Đề tài Lựa chọn máy biến áp - Sơ đồ nối và sơ đồ nối điện chính

Lựa chọn máy biến áp - sơ đồ nối và sơ đồ nối điện chính Mục lục Lời nói đầu 3 PHẦNLLLLLLLLLLL I THIẾT KẾ MẠNG ĐIỆN KHU VỰC CHƯƠNG I: Phân tích nguồn và phụ tảiuuuullllllll 5 CHƯƠNG II: Cân bằng công suất trong hệ thống điện Mục đích 8 Cân bằng công suất tác dụng 8 III. Cân bằng công suất phản kháng 9 IV. Sơ bộ xác định phương thức vận hành cho hai nhà máy 10 CHƯƠNG III: Lựa chọn điện áp 13 CHƯƠNG IV: Dự kiến các phương án nối dây của mạng điện và so sánh các phương án về mặt kỹ thuật A. Dự kiến các phương án nối dây của mạng điện - Lựa chọn sơ bộ các phương án nối dây 15 B. Tính toán các phương án nối dây 27 1. Phương án 1 27 2. Phương án 2 35 3. Phương án 3 43 5. Phương án 4 52 4. Phương án 5 61 CHƯƠNG V: So sánh các phương án về mặt kinh tế 70 Phương án 1 71 Phương án 2 72 Phương án 5 73 CHƯƠNG VI: Lựa chọn máy biến áp - sơ đồ nối và sơ đồ nối điện chính 75 Yêu cầu chung 75 Máy biến áp của các trạm giảm áp 75 III. Máy biến áp của các trạm tăng áp 77 IV. Sơ đồ nối dây trạm biến áp của các nhà máy điện 79 V. Sơ đồ nối dây các trạm phân phối và truyền tải 79 CHƯƠNG VII: Tính toán các chế độ làm việc của mạng điện 82 I. Chế độ phụ tải cực đại 82 * Tính toán bù cưỡng bức công suất phản kháng cho hệ thống điện 92 * Tính chính xác lại chế độ phụ tải cực đại sau khi bù 96 III. Phụ tải 33 II. Chế độ phụ tải cực tiểu 106 III. Chế độ sự cố 116 CHƯƠNG VIII: Tính toán điện áp tại các điểm nút của mạng điện - chọn phương thức điều chỉnh điện áp trong mạng điện 127 Toán điện áp tại các điểm nút của mạng điện 127 I. Chế độ phụ tải cực đại 127 II. Chế độ phụ tải cực tiểu 131 III. Chế độ sự cố 134 Chọn đầu phân áp của các máy biến áp 138 Chọn đầu phân áp của các máy biến áp giảm áp 139 Chọn đầu phân áp của các máy biến áp tăng áp 151 CHƯƠNG IX Tính toán chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật của mạng điện 155 I. Tính tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong toàn mạng 155 II. Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện 156 III. Tính giá thành tải điện 157 Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật chủ yếu 158 PHẦNLLLLLLLLLLL I THIẾT KẾ CẤP ĐIỆN CHƯƠNG I : Thiết kế trạm biến áp 159 I. Phần mở đầu 159 II. Chọn các phần tử của trạm 160 III. Tính toán nối đất cho trạm biến áp 166 CHƯƠNG I : Thiết kế đường dây trung áp 22 kV 168 I. Phân cấp đường dây, vùng khí hậu và số liệu đường dây dùng cho tính toán 168 II. Tính toán và lựa chọn các phần tử trên đường dây 169 III. Tính toán kiểm tra các phần tử đã chọn 173 Tài liệu tham khảo 180 Lời nói đầu Điện là một trong những phát minh vĩ đại và kỳ diệu nhất trong lịch sử phát triển của con người. Nó làm thay đổi một cách nhanh chóng nền kinh tế cũng nh­ bộ mặt xã hội của mỗi quốc gia trên toàn thế giới. Điện năng là một dạng năng lượng đặc biệt được sử dụng rộng rãi nhất trong tất cả các lĩnh vực kinh tế, xã hội và đời sống của con người. Tốc độ tăng trưởng kinh tế mỗi quốc gia phụ thuộc rất nhiều vào công cuộc điện khí hoá nền công nghiệp. Xã hội càng phát triển thì nhu cầu về sử dụng điện năng ngày càng cao, vì vậy việc sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng phải liên tục phát triển và ngày càng hoàn thiện để đáp ứng nhu cầu của cuộc sống con người. Hệ thống điện là một phần của hệ thống năng lượng. Nó bao gồm các nhà máy điện, các mạng điện để truyền tải và phân phối điện năng đến tất cả các hộ tiêu thụ điện, tạo thành một hệ thống có cấu trúc phức tạp và vận hành rất linh hoạt, ngày càng đòi hỏi ứng dụng những tiến bộ khoa học kỹ thuật để hoàn thiện việc sản xuất, truyền tải và phân phối một cách tối ưu nhất phù hợp với sự phát triển kinh tế, xã hội của mỗi quốc gia trên thế giới. Đồ án tốt nghiệp về “ Mạng lưới điện ” là một sự tập dượt lớn cho các sinh viên ngành Hệ Thống Điện trước khi bước vào thực tế công việc của ngành. Nó giúp cho sinh viên vận dụng những kiến thức đã học tập và nghiên cứu vào thực hiện một nhiệm vụ tương đối toàn diện về lĩnh vực sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng. Ngày nay trên toàn thế giới, hệ thống điện đã phát triển theo con đường tập trung hoá sản xuất điện năng trên cơ sở những nhà máy điện lớn, hợp nhất các hệ thống năng lượng, vì vậy đòi hỏi mỗi chúng ta phải luôn luôn học hỏi, trau dồi kiến thức khoa học kỹ thuật góp phần đưa ngành hệ thống điện nước ta có thể theo kịp tốc độ phát triển năng lượng trên toàn thế giới. Qua 5 năm học tập, nghiên cứu tại trường và qua đồ án tốt nghiệp này em xin trân trọng cảm ơn các thầy cô giáo trong nhà trường, bộ môn Hệ Thống Điện và thầy giáo Ngô Hồng Quang là người trực tiếp hướng dẫn em hoàn thành đồ án tốt nghiệp này. PHẦN I THIẾT KẾ MẠNG ĐIỆN KHU VỰC Chương I PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI I. Các số liệu về nguồn cung cấp và phụ tải: 1. Sơ đồ địa lý: Dựa vào sơ đồ phân bố giữa các phụ tải và nguồn ta xác định được khoảng cách giữa chúng nh­ hình vẽ : tỷ lệ 1 ô = 10 km 81 40 41 S6 S2 163 S1 90 60 N§I S10 S3 90 123 64 S4 76 53,8 N§II S5 90 S8 S9 S7 56 71 64 54 51 50 81 51 72 Nguồn điện: Mạng gồm hai nguồn cung cấp: Nhà máy 1: Là nhà máy nhiệt điện có các thông số. - Công suất đặt: P1 = 4x 50 = 200 MW - Hệ số công suất: cosj = 0,8 - Điện áp định mức: Uđm = 10,5 kV Nhà máy 2: Là nhà máy nhiệt điện có các thông số. - Công suất đặt: P2 = 3 x 50 = 150 MW - Hệ số công suất: cosj = 0,8 - Điện áp định mức: Uđm = 10,5 kV 3. Phụ tải: Số liệu tính toán của các phụ tải cho trong bảng 1: Các số liệu Các hộ tiêu thụ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Pmax (MW) 30 25 40 35 20 22 24 25 18 16 Pmin (MW) 15 12,5 20 17,5 10 11 12 12,5 9 8 Cos j 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 Qmax (MVAr) 18,6 15,9 24,8 21,7 12,4 13,63 14,87 15,5 11,16 9,92 Qmin (MVAr) 9,3 7,75 12,4 10,85 6,2 6,82 7,44 7,75 5,58 4,96 Smax (MVA) 25,5 21,25 34 29,75 17 18,7 20,4 21,25 15,3 13,6 Smin (MVA) 12,75 10,63 17 14,87 8,5 9,35 10,2 10,62 7,65 6,8 Loại hé phụ tải I I I I I I I I I I Y/c đ/c điện áp KT KT KT KT KT KT KT KT KT KT Đ/ á thứ cấp ( kV ) 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 - Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại - Thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax= 4800h Phân tích nguồn và phụ tải: Từ những số liệu trên ta có thể rót ra nhưng nhận xét sau: Hệ thống điện thiết kế được cung cấp bởi 2 nhà máy nhiệt điện tổng công suất đặt Pđ = 350 MW, khoảng cách giữa 2 nhà máy là 163 km do đó có thể liên kết với nhau. Nhà máy nhiệt điện có đặc điểm là chủ động về nguồn năng lượng, xây dựng gần nơi tiêu thụ điện , vốn xây dựng rẻ, xây dựng nhanh. Nhược điểm là tiêu tốn nhiên liệu, ô nhiễm môi trường, hiệu suất thấp, vận hành kém linh hoạt. Các phụ tải có công suất khá lớn và được bố trí xung quanh 2 nguồn điện nên rất thuận lợi cho việc cung cấp điện của 2 nhà máy. Xung quanh nhà máy nhiệt điện 1 là các phụ tải 1; 2; 3;6 ; 10 với khoảng cách xa nhất là 81 km, gần nhất là 41 km. Xung quanh nhà máy nhiệt điện 2 là các phụ tải 4; 5; 7; 8; 9 với khoảng cách xa nhất là 81 km, gần nhất là 40 km. Tất cả các phụ tải 1; 2;3; 4; 5; 6; 7 ; 8; 9 ;10 là hộ loại1với chế độ điều chỉnh điện áp cho các phụ tải là khác thường Tổng công suất nguồn 1 là: 200 MW Tổng công suất các phụ tải xung quanh nguồn 1 là: 133 MW Tổng công suất nguồn 2 là: 150 MW Tổng công suất các phụ tải xung quanh nguồn 2 là: 122 MW Do khoảng cách giữa các nhà máy và giữa các phụ tải tương đối lớn nên ta dùng đường dây trên không để dẫn điện. Tất cả các hộ loại 1 là phụ tải quan trọng nếu ngừng cấp điện có thể gây ảnh hưởng xấu đến an ninh , chính trị, xã hội, gây thiệt hại lớn về kinh tế. Do vậy yêu cầu cung cấp điện phải đảm bảo tính liên tục và ở mức độ cao nên ta phải thiết kế mỗi phụ tải được cung cấp bởi đường dây lộ kép hoặc cung cấp theo mạch vòng kín. Đối với dây dẫn để đảm bảo độ bền cơ cũng nh­ yêu cầu về khả năng dẫn điện ta dùng loại dây AC để truyền tải điện. Đối với cột thì tuỳ từng vị trí mà ta dùng cột bê tông hay cột sắt. Với cột đỡ thì dùng cột bê tông, các vị trí góc, vượt sông, vượt đường quốc lộ thì ta dùng cột sắt. Về mặt bố trí dây dẫn trên cột để đảm bảo về kinh tế, kỹ thuật ta bố trí trên cùng một tuyến cột. CHƯƠNG II CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN I. Mục đích: Đặc điểm đặc biệt của ngành sản suất điện năng là điện năng do các nhà máy điện trong hệ thống sản xuất ra cân bằng với điện năng tiêu thụ của các phụ tải . Cân bằng công suất trong hệ thống điện trước hết là xem khả năng cung cấp điện và tiêu thụ trong hệ thống có cân bằng không. Sau đó sơ bộ định phương thức vận hành cho từng nhà máy điện. Trong các chế độ vận hành lúc cực đại , lúc cực tiểu hay chế độ sự cố dựa vào khả năng cấp điện của từng nguồn điện. Cân bằng công suất nhằm ổn định chế độ vận hành của hệ thống điện. Cân bằng công suất tác dụng cần thiết để giữ tần số bình thường trong hệ thống. Để giữ được điện áp bình thường ta cần phải có sự cân bằng công suất phản kháng ở hệ thống nói chung và khu vực nói riêng. Mặt khác sự thay đổi điện áp cũng ảnh hưởng đến thay đổi tần số và ngược lại. II.Cân bằng công suất tác dụng: Ta có công thức: = Trong đó: +là tổng công suất tác dụng định mức phát ra do các máy phát của các nhà máy điện trong hệ thống điện = PNĐI + PNĐII = 200 + 150 = 350 MW +là tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ m: hệ số đồng thời , lấy m = 1 + là tổng công suất yêu cầu ,kể cả tổn thất công suất +: Tổn thất công suất trên đường dây và trạm biến áp, thường lấy +: tổng công suất tác dụng tự dùng trong các nhà máy điện ,chúngtathườnglấy.Chúngtachọn . +: tổng công suất tác dụng dự trữ của toàn hệ thống. được xác định dựa vào biểu thức: = -m-- Thay số vào ta có: + Công suất phụ tải cực đại: + Tổng tổn thất công suất : + Công suất tự dùng của các nhà máy điện: = 0,08 = 21,42 MW + Công suất dự trữ : = 350 - 255 – 12,75- 21,42 = 60,83 MW >50 MW là công suất của tổ máy lớn nhất , nh­ vậy hệ thống đảm bảo đủ công suất tác dụng trong mọi chế độ vận hành của hệ thống . III. Cân bằng công suất phản kháng : Trong hệ thống điện chế độ vận hành chỉ tồn tại khi có sự cân bằng công suet phản kháng và công suất tác dụng .Để giữ cho tần số ổn định ta phảI cân bằng công suất tác dụng còn để giữ cho điện áp ổn định chúng ta phải cân bằng công suất phản kháng Ta có phương trình cân bằng công suất phản kháng: = Trong đó: m: hệ số đồng thời , m = 1 +: là tổng công suất phản kháng định mức của các nhà máy điện = tgjf +: là tổng công suất phản kháng cực đại của phụ tải +: là tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây của mạng điện +: tổng công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây cao áp sinh ra trong hệ thống điện Trong khi tính sơ bộ, với mạng điện 110 kV ta coi = +: tổng tổn thất công suất phản kháng trong MBA +: là tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy điện: =.tgjtd (chọn cosj = 0,75 thì tgjtd = 0,882) + : tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống.Ta có thể lấybằng công suất phản kháng của tổ máy lớn nhất trong hệ thống điện. Thay số vào ta có: + Tổng công suất phản kháng định mức: =(PNĐI + PNĐII) tgj = 350.0,75 =262,5 MVAr + Tổng công suất phản kháng cực đại của phụ tải: = (P1 + P2+ P3 + P4 +P5 +P6 + P7 +P8 + P9 +P10).0,62 = 255.0,62 = 157,85 MVAr + Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp: = 15%.157,85 = 23,68 MVAr + Tổng công suất phản kháng tự dùng của nhà máy điện: =.tgjtd = 21,42.0,882 = 18,89 MVAr + Tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống điện: =PFNĐ1.0,62 = 50.0,75 = 37,5 MVAr * Phương trình cân bằng công suất phản kháng: =237,92 - Qf = 237,92 – 262,5 = -24,58 MVAr Vậy ta có < 0 nên ta không phải tiến hành bù sơ bộ công suất phản kháng. IV.Sơ bộ xác định phương thức vận hành cho hai nhà máy 1. Khi phụ tải cực đại Nếu chưa kể đến dự trữ, tổng công suất yêu cầu của hệ thống là: 255 + 12,75 + 21,42 = 289,17 MW Để đảm bảo cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống, ta huy động tổ máy có công suất lớn hơn trong hệ thống nhận phụ tải trước để đảm bảo tính kinh tế cao hơn. Đối với các nhà máy nhiệt điệnchúng ta cho phát đIện từ 65 đến 95% công suất đặt là kinh tế nhất ,vì ở đây cả2 nhà máy đều là các nhà máy nhiệt điện cho nên vai trò của chúng là như nhau trong hệ thống điện ,để đảm bảo tính kinh tế chúng ta cho nhà máy nhiệt điện I nhận phụ tải trước ,phần còn lại sẽ do nhà máy nhiệt điện II đảm nhận (kể cả tổn thất công suất ) Theo đầu bài chúng ta có các tổ máy của nhà máy I có công suất lớn hơn, trong chế độ phụ tải cực đại chúng ta cho nhà máy I phát 70%công suất đặt .Khi đó Công suất nhà máy I phát lên lưới là: Pvh1= Pf1 - Ptd1 =70%.Pđm1 - 8%.(70%.Pđm1) = 128,8 MW Nh­ vậy nhà máy II sẽ còn phải đảm nhận: Pf2= - Pf1 = 289,17 – 0,7.200 = 149,17 MW Trong đó lượng tự dùng là: Ptd2= Ptd - Ptd1 = 21,42 – 11,2 = 10,22 MW Pvh2 = Pf2 – Ptd2 = 149,17 – 10,22 = 138,95 MW 2. Khi phụ tải cực tiểu: Theo bài ra trong chế độ phụ tải cực tiểu Pmin = 0,5 Pmax = 0,5.255 = 127,5 MW.Nếu tất cả các tổ máy đều vận hành thì chúng sẽ làm việc trong chế độ non tải ,chế độ này không kinh tế .Để khắc phục tình trạng này chúng ta cho nhà máy I nghỉ 2 tổ máy ,các tổ máy còn lại phát vận hành 70 %công suất đặt .Khiđó công suất nhà máy I phát lên lưới PvhII = 0,7 .100 –0,08 .(0,7 .100) = 64,4W Nh­ vậy nhà máy II sẽ còn phải đảm nhận: Phần công suất phát lên lưới cho các phụ tải Pf2= - Pf1 = 127,5 – 0,7.100 = 57,5 MW Phần tổn thất công suất trên lưới =12,75.0,5 = 6,375 MW Công suất tự dùng của nhà máy I là: Ptd2= Ptd - Ptd1 = 0,5.21,42-0,7.0,8.100 = 5,11 MW Vởy công suất phát của nhà máy nhiệt điệnII là : Pf = 57,5 +6,375 + 5,11 = 70,1 MW Khi đó chúng ta cho nhà máy II nghỉ 1 tổ máy ,2 tổ còn lại phát 75%công suất đặt 3. Trường hợp sự cố: Ta xét trường hợp sự cố một tổ máy bên nhà máy II trong khi phụ tải cực đại.Nhà máy điện II còn lại 2 tổ máy phát 100% công suất đặt của tổ máy khi đó công suất nhà máy I phát lên lưới là: PvhI= 200 – 0,08.200 = 184 MW Phần công suất còn lại nhà máy II đảm nhận : Phần công suất phát lên lưới cho các phụ tải là: PfIIsc = 289,17 – 200 = 89,17 MW Phần tổn thất công suất trên lưới = 12,75 MW Công suất tự dùng của nhà máy II Ptd2= Ptd - Ptd1 = 21,42- 0,08.200 = 5,42 MW Vậy công suất của nhà máy I là:PvhIIsc = 89,17 - 5, 42 = 83,75 MW Khi đó nhà máy II phát 92,75% công suất đặt Nh­ vậy trong trường hợp sự cố nguy hiểm nhất hai nhà máy vẫn đảm bảo cung cấp đủ công suất yêu cầu của hệ thống. * Bảng tổng kết: Phụ tải Nhà máy Max Min Sự cố số tổ máyVH Pf (MW) số tổ máyVH Pf (MW) số tổ máyVH Pf (MW) I 4x50 70%(200) =140 2x50 70%(100) =70 3x50 100% (150) =150 II 3x50 98%(150) =149,17 2x50 70% (100) =70 3x50 92,7%( 150) =139,05 Theo đầu bài ta có các phụ tải tập trung xung quanh hai nhà máy và có công suất gần bằng nhau , vì thế dựa vào bảng trên ta có thể xác định ngay được công suất truyền tải lớn nhất trên đường dây liên lạc giữa hai nhà máy một cách gần đúng là : - Khi bình thường , công suất truyền theo hướng từ NM I sang NM II ở chế độ phụ tải cực đại là : PLL = Pf1 - (Ppt1 + Ppt2 + Ppt6 +Ppt10) - (DPmđ1+ DPm®2 + DPmđ6 + Ppt10) - Ptd1 = = 140 - 93 – 4,65 – 11,2 = 31,15 MW Nh­ vậy lượng công suất từ nhà máy 2 cung cấp cho phụ tải 3 là : P= 40 -31,15 = 8,85MW - Khi sự cố một tổ máy của nhà máy I , công suất truyền theo hướng từ NM I sang NM II là : PLL = Pf1 - (Ppt1 + Ppt2 + Ppt6 + Ppt10) - (DPmđ1 + DPmđ2 + DPmđ6 + DPmđ10 ) - Ptd1 = 200 -93 – 4,65 - 11,2 = 91,15 MW Chương III LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP I. Nguyên tắc chung Lựa chọn cấp điện áp vận hành cho mạng điện là một nhiệm vụ rất quan trọng , bởi vì trị số điện áp ảnh hưởng trực tiếp đến các chỉ tiêu kinh tế, kĩ thuật của mạng điện. Để chọn được cấp điện áp hợp lý phải thoả mãn các yêu cầu sau : - Phải đáp ứng được yêu cầu mở rộng phụ tải sau này. - Cấp điện áp phải phù hợp với tình hình lưới điện hiện tại và phù hợp với tình hình lưới điện quốc gia. - Bảo đảm tổn thất điện áp từ nguồn đến phụ tải trong qui phạm Từ công thức ta thấy điện áp càng cao thì DU càng nhỏ , truyền tải được công suất càng lớn. - Tổn thất công suất: Khi điện áp càng cao thì tổn hao công suất càng bé, sử dụng Ýt