1T0Tqt=Qtb. Đạo hàm DA theo Qb rồi cho bằng 0: ∂DA∂Qtb=2T.R.Qtb-2T.R.QbUđm2=0 ↔ Qb=Qtb và ∂2DA∂Qb2=-2T.RUđm2<0 (8.17) Vậy với Qb=Qtb thì DAmax. Sau khi đã tiến hành tính toán, đánh giá việc bù công suất phản kháng là có lợi hay không, nếu cần bù thì ta bù công suất phản kháng với lượng bằng Qb=Qtb. 2. Xác định vị trí bù tối ưu Xét lưới phân phối có phụ tải phân bố đều ở chế độ cực đại. Trên từng km, lưới có điện trở r0(Ω/km) , công suất phản kháng tiêu thụ là q0(kVAr/km). Vấn đề công suất bù có giá trị như ở phân trên vẫn được áp dụng cho bài toán xác định vị trí bù tối ưu này. Tổn thất công suất tác dụng trước khi bù bằng: ∆P=R.Q23Uđm2=r0.q02.L33Uđm2 (8.18) Ta đặt bù sao cho công suất phản kháng QN từ nguồn cấp cho đoạn lx còn tụ bù cung cấp công suất phản kháng cho Qb cho đoạn còn lại là L-lx. QN=lx.q0 Qb=(L-lx).q0 (8.19) Muốn cho tổn thất công suất tác dụng và tổn thất điện năng sau bù là nhỏ nhất thì trạm bù phải được đặt ở chính giữa đoạn L-lx, công suất phản kháng của tụ sẽ chia đều về 2 phía, mỗi phía có độ dài (L-lx)/2 và công suất Qb/2. Vị trí đặt bù là: lb=lx+(L-lx)/2=(L+lx)/2 (8.20) Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn lx bằng; ∆PN=(lx.q0)2.lx.r03Uđm2=lx3.q02.r03Uđm2 (8.21) Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn L-lx bằng; ∆Pb=2L-lx.q022.(L-lx)/2.r03.Uđm2=L-lx3.q02.r012Uđm2 (8.22) Tổng tổn thất công suất tác dụng sau khi bù là: ∆P'=∆PN+∆Pb=q02.r03Uđm2lx3-L-lx34 (8.23) Độ giảm tổn thất công suất tác dụng do bù là: DP=∆P-∆P'=r0.q02.L33Uđm2-q02.r03Uđm2lx3-L-lx34 (8.24) Đạo hàm DP theo lx, cho bằng 0, giải ra ta được: ∂DP∂lx=q02.r0Uđm2L-lx24-lx2=0↔lx=L3 (8.25) Vậy vị trí bù tối ưu là lb=2L/3 Từ đây ta cũng tính ra công suất phản kháng bù tối ưu là 2/3 công suất phản kháng yêu cầu. 8.3. Tính toán bù kinh tế công suất phản kháng cho đường dây 371 E83 của Hưng Yên 8.3.1. Cấu trúc đường dây Sơ đồ đường dây 371 E83 của Hưng Yên: (Hình 8.2) Hình 8.2 Bảng thông số các trạm biến áp có trên đường dây 371 E83 của Hưng Yên: Ucđm=35kV , Uhđm=0,4kV, ngoại trừ phụ tải TG Kim Động 1, 2 có Uhđm=10kV STT Tên trạm Sđm, kVA Loại MBA cosφ Tmax, h Pmax, kW Qmax, kVAr Điện năng tt, kWh 1 Cao Xá - Vũ Xá 180 DA 0,9 2000 64 31,00 127198 2 Bơm Động Xá B1 50 DA 0,8 1500 4 3,00 5450 3 Bơm Động Xá B2 560 HN 0,8 1500 5 3,75 7056 4 Thôn Động Xá 180 DA 0,9 3000 132 63,93 394776 5 Bằng Ngang 180 DA 0,9 3000 153 74,10 457834 6 Cốc Ngang - NL 180 DA 0,9 3000 175 84,76 525648 7 Trường Sơn 100 DA 0,9 2000 4 1,94 7200 8 BU Tạ Thượng - CN 560 DA 0,8 1000 77 57,75 76548 9 Thôn Giang 180 DA 0,9 2000 92 44,56 183554 10 Cty Kiên Hà 100 DA 0,9 3000 74 35,84 223356 11 Cty Thành Lợi 1 400 HN 0,9 1000 69 33,42 68880 12 Cty Thành Lợi 2 1000 HN 0,9 1000 26 12,59 25800 13 BU Đồng Lý 1 180 DA 0,8 1000 5 3,75 5000 14 BU Đồng Lý 2 180 DA 0,8 2000 105 78,75 209160 15 Thị trấn Lương Bằng 180 DA 0,9 2000 207 100,25 413966 16 Cty May Day 250 DA 0,9 2000 107 51,82 413966 17 Vĩnh Hậu - Vĩnh Xá 320 HN 0,9 2000 330 159,83 659640 18 Ngô Xá - Vĩnh Xá 180 DA 0,9 2000 167 80,88 333144 19 BU Đào Xá 1 100 DA 0,8 1000 4 3,00 3840 20 BU Đào Xá 2 320 DA 0,8 1000 2 1,50 2304 21 BU Đồng Thanh1 560 DA 0,8 1000 31 23,25 31140 22 BU Đồng Thanh2 180 DA 0,8 2000 124 93,00 248413 23 Thanh Sầm - Đồng Thanh 250 DA 0,9 3000 107 51,82 321012 24 Đồng Thanh - Vĩnh Tiền 320 DA 0,9 3000 168 81,37 503076 25 Phán Thủy - Song Mai 180 DA 0,9 3000 120 58,12 360876 26 Cá Mai Viên 50 DA 0,9 2000 19 9,20 37200 27 Mai Viên 180 DA 0,9 3000 166 80,40 498468 28 BU.Mai Viên 750 DA 0,8 1500 21 15,75 31700 29 Thanh góp Kim Động 1 1800 LX 0,9 4400 1154 558,91 5075410 30 Thanh góp Kim Động 2 2500 DA 0,9 6000 2449 1186,1 14696576 31 Tự dùng Kim Động 180 DA 0,9 2000 13 6,30 25800 32 Bưu điện Kim Động 50 DA 0,9 3000 40 19,37 118920 33 Thị trấn Kim Động 320 DA 0,9 4000 280 135,61 1119312 34 Bệnh viện Kim Động 100 HN 0,9 2000 43 20,83 85800 35 Thủy nông 100 DA 0,9 2000 23 11,14 45228 36 Cty Hồng Hà 180 HN 0,9 2000 4 1,94 8316 37 Cty Đức Thịnh 320 DA 0,9 2000 19 9,20 37800 38 Cty Tân Hoàng Sơn 400 DA 0,9 2000 90 43,59 179112 39 Cty Giầy Hoàng Đô 100 DA 0,9 2000 6 2,91 11016 40 Cty XNK HY(đông lạnh) 250 DA 0,9 2000 133 64,41 265140 41 Bia Hưng Sơn 75 DA 0,9 2000 55 26,64 110864 42 Thôn Tiên Cầu- HC 180 DA 0,9 3000 149 72,16 447024 43 NM nước - Ngọc Thanh 50 DA 0,9 2000 15 7,26 30852 44 Duyên Yên - Ngọc Thanh 180 DA 0,9 4000 166 80,40 664320 45 Thanh Cù - Ngọc Thanh 320 DA 0,9 3000 230 111,39 691080 46 Vũ Hưng 50 DA 0,9 2000 17 8,23 34434 47 Trà Lâm - Hiệp Cường 250 DA 0,9 3000 130 62,96 390600 48 BU Hiệp Cường 180 DA 0,8 1500 85 63,75 127008 49 Cty VLXD Hưng Yên 320 HN 0,9 3000 137 66,35 409579 50 Đống Lương - HC 180 DA 0,9 3000 132 63,93 396460 51 Lương Xá - HC3 180 DA 0,9 3000 112 54,24 334848 52 Đoàn Thượng - Bảo Khê3 320 DA 0,9 3000 270 130,77 810660 53 Phú Cường - Kệ Châu 320 DA 0,9 3000 252 122,05 757080 54 BU Phú Cường 250 DA 0,8 2 1 0,75 0 55 BU Phú Cường - PC 180 DA 0,8 2000 118 88,50 236827 56 BU Hùng Cường 180 DA 0,8 1500 122 91,50 183707 57 Hùng Cường 1 - Cao Xá 320 DA 0,9 2000 197 95,41 394620 58 Hùng Cường 2 - Kệ Châu 100 DA 0,9 3000 83 40,20 248688 59 Bảo Khê 1 - Cao Thôn 180 DA 0,9 2000 156 75,55 311940 60 Bảo Khê 2 - Bơm 180 DA 0,9 3000 131 63,45 319788 61 Nguyễn Văn Linh 1 180 DA 0,9 2000 13 6,30 25248 62 Nguyễn Văn Linh 2 180 DA 0,9 2000 106 51,34 212400 TỔNG 34982662 Thông số đường dây được cho trên sơ đồ, chiều dài dây sẽ được nêu trong các bảng tính toán phần sau. 8.3.2. Tính toán tổn thất điện năng trước khi bù Do hạn chế về số liệu đầu bài, chỉ biết các thông số cơ bản, không biết đồ thị phụ tải cụ thể nên ta dùng phương pháp tính toán tổn thất công suất theo τ mặc dù cách tính này không chính xác. Ta chọn công thức (8.8) để tính τ: τ=(0,124+Tmax.10-4)2.8760 (8.) Tổn thất điện năng được tính theo công thức (8.4): ∆A=∆Pmax.τ (8.26) Công suất cực đại truyền trên đường dây được tính theo công thức (8.10), (8.11): Ptr=kđt.i=1nPimax (8.27) Qtr=kđt.i=1nQimax (8.28) Tổn thất công suất trên đường dây có điện trở Rd bằng: ∆Pd=Ptr2+Qtr2Uđm2Rd (8.29) Tổn thất công suất trên trạm biến áp có hai máy biến áp bằng: ∆Pb=∆Pn2SSđm2+2∆P0 (8.30) 1. Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây trục chính : Điện trở các loại dây có trên đường dây trục chính : Loại dây AC - 35 AC - 50 AC – 70 r0 (Ω/km) 0,91 0,63 0,45 Bảng 8.2 Điện trở đường dây bằng : Rd=r0.L Điện áp định mức : Uđm=35kV Thời gian sử dụng công suất cực đại trung bình trên đường dây trục chính bằng : Tmaxtb=Pi.Tmaxikđt.Pi (8.31) kđt=1 : Tmaxtb=3673,95 h→τ=2115,27 h kđt≠1 : Tmaxtb=5248,50 h→τ=3688,01 h Áp dụng các công thức trên để tính cho đường dây 371 E83 Hưng Yên ta được bảng kết quả sau (các thông số đường dây chi tiết trong bảng phụ lục 1): Đường dây kđt=1 kđt≠1 Ptr, kW Qtr, kVAr ∆Pdc, kW ∆Adc, kWh Ptr, kW Qtr, kVAr ∆Pdc, kW ∆Adc, kWh 39 – 26 64,00 31,00 0,0024 5,11 64,00 31,00 0,0024 8,91 26-24 65,70 33,97 0,0005 1,05 65,70 33,97 0,0004 1,48 24 – 8 184,50 91,51 0,0308 65,10 184,50 91,51 0,0249 91,94 8-522 322,20 158,20 0,0467 98,88 322,20 158,20 0,0379 139,64 482-488 175,00 84,76 0,0083 17,63 175,00 84,76 0,0083 30,73 488-489 179,00 86,69 0,0015 3,07 179,00 86,69 0,0015 5,36 7-489 169,00 102,31 0,0141 29,72 169,00 102,31 0,0141 51,82 489-506A 313,20 170,10 0,0979 207,16 313,20 170,10 0,0793 292,56 506A-510 379,80 202,36 0,0336 71,06 379,80 202,36 0,0272 100,36 510-512 413,60 216,68 0,0250 52,94 413,60 216,68 0,0160 59,07 512-514 501,60 282,68 0,0381 80,50 501,60 282,68 0,0244 89,83 514-515 705,75 379,07 0,0419 88,66 705,75 379,07 0,0236 86,95 21-4 497,00 240,71 0,3851 814,61 497,00 240,71 0,3851 1420,28 4-39 452,70 220,69 0,5636 1192,26 452,70 220,69 0,4566 1683,77 39-38 526,40 289,17 0,0290 61,31 526,40 289,17 0,0186 68,42 1-38 275,00 133,19 0,0336 71,10 275,00 133,19 0,0336 123,96 38-29 746,40 395,72 0,5162 1091,82 746,40 395,72 0,3303 1218,31 29-14 842,40 442,21 1,0911 2307,92 842,40 442,21 0,6983 2575,30 14-11 857,60 449,57 0,2260 478,11 857,60 449,57 0,1447 533,50 11-4 928,50 481,77 0,7003 1481,32 928,50 481,77 0,3939 1452,78 4-515 944,25 493,59 0,4152 878,20 944,25 493,59 0,2335 861,28 515-517A 1540,00 814,48 0,4551 962,57 1540,00 814,48 0,2230 822,35 1-517A 3254,40 1576,18 0,5930 1254,34 3254,40 1576,18 0,4803 1771,44 517A-517B 4071,20 2040,40 0,6219 1315,44 4071,20 2040,40 0,3047 1123,81 2-517B 320,00 154,98 0,0065 13,75 320,00 154,98 0,0065 23,98 517B-522 4295,20 2148,88 7,9546 16826,1 4295,20 2148,88 3,8978 14374,99 522-527 4545,80 2271,93 9,6807 20477,3 4545,80 2271,93 4,7435 17494,26 527-528 4575,90 2286,51 1,9617 4149,53 4575,90 2286,51 0,9612 3545,05 528-529 4592,00 2294,31 1,9754 4178,61 4592,00 2294,31 0,9680 3569,89 529-530A 4594,80 2295,66 1,3845 2928,57 4594,80 2295,66 0,6784 2501,95 530A-530 4608,10 2302,10 0,5968 1262,33 4608,10 2302,10 0,2924 1078,44 1-530 96,00 46,49 0,0004 0,88 96,00 46,49 0,0004 1,54 530-531 4675,30 2334,65 2,0473 4330,64 4675,30 2334,65 1,0032 3699,77 531-537 4768,40 2379,74 12,7750 27022,6 4768,40 2379,74 6,2598 23086,11 537-538 4806,90 2398,39 2,1635 4576,36 4806,90 2398,39 1,0601 3909,70 538-540 4911,20 2448,90 4,5157 9551,85 4911,20 2448,90 2,2127 8160,39 10A-10 181,00 87,66 0,0021 4,40 181,00 87,66 0,0021 7,67 10-6B 369,90 179,15 0,0429 90,75 369,90 179,15 0,0347 128,16 6B-540 385,20 186,56 0,0233 49,20 385,20 186,56 0,0188 69,49 540-548 5210,80 2594,00 20,3203 42982,9 5210,80 2594,00 9,9570 36721,37 5-548 215,00 126,71 0,0160 33,88 215,00 126,71 0,0160 59,06 548-551 5361,30 2682,70 8,0832 17098,2 5361,30 2682,70 3,9608 14607,42 551-557 5457,20 2729,15 16,7462 35422,7 5457,20 2729,15 8,2056 30262,51 5-557 244,00 118,17 0,0164 34,65 244,00 118,17 0,0164 60,41 557-559 5817,00 2903,41 6,3374 13405,4 5817,00 2903,41 3,1054 11452,57 30A-27 253,00 122,80 0,0020 4,30 253,00 122,80 0,0020 7,50 27-19 333,90 190,17 0,0750 158,64 333,90 190,17 0,0607 224,04 7-19 319,00 186,91 0,0844 178,45 319,00 186,91 0,0844 311,13 19-12 621,00 358,39 0,2285 483,30 621,00 358,39 0,1851 682,54 12-559 618,40 350,73 0,4874 1030,93 618,40 350,73 0,3119 1150,37 559-569 6358,10 3210,29 38,0327 80449,4 6358,10 3210,29 18,636 68729,95 569-575 6467,30 3263,18 23,6036 49928,0 6467,30 3263,18 11,566 42654,72 575-579 6559,00 3307,59 16,1815 34228,1 6559,00 3307,59 7,9289 29241,94 579-585 6633,20 3343,53 24,8200 52501,0 6633,20 3343,53 12,162 44852,89 585-586 6642,30 3347,94 4,1479 8773,99 6642,30 3347,94 2,0325 7495,84 Bảng 8.3 TỔNG ∆Pdc, kW ∆Adc, kWh kđt=1 210,2838 444806,56 kđt≠1 104,3324 384779,50 Bảng 8.4 2. Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây từ trục chính đến trạm Điện trở các loại dây : Loại dây AC - 35 AC - 50 AC – 70 M – 16 M – 48 r0 (Ω/km) 0,91 0,63 0,45 1,2 0,39 Bảng 8.5 Điện trở đường dây bằng : Rd=r0.L Điện áp định mức : Uđm=35kV Áp dụng các công thức trên để tính cho đường dây 371 E83 Hưng Yên ta được bảng kết quả sau ( thông số đường dây chi tiết trong bảng phụ lục 2): Đường dây đến trạm Ptr , kW Qtr , kVAr ∆Pdt, kW ∆Adt, kVA Cao Xá - Vũ Xá 64 31,00 0,00182 1,6741 Bơm Động Xá B1 4 3,00 0,00001 0,0042 Bơm Động Xá B2 5 3,75 0,00001 0,0066 Thôn Động Xá 132 63,93 0,00443 6,9689 Bằng Ngang 153 74,10 0,00446 7,0220 Cốc Ngang - NL 175 84,76 0,00843 13,2695 Trường Sơn 4 1,94 0,00001 0,0047 BU Tạ Thượng - CN 77 57,75 0,00048 0,2094 Thôn Giang 92 44,56 0,00388 3,5691 Cty Kiên Hà 74 35,84 0,00151 2,3727 Cty Thành Lợi 1 69 33,42 0,00091 0,3986 Cty Thành Lợi 2 26 12,59 0,00013 0,0566 BU Đồng Lý 1 5 3,75 0,00001 0,0064 BU Đồng Lý 2 105 78,75 0,00640 5,8839 Thị trấn Lương Bằng 207 100,25 0,00272 2,5018 Cty May Day 107 51,82 0,00036 0,3342 Vĩnh Hậu - Vĩnh Xá 330 159,83 0,00691 6,3583 Ngô Xá - Vĩnh Xá 167 80,88 0,00443 4,0709 BU Đào Xá 1 4 3,00 0,00001 0,0029 BU Đào Xá 2 2 1,50 0,00000 0,0007 BU Đồng Thanh1 31 23,25 0,00010 0,0424 BU Đồng Thanh2 124 93,00 0,00154 1,4203 Thanh Sầm-Đồng Thanh 107 51,82 0,00367 5,7875 Đồng Thanh - Vĩnh Tiền 168 81,37 0,00129 2,0382 Phán Thủy - Song Mai 120 58,12 0,00462 7,2793 Cá Mai Viên 19 9,20 0,00008 0,0738 Mai Viên 166 80,40 0,00632 9,9498 BU.Mai Viên 21 15,75 0,00011 0,0699 Thanh góp Kim Động 1 1154 558,91 0,04228 117,8049 Thanh góp Kim Động 2 2449 1186,1 0,19040 874,2754 Tự dùng Kim Động 13 6,30 0,00001 0,0049 Bưu điện Kim Động 40 19,37 0,00005 0,0800 Thị trấn Kim Động 280 135,61 0,00124 2,9932 Bệnh viện Kim Động 43 20,83 0,00056 0,5141 Thủy nông 23 11,14 0,00012 0,1115 Cty Hồng Hà 4 1,94 0,00000 0,0033 Cty Đức Thịnh 19 9,20 0,00006 0,0527 Cty Tân Hoàng Sơn 90 43,59 0,00026 0,2365 Cty Giầy Hoàng Đô 6 2,91 0,00001 0,0076 Cty XNK HY 133 64,41 0,00649 5,9673 Bia Hưng Sơn 55 26,64 0,00030 0,2733 Thôn Tiên Cầu- HC 149 72,16 0,00564 8,8795 NM nước - Ngọc Thanh 15 7,26 0,00004 0,0394 Duyên Yên-Ngọc Thanh 166 80,40 0,00087 2,1041 Thanh Cù-Ngọc Thanh 230 111,39 0,00672 10,5789 Vũ Hưng 17 8,23 0,00000 0,0042 Trà Lâm - Hiệp Cường 130 62,96 0,00215 3,3797 BU Hiệp Cường 85 63,75 0,00102 0,6682 Cty VLXD Hưng Yên 137 66,35 0,01119 17,6202 Đống Lương - HC 132 63,93 0,00111 1,7422 Lương Xá - HC3 112 54,24 0,00358 5,6442 Đoàn Thượng - BK3 270 130,77 0,02645 41,6529 Phú Cường - Kệ Châu 252 122,05 0,00202 3,1749 BU Phú Cường 1 0,75 0,00000 0,0000 BU Phú Cường - PC 118 88,50 0,00242 2,2293 BU Hùng Cường 122 91,50 0,00179 1,1799 Hùng Cường 1 - Cao Xá 197 95,41 0,00123 1,1330 Hùng Cường 2-Kệ Châu 83 40,20 0,00079 1,2437 Bảo Khê 1 - Cao Thôn 156 75,55 0,00232 2,1313 Bảo Khê 2 - Bơm 131 63,45 0,00236 3,7178 Nguyễn Văn Linh 1 13 6,30 0,00000 0,0035 Nguyễn Văn Linh 2 106 51,34 0,00025 0,2343 TỔNG 0,37837 1191,0626 Bảng 8.5 3. Tổn thất công suất tác dụng trên trạm biến áp Thông số máy biến áp : Loại MBA ∆P0 , kW ∆Pn , kW i0 , % Un , % UđmC , kV UđmH , kV DA-50 0,215 0,88 1,8 5 35 0,4 DA-75 0,27 1,3 1,8 