kim loại màu ( do I nhá ) . Tuy nhiên lúc điện áp tăng cao thì chi phí cho xây dựng mạng điện càng lớn và giá thành của thiết bị bị tăng cao. II. Tính toán cấp điện áp của mạng điện: Việc lựa chọn cấp điện áp của mạng điện chủ yếu dựa vào kinh nghiệm tổng kết. Theo công thức kinh nghiệm: kV Ui : điện áp đường dây thứ i (kV) li : chiều dài đường dây thứ i (km) Pi : công suất tác dụng truyền tải trên đường dây thứ i (MW) Để đơn giản ta chỉ chọn phương án hình tia như sau: 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 164 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 ` Ta có: kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV Dựa vào kết quả tính toán theo công thức , chọn cấp điện áp cho mạng lưới điện thiết kế là 110 kV. Chương IV CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT A. Dự kiến các phương án nối dây của mạng điện - lựa chọn sơ bộ các phương án nối dây : Những yêu cầu chính đối với mạng điện: 1- Cung cấp điện liên tục 2- Đảm bảo chất lượng điện năng 3- Đảm bảo tính linh hoạt cao 4- Đảm bảo an toàn cho người và các công trình lân cận Lựa chọn dây dẫn: 1- Dây đồng: Dây đồng là dây dẫn được chế tạo bằng kim loại đồng, là vật liệu dẫn điện tốt . Đồng có điện trở suất nhỏ, có ứng suất kéo dây đồng phụ thuộc vào quá trình công nghệ chế tạo và có thể đạt được ứng suất cao, ngoài ra đồng có bề mặt được bao bọc bởi một lớp oxyt đồng, do đó dây đồng có khả năng chống ăn mòn tốt. Nhưng đồng là kim loại đắt tiền. Vì vậy dây đồng chỉ dùng trong các mạng điện đặc biệt. 2- Dây nhôm: được chế tạo bằng nhôm là kim loại phổ biến trong thiên nhiên. Điện trở suất lớn hơn của đồng khoảng 1,6 lần nhưng giá thành rẻ hơn , nhôm cũng có lớp oxyt nhôm bên ngoài nên cũng có tác dụng chống ăn mòn trong khí quyển. Nhược điểm chủ yếu của dây nhôm là độ bền cơ tương đối nhỏ. Do đó người ta không sản xuất dây nhôm trần một sợi. Dây nhôm nhiều sợi được dùng cho các mạng phân phối điện áp đến 35 kV. 3- Dây nhôm lõi thép: là dây nhôm có lõi là dây thép để khắc phục nhược điểm về độ bền cơ của dây nhôm và đây là dây dẫn được sử dụng phổ biến nhất ở các đường dây trên không điện áp từ 35kV trở lên. III)Phân vùng cấp điện Từ sơ đồ địa lý ở phần trên ta có thể phân ra là hai vùng cấp điện cho các phụ tải lân cận hai nhà máy điện. Vùng xung quanh nhà máy I, gồm các phụ tải 1,2,3 ,6,10 Vùng xung quanh nhà máy II, gồm các phụ tảI 4, 5, 7 , 8 và9 Hai nhà máy được nối liên lạc trực tiếp với nhau hoặc nối qua phụ tải 3. Trong lựa chọn sơ bộ các phương án ta sử dụng phương pháp mô men phụ tải. Nếu phương án nào có tổng mô men phụ tải SPL nhỏ là phương án nối dây tối ưu hơn . Với mỗi phương án ta có : PL = S Pi.Li Căn cứ vào bản đồ địa lý phân vùng phụ tải và nhà máy điện. Dựa vào yêu cầu của loại phụ tải ta có thể đề ra 10 phương án nối dây nh­ sau : Các phương án nối dây: 1. Phương án I: 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW Þ PNDII-3 = 40 -31,15 =8,15MW. Tính tổng mô men phụ tải : SPL = P1L1 + P2L2 + P3L3 + P4L4 + P5L5 + P6L6 + P7L7 + P8L8 + PI-IILI-II = 41.64.25 + 90.15,07 + 76.55,07 + 81.16 + 51.22 + 81.20 + 64.24 +71.18 + 40.25 + 72.35 = 16365,9 (MW.km) Tuyến L(km) P (MW) P x L NĐI - 1 41 30 1230 NĐI - 2 64 25 1600 NĐI - 3 76 31,15 2367,4 NĐII- 4 72 35 2520 NĐII - 5 81 20 1620 NĐI - 6 51 22 1122 NĐII - 7 64 24 1536 NĐII – 8 40 25 1000 NĐII – 9 71 18 1278 NĐI - 10 81 16 1296 NĐII-3 90 8,85 1796,5 Tổng (S P.L) 16365,9 2. Phương án II: 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 XÐt trường hợp hai nhà máy liên thông với nhau qua 2 phụ tải ở giữa 2 và 4 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = Pf1 – (P1 + P6 + P3 + P10 )- (Pmđ1 +Pmđ6 + Pmđ2 +Pmđ10 )- Ptd1 = = 140 – 108 – 0,05 .108 – 0,7 .0,08.200 = 15,4 MW Þ Điểm 2 là điểm phân công suất : P4-2 = 9,6 MW Þ P NĐI-2 = 15,4 MW ÞPNĐII-4 = 44,6 MW . Tính tổng mô men phụ tải : SPL = P1L1 + P2L2 + P3L3 + P4L4 + P5L5 + P6L6 + P7L7 + P8L8 + PI-IILI-II =30. 41+ 64.15,4+ 76.40 + 81.16 + 51.22 + 81.20 + 64.24 +71.18 + 40.25 + 72.44,6 = 16997,6 (MW.km) 3. Phương án III: 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 XÐt trường hợp hai nhà máy liên thông với nhau qua 2 phụ tải ở giữa 3 và 4 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = Pf1 – (P1 + P6 + P2 + P10 )- (Pmđ1 +Pmđ6 + Pmđ2 +Pmđ10 )- Ptd1 = = 140 – 93 – 0,05 .93 – 0,7.0,8 .200 = 31,15 MW Þ Điểm 3 là điểm phân công suất : P4-2 = 8,85MW Þ P NĐII-4 = 35 + 8,85 = 43,85 MW ÞPNĐII-4 = 44,6 MW . Tính tổng mô men phụ tải : SPL = P1L1 + P2L2 + P3L3 + P4L4 + P5L5 + P6L6 + P7L7 + P8L8 + PI-IILI-II =30. 41+ 64.25+ 76.31,15 + 81.16 + 51.22 + 81.20 + 64.24 +71.18 + 40.25 + 72.43,85 + 8,85 .78,1 = 16897,8 (MW.km) 4. Phương án IV: 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 XÐt trường hợp hai nhà máy liên thông với nhau qua 2 phụ tải ở giữa 3 và 2 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = Pf1 – (P1 + P6 + P10 )- (Pmđ1 +Pmđ6 + Pmđ10 )- Ptd1 = = 140 – 68 – 0,05 .68 – 0,7.0,8 .200 = 57,4 MW Þ Điểm 3 là điểm phân công suất : P3-2 = 57,4 – 25 = 32,4 MW Þ P NĐII-3 = 40 – 32,4 = 7,6 MW ÞPNĐII-4 = 44,6 MW . Tính tổng mô men phụ tải : SPL = P1L1 + P2L2 + P3L3 + P4L4 + P5L5 + P6L6 + P7L7 + P8L8 + PI-IILI-II =30. 41+ 64.57,4+ 32,4 .72,8 + 81.16 + 51.22 + 81.20 + 64.24 +71.18 + 40.25 + 72.35 + 7,6.90 = 18318,32 (MW.km) Kết luận : qua sơ bộ các phương án chóng ta thấy phương án I có SPL min chóng ta đem vào tính toán tiếp 1)Các phương án của phương án I nh­ sau: 2)Phương án 2: 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW Þ PNDII-3 = 40 - 31,15 = 8,85MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tính nh­ phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 55 41 2255 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,35 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII - 5 20 81 1620 NĐI- 6 22 51 1122 NĐII - 7 24 64 1536 NĐII - 8 25 40 1000 NĐII – 9 18 71 1278 NĐII – 10 16 81 1296 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 17390,9 3. Phương án 3: 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 81 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW Þ PNDII-3 = 40 -31,35 =8,857MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tính nh­ phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 55 41 2255 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII - 5 20 81 1620 NĐI- 6 22 51 1122 NĐII - 7 24 64 1536 NĐII - 8 25 40 1000 NĐII – 9 18 71 1278 NĐII – 10 16 81 1296 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 17390,9 4. Phương án 4: 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW Þ PNDII-3 = 40 -31,15 = 8,85MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tính nh­ phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 30 41 1230 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII - 5 20 81 1620 NĐI- 6 38 51 1938 6-10 16 64 1024 NĐII –7 24 40 960 NĐII – 8 25 71 1775 NĐII – 9 18 81 1458 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 17289,28 5. Phương án 5 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW Þ PNDII-3 = 40 -31,15 =8,85MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tính nh­ phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 30 41 1230 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,5 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII - 7 44 81 3564 7-5 20 51 1020 NĐI- 6 22 64 1408 NĐII –8 25 40 1000 NĐII – 9 18 71 1278 NĐI – 10 16 81 1296 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 18080.28 6. Phương án 6 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW Þ PNDII-3 = 40 – 31,15 =8,85MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tính nh­ phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 30 41 1230 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII – 5 20 81 1620 NĐI- 6 22 51 1122 7-9 24 64 1408 NĐII –8 25 40 1000 NĐII – 9 42 71 2982 NĐI – 10 16 81 1296 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 18044,8 7. Phương án 7 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW Þ PNDII-3 = 40 -31,15 =8,85MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tính nh­ phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 