5 35 0,4 DA-100 0,35 1,75 1,8 5 35 0,4 DA-180 0,51 2,25 1,7 5 35 0,4 DA-250 0,72 3,2 1,7 5 35 0,4 DA-320 0,79 3,88 1,6 5 35 0,4 DA-400 0,92 4,6 1,5 5 35 0,4 DA-560 1,06 5,47 1,5 5 35 0,4 DA-750 1,35 7,1 1,4 5,5 35 0,4 DA-2500 3,4 22 0,8 6,5 35 10,5 HN-100 0,35 1,75 1,8 5 35 0,4 HN-180 0,51 2,25 1,7 5 35 0,4 HN-320 0,79 3,88 1,6 5 35 0,4 HN-400 0,92 4,6 1,5 5 35 0,4 HN-560 1,06 5,47 1,5 5 35 0,4 HN-1000 1,68 10 1,3 6 35 0,4 LX-1800 8,3 24 6,5 5 35 10,5 Bảng 8.6 Áp dụng các công thức trên để tính cho đường dây 371 E83 Hưng Yên ta được bảng kết quả sau : Trạm Sđm, kVA Loại MBA S, kVA ∆Pb, kW τ , h ∆Ab , kW Cao Xá - Vũ Xá 180 DA 71,11 1,196 919,59 1099,45 Bơm Động Xá B1 50 DA 5,00 0,434 657,67 285,69 Bơm Động Xá B2 560 HN 6,25 2,120 657,67 1394,48 Thôn Động Xá 180 DA 146,67 1,767 1574,84 2782,60 Bằng Ngang 180 DA 170,00 2,023 1574,84 3186,64 Cốc Ngang - NL 180 DA 194,44 2,333 1574,84 3673,78 Trường Sơn 100 DA 4,44 0,702 919,59 645,30 BU Tạ Thượng - CN 560 DA 96,25 2,201 439,54 967,34 Thôn Giang 180 DA 102,22 1,383 919,59 1271,63 Cty Kiên Hà 100 DA 82,22 1,292 1574,84 2033,97 Cty Thành Lợi 1 400 HN 76,67 1,924 439,54 845,90 Cty Thành Lợi 2 1000 HN 28,89 3,364 439,54 1478,69 BU Đồng Lý 1 180 DA 6,25 1,021 439,54 448,93 BU Đồng Lý 2 180 DA 131,25 1,618 919,59 1488,03 Thị trấn Lương Bằng 180 DA 230,00 2,857 919,59 2627,09 Cty May Day 250 DA 118,89 1,802 919,59 1656,96 Vĩnh Hậu - Vĩnh Xá 320 HN 366,67 4,127 919,59 3795,23 Ngô Xá - Vĩnh Xá 180 DA 185,56 2,216 919,59 2037,37 BU Đào Xá 1 100 DA 5,00 0,702 439,54 308,64 BU Đào Xá 2 320 DA 2,50 1,580 439,54 694,53 BU Đồng Thanh1 560 DA 38,75 2,133 439,54 937,58 BU Đồng Thanh2 180 DA 155,00 1,854 919,59 1705,10 Thanh Sầm - Đồng Thanh 250 DA 118,89 1,802 1574,84 2837,61 Đồng Thanh - Vĩnh Tiền 320 DA 186,67 2,240 1574,84 3527,86 Phán Thủy - Song Mai 180 DA 133,33 1,637 1574,84 2578,46 Cá Mai Viên 50 DA 21,11 0,508 919,59 467,56 Mai Viên 180 DA 184,44 2,201 1574,84 3466,60 BU.Mai Viên 750 DA 26,25 2,704 657,67 1778,56 Thanh góp Kim Động 1 1800 LX 1282,22 10,053 2786,52 28012,55 Thanh góp Kim Động 2 2500 DA 2721,11 19,832 4591,78 91063,41 Tự dùng Kim Động 180 DA 14,44 1,027 919,59 944,64 Bưu điện Kim Động 50 DA 44,44 0,778 1574,84 1224,68 Thị trấn Kim Động 320 DA 311,11 3,414 2405,29 8210,97 Bệnh viện Kim Động 100 HN 47,78 0,900 919,59 827,39 Thủy nông 100 DA 25,56 0,757 919,59 696,26 Cty Hồng Hà 180 HN 4,44 1,021 919,59 938,61 Cty Đức Thịnh 320 DA 21,11 1,588 919,59 1460,72 Cty Tân Hoàng Sơn 400 DA 100,00 1,984 919,59 1824,24 Cty Giầy Hoàng Đô 100 DA 6,67 0,704 919,59 647,29 Cty XNK HY(đông lạnh) 250 DA 147,78 1,999 919,59 1838,31 Bia Hưng Sơn 75 DA 61,11 0,972 919,59 893,43 Thôn Tiên Cầu- HC 180 DA 165,56 1,972 1574,84 3105,09 NM nước - Ngọc Thanh 50 DA 16,67 0,479 919,59 440,38 Duyên Yên - Ngọc Thanh 180 DA 184,44 2,201 2405,29 5294,61 Thanh Cù - Ngọc Thanh 320 DA 255,56 2,817 1574,84 4436,78 Vũ Hưng 50 DA 18,89 0,493 919,59 453,17 Trà Lâm - Hiệp Cường 250 DA 144,44 1,974 1574,84 3108,92 BU Hiệp Cường 180 DA 106,25 1,412 657,67 928,61 Cty VLXD Hưng Yên 320 HN 152,22 2,019 1574,84 3179,59 Đống Lương - HC 180 DA 146,67 1,767 1574,84 2782,60 Lương Xá - HC3 180 DA 124,44 1,558 1574,84 2453,16 Đoàn Thượng - Bảo Khê3 320 DA 300,00 3,285 1574,84 5173,47 Phú Cường - Kệ Châu 320 DA 280,00 3,065 1574,84 4827,37 BU Phú Cường 250 DA 1,25 1,440 135,13 194,59 BU Phú Cường - PC 180 DA 147,50 1,775 919,59 1632,66 BU Hùng Cường 180 DA 152,50 1,828 657,67 1201,89 Hùng Cường 1 - Cao Xá 320 DA 218,89 2,488 919,59 2287,68 Hùng Cường 2 - Kệ Châu 100 DA 92,22 1,444 1574,84 2274,35 Bảo Khê 1 - Cao Thôn 180 DA 173,33 2,063 919,59 1897,31 Bảo Khê 2 - Bơm 180 DA 145,56 1,756 1574,84 2764,85 Nguyễn Văn Linh 1 180 DA 14,44 1,027 919,59 944,64 Nguyễn Văn Linh 2 180 DA 117,78 1,502 919,59 1380,90 TỔNG 239366,70 Bảng 8.7 - Tổng tổn thất điện năng trên đường dây 371 E83 bằng: kđt=1 : ∆A=∆Adt+∆Ab=444806,56+239366,70=684173,26 kVA ∆A%=∆AA.100%=684173,2634982662×100%=1,96% kđt≠1 : ∆A=∆Adt+∆Ab=132165,44+239366,70=624146,2 kVA ∆A%=∆AA.100%=624146,234982662×100%=1,78% 3. Tính toán tổn thất điện năng sau khi bù Dung lượng công suất phản kháng bù bằng: Qb=23Qyc=23×4782,77= 3188,51 kVAr Với n = 62 là số trạm biến áp trên đường dây. Độ dài đường dây trục chính bằng 20,8 km. Vị trí đặt bù bằng: lb=2L3=2×20,83=13,87 km Vậy, ta đặt trạm bù tại vị trí nằm giữa 517A và cột 515, cách cột 517A một khoảng 66,67 m với dung lượng bù 77,14 kVAr. Sau khi bù, phân bố dòng công suất trên các nhánh vẫn như cũ, chỉ có dòng công suất trên trục chính của đường dây là thay đổi. Trong đó, phân bố công suất tác dụng vẫn như cũ, chỉ có phân bố công suất phản kháng là thay đổi. - Với kđt=1: Phân bố công suất từ vị trí đặt bù đến cột 515 vẫn không đổi và bằng: Qtu-515=1163,54 kVAr Dòng công suất phản kháng chạy trên đường dây từ tụ bù đến cột 517A bằng: Qtu-517A=Qb-Qtu-515=3188,51-1163,54=2024,97 kVAr Dòng công suất phản kháng chạy trên đường dây từ cột 517A đến cột 517B bằng: Q517A-517B=Qtu-517A-Q517A-TG=2024,97-1751,31=273,66 kVAr Dòng công suất phản kháng chạy trên đường dây từ cột 517B đến cột 522 bằng: Q517B-522=Q517A-517B-Q522=273,66-154,98=118,68 kVAr Dòng công suất phản kháng chạy trên đường dây từ cột 522 đến cột 527 bằng: Q522-527=Q517B-522-Q527=118,68-175,78=-57,10 kVAr Như vậy, trên đường dây đã nhận công suất phản kháng từ nguồn về một lượng là 57,10 kVAr. Tính toán tương tự cho đường dây từ trên nguồn về và tương tự khi xét kđt≠1. Ta có bảng kết quả tính toán bằng: - kđt=1: Đường dây Ptr, kW Qtr, kVAr ∆P , kW ∆Q , kVAr ∆U , % tu-517a 2200 2024,97 0,657 1,226 0,0154 517A-517B 5816 273,66 0,498 0,930 0,0033 522-517B 6494 117,22 7,129 13,307 0,0397 522-527 6852 -58,56 8,624 16,098 0,0448 528-527 6895 79,38 1,747 3,260 0,0091 529-528 6918 90,52 1,758 3,282 0,0091 530A-529 6922 92,46 1,232 2,300 0,0064 530-530A 6941 101,66 0,531 0,991 0,0028 531-530 7037 148,16 1,820 3,397 0,0094 537-531 7170 212,57 11,341 21,170 0,0584 538-537 7225 239,21 1,920 3,583 0,0099 540-537 7374 311,37 4,002 7,471 0,0205 548-540 7802 518,66 17,968 33,540 0,0902 551-548 8017 645,37 7,129 13,307 0,0356 557-551 8154 711,73 14,766 27,563 0,0732 559-557 8668 960,67 5,588 10,431 0,0269 569-559 9441 1399,08 33,462 62,462 0,155 575-569 9597 1474,63 20,779 38,788 0,0953 579-575 9728 1538,08 14,253 26,606 0,0648 585-579 9834 1589,42 21,872 40,828 0,0987 586-585 9847 1595,71 3,655 6,824 0,0165 Bảng 8.8 - kđt≠1 : Đường dây Ptr, kW Qtr, kVAr ∆P , kW ∆Q , kVAr ∆U , % tu-517a 1540,00 2374,03 3,561 6,648 0,015 517A-517B 4071,20 797,85 4,457 8,319 0,003 522-517B 4545,80 641,42 0,906 1,692 0,034 522-527 4903,80 465,64 0,914 1,707 0,037 528-527 4946,80 -444,81 0,641 1,196 0,005 529-528 4969,80 -433,67 0,277 0,516 0,005 530A-529 4973,80 -431,73 0,956 1,785 0,004 530-530A 4992,80 -422,53 6,031 11,258 0,002 531-530 5088,80 -376,04 1,026 1,915 