30 41 1230 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII – 5 20 81 1620 NĐI- 6 22 51 1122 9-8 25 51 1275 NĐII –7 24 40 960 NĐII – 9 43 71 3053 NĐI – 10 16 81 1296 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 17840,28 8. Phương án 8 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15MW Þ PNDII-3 = 40 -31,15 =8,85MW Với mạch vòng II-8-9-II : giả thiết mạng kín là mạng đồng nhất , tất cả các đoạn dây cùng tiết diện. Ta có các dòng công suất trên các đoạn được xác định theo công thức sau: S8-9 = SNĐII-8 – S8 = 26,7+j16,56 – (25+j15,5) = 1,7 + j1,06 MVA SNĐII-9 = S9 – S8-9 = 18+j11,16 – (1,7+j1,06) = 16,28+j10,09MVA Tính tổng mô men phụ tải : Tính nh­ phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 30 41 1230 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII – 5 20 81 1620 NĐI- 6 22 51 1122 NĐII –7 24 64 1536 NĐII – 8 25 40 1000 8-9 1,7 51 86,7 NĐII – 9 16,28 71 1156 NĐI – 10 16 81 1296 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 16330,79 9. Phương án 9 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW Þ PNDII-3 = 40 – 31,15 =8,85MW Với mạch vòng I-6-10-I : giả thiết mạng kín là mạng đồng nhất , tất cả các đoạn dây cùng tiết diện. Ta có các dòng công suất trên các đoạn được xác định theo công thức sau: S6-10 = SNĐI-6 – S6 = 22,94- j14,21 – (22+j13,64) = 0,94 + j0,58 MVA SNĐI-10 = S10 – S6-10= 16+j9,92 – (0,94+j0,58) = 15,06+j9,34MVA Tính tổng mô men phụ tải : Tính nh­ phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 30 41 1230 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII – 5 20 81 1620 NĐI- 6 22,94 51 1170 6-10 0,94 64 50,76 NĐI – 10 15,6 81 1220 NĐII – 7 1,7 64 108,8 NĐII – 8 26,7 40 1068 NĐII– 9 16,28 71 1156 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 14907,14 10. Phương án 10 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW Þ PNDII-3 = 40- 31,15 =8,85MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tuyến L(km) P (MW) P x L NĐI – 1 41 30 1230 NĐI – 2 64 25 1600 NĐI – 3 76 40 3040 NĐII- 4 72 35 2520 NĐII – 5 81 20 1620 NĐI – 6 51 22 1122 NĐII – 7 64 24 1536 NĐII – 8 40 25 1000 NĐII – 9 71 18 1278 NĐI – 10 81 16 1296 NĐI-NĐII 163 8,85 796,5 Tổng (S P.L) 17684,14 BẢNG TỔNG KẾT TÍNH TOÁN MÔ MEN PHỤ TẢI CHO CÁC PHƯƠNG ÁN: Phương án SP x L (MW.km) 1 16365,9 2 17390,9 3 17390,9 4 17289,28 5 18080,28 6 18044,8 7 17840 8 16330,79 9 14907,14 10 17684,14 Vậy trong lựa chọn sơ bộ ta chọn được 5 phương án đầu (phương án1, 2, 4, 8,9) có tổng mô men phụ tải nhỏ hơn các phương án khác . Sau đây ta tính toán so sánh về mặt kỹ thuật 5 phương án trên . B. Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án: I- Các tiêu chuẩn để so sánh về mặt kỹ thuật giữa các phương án: 1. Chọn tiết diện dây dẫn: Trong mạng điện thiết kế dự kiến dùng dây AC. Các dây được mắc trên cột theo hình tam giác , khoảng cách Dtb = 5m. Tiết diện dây dẫn chọn theo mật độ kinh tế (Jkt) trong đó: với n là số lộ đường dây Từ đầu bài ta có Tmax = 4800h Tra bảng ta được Jkt = 1,1 A/mm2 2. Kiểm tra lại theo các điều kiện sau: + Kiểm tra tổn thất điện áp: Tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường và lúc sự cố nguy hiểm nhất . Tổn thất điện áp được tính theo biểu thức: Giả sử DU tính được thoả mãn theo điều kiện sau: - Lúc bình thường: DUbt max% £ DUbt cp% =10% (ở xa 15 % ..20%) - Lúc sự cố : DUsc max% £ DUsc cp% = 20% ( ở xa 20% ..25% ) - I phát nóng của dây dẫn < Icp *. Với hộ tiêu thụ dùng máy biến áp có điều chỉnh điện áp dưới tải thì xét theo điều kiện sau : - Lúc bình thường: DUmax% £ 15% - Lúc sự cố : DUsc% £ 25% + Kiểm tra phát nóng dây dẫn: - Theo tiêu chuẩn: Isc max £ K.Icp Trong đó: Isc max : là I sự cố lớn nhất lúc sự cố (lộ kép hay mạch vòng bị đứt một dây) Icp : là I cho phép làm việc lâu dài trên dây dẫn, ứng với nhiệt độ tối đa là 250C K : hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ , K = 0,8 ( ứng với nhiệt độ môi trường là 350C ) + Kiểm tra tổn thất do phát sáng vầng quang: Đối với cấp điện áp 110 kV ta chọn tiết diện nhỏ nhất cho phép là 70 mm2. II- Tính toán về mặt kỹ thuật các phương án: 1. Phương án 1: 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-1: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W/Km x0 = 0,411 W/Km ; Icp =330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-1: Truyền tải bằng lộ kép : X = 1/2.0,33.41 = 6,765 W; R = 1/2.0,411.41 =8,425 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 0,33.41 = 13,53 W X = 0,411.41 = 16,851 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =92,62.2 =185,2 < 0,8.Icp = 264A Þ Đảm bảođiều kiện phát nóng . + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W/Km x0 = 0,44 W/Km ; Icp = 265 A Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =2.Ibt = 2.77,176 = 154,35 A < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảođiều kiện phát nóng . Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Truyền tải bằng lộ kép : R = 0,5.0,45 64 =14,4 W X = 0,5.0,44.64 = 14,08 W ÞDUsc% = 2.4,83 = 9,65% Þ thoả mãn điều kiện +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW Þ PNDII-3 = 40 -31,15 = 8,85MW A mm2 Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,411 W ; Icp = 330 A Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =2.Ibt = 2.96 = 182 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảođiều kiện phát nóng . Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.76 = 12,54W X = 1/2.0,411.76= 15,61 W Khi sự cố ( đứt một dây ) : R = 12,54.2=25,08W X = 15,614.2 = 31,236 W + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-4: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W/Km x0 = 0,411 W/Km ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII- 4: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.72 = 11,88 W X = 1/2.0,411.72 = 14,79 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =11,88.2 = 23,76 W X = 14,79.2 = 29,59 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 108.2 = 216 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.81 = 18,225 W X = 1/2.0,44.81 = 17,82 W Khi sự cố ( đứt một dây ):R =18,225.2 = 36,456 WX = 17,82.2 = 35,64 W Kiểm tra theo điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 61,7.2 = 122,3 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.51 =11,475 W X = 1/2.0,44.51= 11,22W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =11,475.2 = 22,95 W X = 11,22.2 = 22,44 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 67,91.2 = 135,8 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Được truyền tải bằng lộ kép: R = 0,5.0,45.64 =14,4 W X = 0,5.0,44.64 = 14,08 W ÞDUsc% = 2. 4,58 = 9,17 % +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.40 = 9,0 W X= 1/2.0,44.40 = 8,8 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 9,0.2 = 18 W X = 8,8.2 = 17,6 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 77,176.2 = 154,3524 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-9: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-9: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.71 = 15,975 W X= 1/2.0,44.71 = 15,62 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 15,975.2 = 35,95 W X = 15,62.2 = 31,24 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =55,572.2 = 111,14 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-10: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W; x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-10: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.81 = 18,225 W X= 1/2.0,44.81 = 17,82 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =18,225.2 = 36,45 W X = 17,82.2 = 35,64 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =49,40.2 =98,8 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-3: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.90 = 20,25 W X= 1/2.0,44.90 = 19,8 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 20,25.2 = 40,5 W ;X = 19,8.2 =39,6 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố :Iscdd = 39,54.2 = 79,08 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. Kết quả tính toán cho phương án 1 : Đoạn l(km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (s/km) R (W) X (W) B.10-4 (S) NĐI-1 41 84,2 AC95 0,33 0,411 2,65 6,765 9,02 1,0865 NĐI-2 64 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐI-3 76 87,56 AC95 0,33 0,411 2,65 12,54 15,61 2,0814 NĐII-4 72 98,2 AC95 0,33 0,411 2,65 11,88 14,79 1,908 NĐII-5 81 56,13 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐI-6 51 106,9 AC70 0,45 0,44 2,58 11,47 11,22 1,3158 NĐII-7 64 67,36 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐII-8 40 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 9,00 8,8 1,032 NĐII-9 71 50,52 AC70 0,45 0,44 2,58 15,97 15,62 1,8318 NĐI-10 81 44,91 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐII-3 90 24,38 AC70 0,45 0,44 2,58 20,25 19,80 2,322 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 1 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 4,7 9,4 NĐI-2 4,83 9,65 NĐI-3 5,72 11,44 NĐII-4 6,08 12,16 NĐII-5 4,84 9,67 NĐI-6 3,35 6,7 NĐII-7 4,58 9,17 NĐII-8 2,98 5,97 NĐII-9 3,82 7,63 NĐI-10 3,87 7,74 NĐII-3 2,32 4,75 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 7 = 6,08 % < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 12,16% < DUcpsc =20% Vậy phương án 1 đảm bảo về mặt kỹ thuật. 