0,006 537-531 5221,80 -311,62 2,166 4,044 0,036 538-537 5276,80 -284,98 9,924 18,524 0,006 540-537 5425,80 -212,82 4,003 7,473 0,013 548-540 5811,00 -5,53 8,379 15,642 0,060 551-548 6026,00 121,18 3,239 6,047 0,024 557-551 6163,00 187,53 19,558 36,508 0,050 559-557 6625,60 436,47 12,269 22,901 0,019 569-559 7244,00 874,88 8,485 15,838 0,114 575-569 7400,00 950,44 13,105 24,463 0,071 579-575 7531,00 1013,88 2,192 4,092 0,048 585-579 7637,00 1065,22 3,561 6,648 0,074 586-585 7650,00 1071,52 4,457 8,319 0,012 Bảng 8.9 Các nhánh còn lại vẫn có giá trị như cũ. Tổng tổn thất trên đường dây sau bù bằng: ∆Pd=∆Pdi=186,99 kW Tổn thất điện áp lớn nhất là trên trục chính đường dây đến trạm Cốc Ngang: ∆Umax%=4,95% Vậy tổng tổn thất trên toàn lưới sau khi bù bằng: ∆PΣ=∆Pd+∆Pb=186,99+135,135=322,12 kW ∆PΣ%=322,126642,30×100%=3,39% Tính tương tự cho trường hợp kđt≠1 ta có bảng tổng kết sau: kđt=1 kđt≠1 ∆PΣ% ∆Umax% ∆PΣ% ∆Umax% Trước khi bù 3,64 1,27 3,40 0,90 Sau khi bù 3,39 0,83 3,65 0,61 Bảng 8.10 Như vậy sau khi bù, tổn thất công suất và tổn thất điện áp đã giảm PHỤ LỤC Phụ lục 1: Bảng thông số đường dây trục chính đường dây 371 E83 Đường dây Loại dây r0, Ω/km x0, Ω/km Độ dài đd, km R , Ω X, Ω 39 – 26 AC70 0,45 0,42 2,6 0,585 1,092 26-24 AC70 0,45 0,42 0,4 0,09 0,168 24 – 8 AC70 0,45 0,42 3,2 0,72 1,344 8-522 AC70 0,45 0,42 1,6 0,36 0,672 482-488 AC70 0,45 0,42 1,2 0,27 0,504 488-489 AC70 0,45 0,42 0,2 0,045 0,084 7-489 AC50 0,63 0,433 1,4 0,441 0,606 489-506A AC70 0,45 0,42 3,4 0,765 1,428 506A-510 AC70 0,45 0,42 0,8 0,18 0,336 510-512 AC70 0,45 0,42 0,4 0,09 0,168 512-514 AC70 0,45 0,42 0,4 0,09 0,168 514-515 AC70 0,45 0,42 0,2 0,045 0,084 21-4 AC35 0,91 0,445 3,4 1,547 1,513 4-39 AC50 0,63 0,433 7 2,205 3,031 39-38 AC50 0,63 0,433 0,2 0,063 0,087 1-38 AC50 0,63 0,433 1,4 0,441 0,606 38-29 AC50 0,63 0,433 1,8 0,567 0,779 29-14 AC50 0,63 0,433 3 0,945 1,299 14-11 AC50 0,63 0,433 0,6 0,189 0,260 11-4 AC50 0,63 0,433 1,4 0,441 0,606 4-515 AC50 0,63 0,433 0,8 0,252 0,346 515-517A AC70 0,45 0,42 0,4 0,09 0,168 1-517A AC70 0,45 0,42 0,2 0,045 0,084 517A-517B AC70 0,45 0,42 0,08 0,018 0,034 2-517B AC50 0,63 0,433 0,2 0,063 0,087 517B-522 AC70 0,45 0,42 0,92 0,207 0,386 522-527 AC70 0,45 0,42 1 0,225 0,420 527-528 AC70 0,45 0,42 0,2 0,045 0,084 528-529 AC70 0,45 0,42 0,2 0,045 0,084 529-530A AC70 0,45 0,42 0,14 0,0315 0,059 530A-530 AC70 0,45 0,42 0,06 0,0135 0,025 1-530 AC70 0,45 0,42 0,2 0,045 0,084 530-531 AC70 0,45 0,42 0,2 0,045 0,084 531-537 AC70 0,45 0,42 1,2 0,27 0,504 537-538 AC70 0,45 0,42 0,2 0,045 0,084 538-540 AC70 0,45 0,42 0,4 0,09 0,168 10A-10 AC50 0,63 0,433 0,2 0,063 0,087 10-6B AC50 0,63 0,433 0,8 0,252 0,346 6B-540 AC50 0,63 0,433 0,4 0,126 0,173 540-548 AC70 0,45 0,42 1,6 0,36 0,672 5-548 AC50 0,63 0,433 1 0,315 0,433 548-551 AC70 0,45 0,42 0,6 0,135 0,252 551-557 AC70 0,45 0,42 1,2 0,27 0,504 5-557 AC35 0,91 0,445 0,6 0,273 0,267 557-559 AC70 0,45 0,42 0,4 0,09 0,168 30A-27 AC50 0,63 0,433 0,1 0,0315 0,043 27-19 AC50 0,63 0,433 1,6 0,504 0,693 7-19 AC50 0,63 0,433 2,4 0,756 1,039 19-12 AC50 0,63 0,433 1,4 0,441 0,606 12-559 AC50 0,63 0,433 2,4 0,756 1,039 559-569 AC70 0,45 0,42 2 0,45 0,840 569-575 AC70 0,45 0,42 1,2 0,27 0,504 575-579 AC70 0,45 0,42 0,8 0,18 0,336 579-585 AC70 0,45 0,42 1,2 0,27 0,504 585-586 AC70 0,45 0,42 0,2 0,045 0,084 Phụ lục 2: Bảng thông số đường dây từ trục chính vào các nhánh của đường dây 371E83 Đường dây đến trạm