2.Phương án 2 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-1: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W/Km x0 = 0,398 W/Km ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-1: Truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,21.41 = 4,315 W X = 1/2.0,398.41 = 8,159 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 4,315.2 = 8,61 W ;X = 8,159.2 = 16,318 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 169,8.2 = 339,62 < 0,8.Icp = 356 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 1-2: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W/Km x0 = 0,44 W/Km ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn 1-2: Truyền tải bằng lộ kép: R = 0,5.0,45.60 =13,5 W X = 0,5.60.0,44 =13,2 W Þ DUsc % = 2.4,48= 8,96 % Vậy tổn thất điện áp trên nhánh NĐI-1-2 là : DUNĐI -1-2 bt = DUNĐI-1bt + DU1-2bt = 4,26 + 4,48 = 8,74 % DUNĐI-1-2 sc = DUNĐI-1SC + DU1-2bt = 8,52 + 4,48 = 13% Hoặc DUNĐI-1-2-sc = DUNĐI-1bt + DU 1-2sc = 4,26 + 8,96 = 13,22 % +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15MW Þ PNDII-3 =40 -31,15 =8,85 MW A mm2 Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,411 W ; Icp = 330 A Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =2.Ibt = 2.96 = 182 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảođiều kiện phát nóng . Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.76 = 12,54W X = 1/2.0,411.76= 15,61 W Khi sự cố ( đứt một dây ) : R = 12,54.2=25,08W X = 15,614.2 = 31,236 W + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-4: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W/Km x0 = 0,411 W/Km ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII- 4: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.72 = 11,88 W X = 1/2.0,411.72 = 14,79 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =11,88.2 = 23,76 W X = 14,79.2 = 29,59 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 108.2 = 216 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.81 = 18,225 W X = 1/2.0,44.81 = 17,82 W Khi sự cố ( đứt một dây ):R =18,225.2 = 36,456 WX = 17,82.2 = 35,64 W Kiểm tra theo điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 61,7.2 = 122,3 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.51 =11,475 W X = 1/2.0,44.51= 11,22W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =11,475.2 = 22,95 W X = 11,22.2 = 22,44 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 67,91.2 = 135,8 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Được truyền tải bằng lộ kép: R = 0,5.0,45.64 =14,4 W X = 0,5.0,44.64 = 14,08 W ÞDUsc% = 2. 4,58 = 9,17 % +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.40 = 9,0 W X= 1/2.0,44.40 = 8,8 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 9,0.2 = 18 W X = 8,8.2 = 17,6 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 77,176.2 = 154,3524 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-9: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-9: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.71 = 15,975 W X= 1/2.0,44.71 = 15,62 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 15,975.2 = 35,95 W X = 15,62.2 = 31,24 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =55,572.2 = 111,14 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-10: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W; x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-10: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.81 = 18,225 W X= 1/2.0,44.81 = 17,82 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =18,225.2 = 36,45 W X = 17,82.2 = 35,64 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =49,40.2 =98,8 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-3: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.90 = 20,25 W X= 1/2.0,44.90 = 19,8 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 20,25.2 = 40,5 W ;X = 19,8.2 =39,6 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố :Iscdd = 39,54.2 = 79,08 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. Kết quả tính toán cho phương án 2 : Đoạn l(km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (s/km) R (W) X (W) B.10-4 (S) NĐI-1 41 154,2 AC150 0,21 0,398 2,74 4,305 8,159 1,1234 1-2 64 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐI-3 76 154,56 AC150 0,21 0,398 2,74 7,98 15,12 2,0824 NĐII-4 72 98,2 AC95 0,33 0,411 2,65 11,88 14,79 1,908 NĐII-5 81 56,13 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐI-6 51 67,9 AC70 0,45 0,44 2,58 11,47 11,22 1,3158 NĐII-7 64 67,36 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐII-8 40 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 9,00 8,8 1,032 NĐII-9 71 50,52 AC70 0,45 0,44 2,58 15,97 15,62 1,8318 NĐI-10 81 44,91 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐII-3 90 35,95 AC70 0,45 0,44 2,58 20,25 19,80 2,322 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 2 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 4,26 8,52 1-2 4,48 8,96 NĐI-1-2 8,74 13,22 NĐI-3 5,72 11,44 NĐII-4 6,08 12,16 NĐII-5 4,84 9,67 NĐI-6 3,35 6,7 NĐII-7 4,58 9,17 NĐII-8 2,98 5,97 NĐII-9 3,82 7,63 NĐI-10 3,87 7,74 NĐII-3 2,32 4,75 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 7 = 6,08% < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 12,16% < DUcpsc =20% Vậy phương án 2 đảm bảo về mặt kỹ thuật. 3. Phương án 4: 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-1: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W/Km x0 = 0,411 W/Km ; Icp =330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-1: Truyền tải bằng lộ kép : X = 1/2.0,33.41 = 6,765 W; R = 1/2.0,411.41 =8,425 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 0,33.41 = 13,53 W X = 0,411.41 = 16,851 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =92,62.2 =185,2 < 0,8.Icp = 264A Þ Đảm bảođiều kiện phát nóng . + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W/Km x0 = 0,44 W/Km ; Icp = 265 A Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =2.Ibt = 2.77,176 = 154,35 A < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảođiều kiện phát nóng . Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Truyền tải bằng lộ kép : R = 0,5.0,45 64 =14,4 W X = 0,5.0,44.64 = 14,08 W ÞDUsc% = 2.4,83 = 9,65% Þ thoả mãn điều kiện +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3 : Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15MW Þ PNDII-3 =40 -31,15 =8,85 MW A mm2 Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,411 W ; Icp = 330 A Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =2.Ibt = 2.96 = 182 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảođiều kiện phát nóng . Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.76 = 12,54W X = 1/2.0,411.76= 15,61 W Khi sự cố ( đứt một dây ) : R = 12,54.2=25,08W X = 15,614.2 = 31,236 W + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-4: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W/Km x0 = 0,411 W/Km ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII- 4: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.72 = 11,88 W X = 1/2.0,411.72 = 14,79 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =11,88.2 = 23,76 W X = 14,79.2 = 29,59 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 108.2 = 216 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.81 = 18,225 W X = 1/2.0,44.81 = 17,82 W Khi sự cố ( đứt một dây ):R =18,225.2 = 36,456 WX = 17,82.2 = 35,64 W Kiểm tra theo điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 61,7.2 = 122,3 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-6: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33W x0 = 0,411 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.51 =8,415 W X = 1/2.0,411.51= 10,48W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =8,415.2 = 16,83 W X = 10,48.2 = 20,96 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 117,31.2 = 234,62 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 6-10: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W/Km x0 = 0,44 W/Km ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn 6-10: Truyền tải bằng lộ kép: R = 0,5.0,45.54 =12,15 W X = 0,5.54.0,44 =11,88 W Þ DUsc % = 2.2,58 = 5,16 % Vậy tổn thất điện áp trên nhánh NĐI-6-10 là : DUNĐI -6-10 bt = DUNĐI-6bt + DU6-10bt = 4,69 + 2,58 = 7,27 % DUNĐI-6-10 sc = DUNĐI-6SC + DU1-2bt =9,38 + 2,58 = 11,96% Hoặc DUNĐI-6-10-sc = DUNĐI-6bt + DU 6-10sc = 4,69 + 5,16 = 9,85 % + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Được truyền tải bằng lộ kép: R = 0,5.0,45.64 =14,4 W X = 0,5.0,44.64 = 14,08 W ÞDUsc% = 2. 4,58 = 9,17 % +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.40 = 9,0 W X= 1/2.0,44.40 = 8,8 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 9,0.2 = 18 W X = 8,8.2 = 17,6 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 77,176.2 = 154,3524 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-9: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-9: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.71 = 15,975 W X= 1/2.0,44.71 = 15,62 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 15,975.2 = 35,95 W X = 15,62.2 = 31,24 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =55,572.2 = 111,14 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-10: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W; x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-10: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.81 = 18,225 W X= 1/2.0,44.81 = 17,82 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =18,225.2 = 36,45 W X = 17,82.2 = 35,64 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =49,40.2 =98,8 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạm NĐII3: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.90 = 20,25 W X= 1/2.0,44.90 = 19,8 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 20,25.2 = 40,5 W ;X = 19,8.2 =39,6 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố :Iscdd = 39,54.2 = 79,08 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. Kết quả tính toán cho phương án 4 : Đoạn l(km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (s/km) R (W) X (W) B.10-4 (S) NĐI-1 41 84,2 AC95 0,33 0,411 2,65 6,765 9,02 1,0865 NĐI-2 64 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐI-3 76 87,56 AC95 0,33 0,411 2,65 12,54 15,61 2,0814 NĐII-4 72 98,2 AC95 0,33 0,411 2,65 11,88 14,79 1,908 NĐII-5 81 56,13 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐI-6 51 106,65 AC95 0,33 0,411 2,65 8,415 10,48 1,3515 6-10 54 49,39 AC70 0,45 0,44 2,58 12,154 11,88 1,3932 NĐII-7 40 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 9,00 8,8 1,032 NĐII-8 71 50,52 AC70 0,45 0,44 2,58 15,97 15,62 1,8318 NĐII-9 81 44,91 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐII-3 90 24,83 AC70 0,45 0,44 2,58 20,25 19,80 2,322 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 4 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 4,7 9,4 NĐI-2 4,83 9,65 NĐI-3 5,72 11,44 NĐII-4 6,08 12,16 NĐII-5 4,84 9,67 NĐI-6 4,96 9,38 6-10 2,58 5,16 NĐI –6 -10 7,54 11,96 NĐII-7 4,58 9,17 NĐII-8 3,82 7,63 NĐII-9 3,87 7,74 NĐII-3 2,32 4,75 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 7 = 6,08 % < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 12,16% < DUcpsc =20% Vậy phương án 4 đảm bảo về mặt kỹ thuật. 4. Phương án 8: 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW Þ PNDII-3 = 40 -31,15 =8,85 MW Với mạch vòng II-8-9-II : giả thiết mạng kín là mạng đồng nhất , tất cả các đoạn dây cùng tiết diện. Ta có các dòng công suất trên các đoạn được xác định theo công thức sau: S8-9 = SNĐII-8 – S8 = 26,7+j16,56 – (25+j15,5) = 1,7 + j1,06 MVA SNĐII-9 = S9 – S8-9 = 18+j11,16 – (1,7+j1,06) = 16,28+j10,09MVA Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn AC150 có Icp = 445A r0 = 0,21 W Þ R = 0,21.40 = 8,4 W x0 = 0,398 W Þ X = 0,398 .40 = 15,92 W Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 8-9 : Chọn AC70 có Icp = 265A r0 = 0,45 W Þ R = 0,45.51 = 22,95 W x0 = 0,44 W Þ X = 0,44 .51 = 22,44W Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-9 : Chọn AC95 có Icp = 330A r0 = 0,33W Þ R = 0,33.71 = 23,43 W x0 = 0,411 W Þ X = 0,411 .71 = 29,181W Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: ởchế độ bình thường : ta có nút 9 là nút phân công suất chúng ta tách mạch vòng thành hai mạch hở như sau: Chế độ sự cố : chúng ta xét trường hợp sự cố đứt một đường dây trong mạch vòng kín +Đứt lộ NĐII-8: S8 = 25 + j15,5 MVA S9 = 18 + j11,16 MVA ÞS NĐII9-8 = S8 + S9 = 43 + j26,66 MVA ÞDUSC =DUNĐII –9 + DU 9-8 = 14,75 + 7,61 = 22,36% +Đứt lộ NĐII-9: ÞDUSC =DUNĐII –8 + DU 9-8 =5,4 + 5,48 = 10,88% Kết quả tính toán cho phương án 8 : Đoạn l(km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (s/km) R (W) X (W) B.10-4 (S) NĐI-1 41 84,2 AC95 0,33 0,411 2,65 6,765 9,02 1,0865 NĐI-2 64 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐI-3 76 87,56 AC95 0,33 0,411 2,65 12,54 15,61 2,0140 NĐII-4 72 98,2 AC95 0,33 0,411 2,65 11,88 14,79 1,908 NĐII-5 81 56,13 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐI-6 51 106,65 AC95 0,33 0,411 2,65 8,415 10,48 1,3515 NĐII-7 54 49,39 AC70 0,45 0,44 2,58 12,154 11,88 1,3932 NĐII-8 40 149,86 AC150 0,21 0,398 2,74 8,4 15,92 1,096 8-9 51 9,54 AC70 0,45 0,44 2,58 15,97 15,62 1,8318 NĐII-9 71 91,38 AC95 0,33 0,411 2,65 23,43 16,44 1,06 NĐI- 10 81 44,91 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐII-3 90 24,83 AC70 0,45 0,44 2,58 20,25 19,80 2,322 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 1 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 4,7 9,4 NĐI-2 4,83 9,65 NĐI-3 5,72 11,44 NĐII-4 6,08 12,16 NĐII-5 4,84 9,67 NĐI-6 4,96 9,38 NĐII-7 2,58 5,16 NĐII-8 6,14 5,4 8-9 6,14 5,48 NĐII-9 6,14 14,75 NĐI-8-9 6,14 22,43 NĐI-10 3,87 7,74 NĐII-3 2,32 4,75 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 7 = 6,08 % < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 22,43% > DUcpsc =20% Vậy phương án 8 không đảm bảo về mặt kỹ thuật. 5. Phương án 9:81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 64 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Nh­ phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15MW Þ PNDII-3 = 40 -31,15MW Với mạch vòng I-6-10-I : giả thiết mạng kín là mạng đồng nhất , tất cả các đoạn dây cùng tiết diện. Ta có các dòng công suất trên các đoạn được xác định theo công thức sau: S6-10 = SNĐI-6 – S6 = 22,94- j14,21 – (22+j13,64) = 0,94 + j0,58 MVA SNĐI-10 = S10 – S6-10= 16+j9,92 – (0,94+j0,58) = 15,06+j9,34MVA Chóng ta loại phương án này vì phương án 9 này có hai mạch vòng ,trong đó có 1 mạch vòng của phương án 8 ,mà phương án 8 bị loại vì không thoả mãn điều kiện kỹ thuật .Vậy ta giữ lại các phương án 1, 2, 4 để so sánh kinh tế. Chương V SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KINH TẾ CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU Trong thực tế mạng điện, việc quyết định bất kỳ một phương án nào cũng đều dựa trên cơ sở so sánh về mặt kỹ thuật và kinh tế. Điều quan trọng nhất là dựa trên nguyên tắc đảm bảo cung cấp điện và kinh tế để quyết định sơ đồ nối dây của mạng điện. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hàng năm bé nhất. Phí tổn tính toán hàng năm được tính theo biểu thức: Z = (avh + atc ).K + åDA.C Trong đó: avh: là hệ số phí tổn vận hành kể đến khấu hao vận hành và sửa chữa đường dây. Với cột bê tông ta có : avh = 0,04 atc : là hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư phụ atc= 1/Ttc = 1/8 = 0,125 K: là vốn đầu tư của mạng điện(chỉ tính thành phần chính là đường dây) với lộ kép thì giá tiền tăng 1,6 lần so với lộ đơn. K = Ki : giá tiền của 1 km đường dây thứ i li : chiều dài đường dây đó C là giá tiền 1kWh : C = 500đ/ kWh DA : là tổn thất điện năng hàng năm trong mạng điện, DA = åDAi DAi : là tổn thất điện năng trên tuyến thứ i được xác định qua biểu thức: Pi, Qi: là công suất tác dụng và phản kháng truyền tải trên đường dây (MW, MVAr), Uđm = 110 kV Ri : Tổng trở tuyến thứ i : thời gian tổn thất công suất tác dụng lớn nhất trong năm phụ thuộc vào Tmax theo biểu thức: Với Tmax = 4800 h tính được = 3196 h 1)Phương án 1 Thay số vào công thức tính tổn thất điện năng ta được kết quả thể hiện ở bảng sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (W) DPi (MW) DAi (MWh) NĐI-1 30 18,6 6,675 0,497 1588,412 NĐI-2 25 15,5 14,4 1,029 3288,684 NĐI-3 31,15 19.31 12,54 1,392 4448,96 NĐII-4 35 21,7 11,88 1,665 5321,34 NĐII-5 20 12,4 18,22 0,833 2662,268 NĐI-6 22 13,63 11,47 0,634 2026,264 NĐII-7 24 14,87 14,4 0,948 3029,808 NĐII-8 25 15,5 9,00 0,643 2055,028 NĐII-9 18 11,16 15,97 0,592 1892,032 NĐI10 16 9,91 18,22 0,533 1703,468 NĐII-3 8,85 5,48 20,25 0,18 579,96 Tổng cộng 8,946 28591,41 Thay số vào biểu thức tính tính vốn đầu tư có bảng kết quả sau: Đoạn a Loại dây L(km) Đơn giá(106đ/km) K (106đ) NĐI-1 1,6 AC-95 41 224 14694,4 NĐI-2 1,6 AC70 64 168 17203,2 NĐI-3 1,6 AC-95 76 224 27238,4 NĐII-4 1,6 AC-95 72 224 25804,8 NĐII-5 1,6 AC-70 81 168 21772,8 NĐI-6 1,6 AC-70 51 168 13708,8 NĐII-7 1,6 AC-70 64 168 17203,2 NĐII-8 1,6 AC-70 40 168 10752 NĐII-9 1,6 AC-70 71 168 19084,8 NĐI10 1,6 AC-70 81 168 21772,8 NĐII-3 1,6 AC-70 90 168 24460,8 Tổng cộng 213695,4 Phí tổn tính toán: Z =(avh + atc ).K + åDA.C = (0,04 + 0,125).213695,4.106 +28591,41.500.103 Z = 49555,44.106 đ 2)Phương án 2 Thay số vào công thức tính tổn thất điện năng ta được kết quả thể hiện ở bảng sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (W) DPi (MW) DAi (MWh) NĐI-1 55 34,1 4,305 1,489 4761,91 1-2 25 15,5 13,5 0,965 3085,29 NĐI-3 31,15 19,31 12,54 1,39 4448,96 NĐII-4 35 21,7 11,88 1,665 5321,34 NĐII-5 20 12,4 18,22 0,833 2662,268 NĐI-6 22 13,63 11,47 0,634 2026,264 NĐII-7 24 14,87 14,4 0,948 3029,808 NĐII-8 25 15,5 9,00 0,643 2055,028 NĐII-9 18 11,16 15,97 0,592 1892,032 NĐI10 16 9,91 18,22 0,533 1703,468 NĐII-3 8,85 5,48 20,25 0,18 579,95 Tổng cộng 9,872 31550,912 Thay số vào biểu thức tính tính vốn đầu tư có bảng kết quả sau: Đoạn a Loại dây L(km) Đơn giá(106đ/km) K (106đ) NĐI-1 1,6 AC-150 41 330 21648 1-2 1,6 AC70 60 168 16128 NĐI-3 1,6 AC-95 76 224 27238,4 NĐII-4 1,6 AC-95 72 224 25804,8 NĐII-5 1,6 AC-70 81 168 21772,8 NĐI-6 1,6 AC-70 51 168 13708,8 NĐII-7 1,6 AC-70 64 168 17203,2 NĐII-8 1,6 AC-70 40 168 10752 NĐII-9 1,6 AC-70 71 168 19084,8 NĐI10 1,6 AC-70 81 168 21772,8 NĐII-3 1,6 AC-70 90 168 24460,8 Tổng cộng 219574,4 Phí tổn tính toán: Z =(avh + atc ).K + åDA.C = (0,04 + 0,125).219574,4.106 +31550,912.500.103 Z = 52005.106 đ 3)Phương án 4 Thay số vào công thức tính tổn thất điện năng ta được kết quả thể hiện ở bảng sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (W) DPi (MW) DAi (MWh) NĐI-1 30 18,6 6,675 0,497 1588,412 NĐI-2 25 15,5 14,4 1,029 3288,684 NĐI-3 31,15 19,31 12,54 1,39 4448,96 NĐII-4 35 21,7 11,88 1,665 5321,34 NĐII-5 20 12,4 18,22 0,833 2662,268 NĐI-6 38 23,56 8,415 1,390 4443,286 6-10 16 9,92 12,15 0,355 1137,363 NĐII-7 25 15,5 9,00 0,643 2055,028 NĐII-8 18 11,16 15,97 0,592 1892,032 NĐII9 16 9,91 18,22 0,533 1703,468 NĐII-3 8,85 5,48 20,25 0,18 579,9726 Tổng cộng 9,107 29105,972 Thay số vào biểu thức tính tính vốn đầu tư có bảng kết quả sau: Đoạn a Loại dây L(km) Đơn giá(106đ/km) K (106đ) NĐI-1 1,6 AC-150 41 330 21648 NĐI-2 1,6 AC70 64 168 17203,2 NĐI-3 1,6 AC-95 76 224 4448,96 NĐII-4 1,6 AC-95 72 224 25804,8 NĐII-5 1,6 AC-70 81 168 21772,8 NĐI-6 1,6 AC-95 51 224 18278,4 6-10 1,6 AC-70 54 168 14515,2 NĐII-7 1,6 AC-70 64 168 10752 NĐII-8 1,6 AC-70 40 168 19084,8 NĐII9 1,6 AC-70 71 168 21772,8 NĐII-3 1,6 AC-70 90 168 24460,8 Tổng cộng 213695,4 Phí tổn tính toán: Z =(avh + atc ).K + åDA.C = (0,04 + 0,125).213695,4.106 +29105,972.500.103 Z =50940,639.106 đ Từ các số liệu tính toán ta có bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của 3 phương án 1; 2; 4 nh­ sau: Phương án1 phương án 2 phương án 4 Tổn thất điện áp lớn nhất DUbt max% DUsc max% 6,08 6,08 6,08 12,16 12,16 12,16 Tổn thất điện năng(MWh) 28591,41 31550,912 29105,972 Tổng vốn đầu tư (106đ) 213695,4 2219674,4 220531,2 Phí tổn vận hành hàng năm(106đ) 49557,886 52012,99 50946,279 Qua bảng tổng hợp số liệu các phương án, ta thấy phương án 1 có tổng vốn đầu tư, phí tổn vận hành hàng năm và tổn thất điện năng là nhỏ nhất nên ta chọn phương án 1 là phương án tối ưu, vì về mặt kỹ thuật phương án này có tổn thất điện áp và tổn thất điện năngnhỏ nhất. Chóng ta có sơ đồ nối dây của phương án 1 nh­ sau : 81 40 41 6 2 1 N§I 10 3 90 164 4 76 N§II 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Kết quả tổng kết tính toán cho phương án 1 : Đoạn L (km) Ftt (mm2) Ft/c (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (s/km) R (W) X (W) B.10-4 (S) NĐI-1 41 84,2 AC95 0,33 0,411 2,65 6,765 8,425 1,0865 NĐI-2 64 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐI-3 76 87,56 AC95 0,33 0,411 2,65 12,54 15,61 2,014 NĐII-4 72 98,2 AC95 0,33 0,411 2,65 11,88 14,79 1,908 NĐII-5 81 56,13 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐI-6 51 106,9 AC70 0,45 0,44 2,58 11,47 11,22 1,3158 NĐII-7 64 67,36 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐII-8 40 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 9,00 8,8 1,032 NĐII-9 71 50,52 AC70 0,45 0,44 2,58 15,97 15,62 1,8318 NĐI-10 81 44,91 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐII-3 90 24,83 AC70 0,45 0,44 2,58 20,25 19,80 2,322 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 1 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 4,7 9,4 NĐI-2 4,83 9,65 NĐI-3 5,72 11,44 NĐII-4 6,08 12,16 NĐII-5 4,84 9,67 NĐI-6 3,35 6,7 NĐII-7 4,58 9,17 NĐII-8 2,98 5,97 NĐII-9 3,82 7,63 NĐI-10 3,87 7,74 NĐII-3 2,32 4,75 Tổn thất điện năng ta được kết quả thể hiện ở bảng sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (W) DPi (MW) DAi (MWh) NĐI-1 30 18,6 6,675 0,497 1588,412 NĐI-2 25 15,5 14,4 1,029 3288,684 NĐI-3 31,15 19,31 12,54 1,39 4448,4 NĐII-4 35 21,7 11,88 1,665 5321,34 NĐII-5 20 12,4 18,22 0,833 2662,268 NĐI-6 22 13,63 11,47 0,634 2026,264 NĐII-7 24 14,87 14,4 0,948 3029,808 NĐII-8 25 15,5 9,00 0,643 2055,028 NĐII-9 18 11,16 15,97 0,592 1892,032 NĐI10 16 9,91 18,22 0,533 1703,468 NĐII-3 8,85 5,48 20,25 0,18 579,8 Tổng cộng 8,946 28591,41 Vốn đầu tư có bảng kết quả sau: Đoạn k Loại dây L(km) Đơn giá(106đ/km) K (106đ) NĐI-1 1,6 AC-95 41 224 14694,4 NĐI-2 1,6 AC70 64 168 17203,2 NĐI-3 1,6 AC-95 76 224 27238,4 NĐII-4 1,6 AC-95 72 224 25804,8 NĐII-5 1,6 AC-70 81 168 21772,8 NĐI-6 1,6 AC-70 51 168 13708,8 NĐII-7 1,6 AC-70 64 168 17203,2 NĐII-8 1,6 AC-70 40 168 10752 NĐII-9 1,6 AC-70 71 168 19084,8 NĐI10 1,6 AC-70 81 168 21772,8 NĐII-3 1,6 AC-70 90 168 24460,8 Tổng cộng 213695,4 Từ các số liệu tính toán ta có bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của phương án 1như sau: Phương án1 Tổn thất điện áp lớn nhất DUbt max% DUsc max% 6,08 12,16 Tổn thất điện năng(MWh) 28592,41 Tổng vốn đầu tư (106đ) 213795,4 Phí tổn vận hành hàng năm(106đ) 49555,44 Chương VI CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH I. Yêu cầu chung: Máy biến là một thiết bị rất quan trọng và nó chiếm một phần không nhỏ về vốn đầu tư trong hệ thống điện. Việc lựa chọn máy biến áp cần dựa vào các nguyên tắc sau: Căn cứ vào phương thức vận hành, và yêu cầu điều chỉnh điện áp của phụ tải, để chọn máy biến áp