Loại dây r0, Ω/km x0, Ω/km Độ dài đd, km R , Ω X, Ω Cao Xá - Vũ Xá AC50 0,63 0,433 1,4 0,441 0,303 Bơm Động Xá B1 AC50 0,63 0,433 1 0,315 0,217 Bơm Động Xá B2 AC50 0,63 0,433 1 0,315 0,217 Thôn Động Xá AC50 0,63 0,433 0,8 0,252 0,173 Bằng Ngang AC50 0,63 0,433 0,6 0,189 0,130 Cốc Ngang - NL AC35 0,91 0,445 0,6 0,273 0,134 Trường Sơn AC35 0,91 0,445 0,7 0,3185 0,156 BU Tạ Thượng - CN AC50 0,63 0,433 0,2 0,063 0,043 Thôn Giang AC35 0,91 0,445 1 0,455 0,223 Cty Kiên Hà M48 0,39 0 1,4 0,273 0,00 Cty Thành Lợi 1 AC50 0,63 0,433 0,6 0,189 0,130 Cty Thành Lợi 2 AC50 0,63 0,433 0,6 0,189 0,130 BU Đồng Lý 1 AC35 0,91 0,445 1 0,455 0,223 BU Đồng Lý 2 AC35 0,91 0,445 1 0,455 0,223 Thị trấn Lương Bằng AC50 0,63 0,433 0,2 0,063 0,043 Cty May Day AC50 0,63 0,433 0,1 0,0315 0,022 Vĩnh Hậu - Vĩnh Xá AC50 0,63 0,433 0,2 0,063 0,043 Ngô Xá - Vĩnh Xá AC50 0,63 0,433 0,5 0,1575 0,108 BU Đào Xá 1 AC35 0,91 0,445 0,7 0,3185 0,156 BU Đào Xá 2 AC35 0,91 0,445 0,7 0,3185 0,156 BU Đồng Thanh1 AC50 0,63 0,433 0,25 0,07875 0,054 BU Đồng Thanh2 AC50 0,63 0,433 0,25 0,07875 0,054 Thanh Sầm-Đồng Thanh AC35 0,91 0,445 0,7 0,3185 0,156 Đồng Thanh - Vĩnh Tiền AC35 0,91 0,445 0,1 0,0455 0,022 Phán Thủy - Song Mai AC35 0,91 0,445 0,7 0,3185 0,156 Cá Mai Viên AC50 0,63 0,433 0,7 0,2205 0,152 Mai Viên AC35 0,91 0,445 0,5 0,2275 0,111 BU.Mai Viên AC50 0,63 0,433 0,6 0,189 0,130 Thanh góp Kim Động 1 AC50 0,63 0,433 0,1 0,0315 0,022 Thanh góp Kim Động 2 AC50 0,63 0,433 0,1 0,0315 0,022 Tự dùng Kim Động AC50 0,63 0,433 0,1 0,0315 0,022 Bưu điện Kim Động AC50 0,63 0,433 0,1 0,0315 0,022 Thị trấn Kim Động AC50 0,63 0,433 0,05 0,01575 0,011 Bệnh viện Kim Động M16 1,2 0 0,5 0,3 0,000 Thủy nông AC35 0,91 0,445 0,5 0,2275 0,111 Cty Hồng Hà AC50 0,63 0,433 0,7 0,2205 0,152 Cty Đức Thịnh AC50 0,63 0,433 0,5 0,1575 0,108 Cty Tân Hoàng Sơn AC50 0,63 0,433 0,1 0,0315 0,022 Cty Giầy Hoàng Đô AC35 0,91 0,445 0,5 0,2275 0,111 Cty XNK HY AC35 0,91 0,445 0,8 0,364 0,178 Bia Hưng Sơn M48 0,39 0 0,5 0,0975 0,000 Thôn Tiên Cầu- HC AC50 0,63 0,433 0,8 0,252 0,173 NM nước - Ngọc Thanh AC50 0,63 0,433 0,6 0,189 0,130 Duyên Yên-Ngọc Thanh AC50 0,63 0,433 0,1 0,0315 0,022 Thanh Cù-Ngọc Thanh AC50 0,63 0,433 0,4 0,126 0,087 Vũ Hưng AC50 0,63 0,433 0,05 0,01575 0,011 Trà Lâm - Hiệp Cường AC50 0,63 0,433 0,4 0,126 0,087 BU Hiệp Cường AC50 0,63 0,433 0,35 0,11025 0,076 Cty VLXD Hưng Yên AC35 0,91 0,445 1,3 0,5915 0,289 Đống Lương - HC AC50 0,63 0,433 0,2 0,063 0,043 Lương Xá - HC3 AC50 0,63 0,433 0,9 0,2835 0,195 Đoàn Thượng - BK3 M16 1,2 0 0,6 0,36 0,000 Phú Cường - Kệ Châu AC50 0,63 0,433 0,1 0,0315 0,022 BU Phú Cường AC50 0,63 0,433 0,4 0,126 0,087 BU Phú Cường - PC AC35 0,91 0,445 0,3 0,1365 0,067 BU Hùng Cường AC50 0,63 0,433 0,3 0,0945 0,065 Hùng Cường 1 - Cao Xá AC50 0,63 0,433 0,1 0,0315 0,022 Hùng Cường 2-Kệ Châu AC35 0,91 0,445 0,25 0,11375 0,056 Bảo Khê 1 - Cao Thôn AC50 0,63 0,433 0,3 0,0945 0,065 Bảo Khê 2 - Bơm AC35 0,91 0,445 0,3 0,1365 0,067 Nguyễn Văn Linh 1 AC70 0,45 0,42 0,1 0,0225 0,021 Nguyễn Văn Linh 2 AC70 0,45 0,42 0,1 0,0225 0,021 TÀI LIỆU THAM KHẢO 1. Trần Bách. Lưới điện và hệ thống điện. Tập 1. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật. 2007. 2. Nguyễn Văn Đạm. Thiết kế các mạng và hệ thống điện. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật. 2005. 3. Đỗ Xuân Khôi. Tính toán phân tích hệ thống điện. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật. 2000.