thường hay máy biến áp điều chỉnh dưới tải. Căn cứ vào tính chất hộ tiêu thụ là hộ loại I, loại II hay loại III để chọn số lượng máy biến áp cho phù hợp. Với phụ tải loại I yêu cầu cung cấp điện liên tục, chất lượng điện năng đảm bảo nên ở các trạm biến áp của các phụ tải ta sử dụng hai MBA vận hành song song để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Với phụ tải loại III ta chỉ cần sử dụng một MBA cho một trạm. Dựa vào công suất và điện áp của phụ tải, các máy biến áp chọn phải đảm bảo cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường ( tương ứng với lúc phụ tải cực đại). Khi mét MBA bất kỳ nghỉ (do sự cố hay sửa chữa) thì MBA còn lại với khả năng quá tải sự cố cho phép có thể cung cấp điện cho toàn bộ phụ tải lúc cực đại. Với phụ tải loại III ta chỉ cần sử dụng một MBA làm việc. Với nhà máy nhiệt điện phát công suất hầu hết lên điện áp cao, phụ tải cấp điện áp máy phát nhỏ do đó ta nối một MBA với một máy phát. Ta sử dụng MBA ba pha hai cuộn dây để giảm chi phí lắp đặt, chuyên chở, vận hành... Các MBA đều đã được nhiệt đới hoá nên không cần hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường đặt máy . II. Máy biến áp tại các trạm giảm áp: Theo yêu cầu thiết kế với các phụ tải là loại I ta đặt hai MBA. Trong đó công suất mỗi máy phải đảm bảo đủ cung cấp điện cho phụ tải lúc MBA kia bị sự cố . Theo quy trình vận hành MBA ra năm 1998 của Tổng công ty Điện lực Việt nam cho phép máy biến áp có hệ số quá tải là 1,4 lần trong thời gian 5 ngày đêm và mỗi ngày không quá 6 giờ quá tải. Vậy công suất của 1 MBA đặt ở trạm giảm áp khi có hai máy làm việc song song là: Với các hộ phụ tải loại III ta chỉ cần đặt một máy biến áp: Trong đó: SđmBA: công suất định mức của máy biến áp SPTmax: công suất lớn nhất của phụ tải n: số máy biến áp vận hành kqt: Hệ số quá tải khi sự cố(kqt=1,4) Vậy với các phụ tải ta có : - Phụ tải 1: MVA Chọn MBA cho trạm 1 là hai MBA loại: 32000/110 có Sđm = 32 MVA - Phụ tải 2: MVA Chọn MBA cho trạm 2 là hai MBA loại: 25000/110 có Sđm = 25 MVA - Phụ tải 3: MVA Chọn MBA cho trạm 3 là hai MBA loại: 40000/110 có Sđm = 40 MVA - Phụ tải 4: MVA Chọn MBA cho trạm 4 là hai MBA loại: 32000/110 có Sđm = 32 MVA - Phụ tải 5: MVA Chọn MBA cho trạm 4 là hai MBA loại: 25000/110 có Sđm = 25 MVA - Phụ tải 6: Chọn MBA cho trạm 6 là hai MBA loại: 25000/110 có Sđm = 25 MVA - Phụ tải 7: Chọn MBA cho trạm 7 là một MBA loại: 25000/110 có Sđm = 25 MVA - Phụ tải 8: Chọn MBA cho trạm 8 là hai MBA loại: 25000/110 có Sđm = 25 MVA -Phụ tải 9: Chọn MBA cho trạm 8 là hai MBA loại: 16000/110 có Sđm = 16 MVA -Phụ tải 10: Chọn MBA cho trạm 8 là hai MBA loại: 16000/110 có Sđm = 16 MVA - Phụ tải tự dùng: Lấy từ đầu cực của máy phát điện. III. Máy biến áp của trạm tăng áp: 1-Nhà máy nhiệt điện I: Nhà máy nhiệt điện I có công suất 2x50 MW do đó ta chọn sơ đồ nối 1 bộ máy phát với một máy biến áp tăng áp . Công suất một MBA được chọn theo biểu thức: PF = 50 MW , cosj = 0,8 ® SF = 62,5 MVA Vậy ta chọn MBA cho máy phát điện là loại 63000/110 2-Nhà máy nhiệt điện II: Nhà máy nhiệt điện II có công suất 3x50 MW do đó ta chọn sơ đồ nối 1 bộ máy phát với một máy biến áp tăng áp . Công suất một MBA được chọn theo biểu thức: PF = 50 MW , cosj = 0,8 ® SF = 62,5 MVA Vậy ta chọn MBA cho máy phát điện là loại 63000/110 Từ các máy biến áp vừa chọn được chúng ta tra bảng B16 trang 213 trong giáo trình “Mạng và Hệ Thống Điện “của Nguễn Văn Đạm chúng ta thu được các số liệu kỹ thuật như sau : ở trang bên Bảng kết quả các MBA đã chọn Nhà máyII 9,10 2,5,6,7,8 3 1,4 Trạm 63000/110 16000/110 25000/110 40000/110 32000/110 Kiểu máy 7 4 10 2 4 Số lượng 121 115 115 115 115 Cao Udd (kV) Số liệu kỹ thuật 10,5 10,5 23 23 23 Hạ 10,5 10,5 12,2 10,5 10,5 Un (%) 260 85 120 175 145 DPN (kW) 59 21 29 42 35 DP0 (kW) 0,65 0,85 0,8 0,7 0,75 I0 (%) 0,87 4,38 2,54 1,44 1,87 R (W) Số liệu tính toán 22 86,6 55,9 34,8 43,5 X (W) 410 136 200 280 240 DQ0 (kVAr) V. Sơ đồ nối dây trạm biến áp của các nhà máy nhiệt điện: 1) Nhà máy nhiệt điện I: Thanh góp của nhà máy nhiệt điện phải đảm bảo cung cấp điện liên tục và linh hoạt trong vận hành và sửa chữa. Số mạch vào và ra trong trạm lớn , công suất truyền tải qua trạm lớn và xét đến khả năng phát triển của phụ tải trong tương lai, vì vậy với trạm NĐI ta dùng hệ thống hai thanh góp. Số lộ vào ra trong trạm NĐI : - Hai lộ đến phụ tải 1 - Hai lộ đến phụ tải 2 - Hai lộ đến phụ tải 3 - Hai lộ đến phụ tải 6 - Hai lộ đến phụ tải 10 - Bốn lộ từ nhà máy đến thanh góp cung cấp điện. 2) Nhà máy nhiệt điện II: Tương tự nhà máy nhiệt điện I, số mạch vào và ra trong trạm lớn, công suất truyền tải trong trạm lớn và xét đến khả năng phát triển của phụ tải nên trạm NĐII ta cũng dùng hệ thống hai thanh góp. Số lộ vào ra trong trạm NĐII: - Hai lộ đến phụ tải 4 - Hai lộ đến phụ tải 5 - Hai lộ đến phụ tải 7 - Hai lộ đến phụ tải 8 - Hai lộ đến phụ tải 9 - Ba lộ từ nhà máy đến thanh góp cung cấp điện. V. Sơ đồ nối dây các trạm phân phối và truyền tải: Cơ sở chọn sơ đồ thanh góp trong các trạm phân phối và truyền tải: - Căn cứ vào nhu cầu cung cấp điện của phụ tải. - Căn cứ vào phương án nối dây của các trạm trong mạng điện. - Căn cứ vào số lộ ra và vào trạm, số lượng MBA trong trạm. Ta chọn sơ đồ nối dây trong trạm phải đảm bảo tính cung cấp điện liên tục, phải linh hoạt trong tổ chức vận hành và sửa chữa trạm, bố trí đơn giản tốn Ýt thiết bị đảm bảo an toàn và kinh tế. 1. Các trạm cuối: Đối với các phụ tải loại I ta sửa dụng sơ đồ cầu có máy cắt. Có 2 loại sơ đồ cầu là sơ đồ cầu trong và sơ đồ cầu ngoài. Việc chọn sơ đồ cầu trong hay sơ đồ cầu ngoài phụ thuộc vào khoảng cách truyền tải : Khoảng cách truyền tải l > 70 km, chọn sơ đồ có máy cắt đặt phía đường dây; l < 70 km chọn sơ đồ có máy cắt đặt về phía MBA. Các trạm cuối có khoảng cách truyền tải l < 70km nên ta chọn sơ đồ các trạm này là sơ đồ có máy cắt đặt về phía máy biến áp : Các trạm cuối có khoảng cách truyền tải l > 70km nên ta chọn sơ đồ các trạm này là sơ đồ có máy cắt đặt về phía máy biến áp : 2. Trạm trung gian : (phụ tải 3) Đây là trạm rất quan trọng vì ngoài nhiệm vụ cung cấp cho phụ tải địa phương , nó còn làm nhiệm vụ liên lạc giữa hai nhà máy. Ta chọn sơ đồ nối dây của trạm là sơ đồ hai thanh góp . Tõ nhµ m¸y N§I tíi Tõ nhµ m¸y N§II tíi Chương VII XÁC ĐỊNH DUNG LƯỢNG BÙ KINH TẾ CỦA MẠNG ĐIỆN Để giảm công suất phản kháng trên đường dây ta phải tiến hành bù tại phụ tải .Dung lượng bù kinh tế cho các hộ tiêu thụ điện đặt ở phía thứ cấp máy biến áp trong các trạm hạ áp được xác định theo điều kiện phí tổn tính toán hàng năm bé nhất . Trong quá trình tính toán Qb chóng ta giả thiết rằng : +Điện áp tại các nút trong mạng điện trong mạng điện đuợc lấy bằng điệnáp danh định của mạng điện +Không xét ảnh hưởng của cá thiết bị bù đến chế độ điện áp +Không xét sự thay đổi giá của tổn thất công suất c0 khi tăng công suất của thiết bị bù ,nghĩa là c0 được lấy cố định. +Gýa của các thiết bị bù được lấy tỷ lệ thuận với công suất của chúng . Biểu thúc của phí tổn tính toán hàng năm trong mạng điện do đặt thiết bị bù kinh tế được viết nh­ sau: Z = Z1 + Z2 + Z3 Trong đó : Z1 = (avh + atc ).ko .Qb avh-là hệ số vận hành ,với thiết bị bù lấy avh = 0,1 atc –là hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ ,atc =0,125 k0-là giá tiền 1 đơn vị thiết bị bù :d/MVAr , lấy k0 = 150.106 đ/MVAr Qb- là công suất bù ,tính bằng MVAr ở đoạn thứ I *)Z2 – là phí tổn thất điện năng do hiết bị bù tiêu tốn Z2 = c0 .t. DP0 .Qb c0- là giá 1 MWh điện năng tổn thất  ,lấy c0 = 500.103đ/MWh DP0 – là tổn htất công suất tươngđối trong thiết bị bù ,với tụ điện tĩnh lấy DP0 =0,005 kW/kVAr t-là thơI gian tụđiện vận hành trong năm Þt = Tmax = 4800h *)Z3 -là tổn thất điện năng do tải công suất phản kháng (sau khi đặt thiết bị bù ) gây ra trong mạng điện Z3 = c0 . DP . , .Ri - là thời gian tổn thất công suất , = 3196h R –Là đIện trở của đường dây và máy biến áp Þ vậy chi phí của mạng điện sau khi bù là : Z = Z1 + Z2 + Z3 = (avh + atc ).ko .Qb+ c0 .t. DP0 .Qb+.Ri. .co =(0,225 .150.103 + 0,5 .106 .4800.0,005).Qbi + 0,5 .106 Ri. 3196 Þ Z = 45,75 .103 .Qbi + 0,5.3196.103 .Rbi +Nhánh NĐI – 1: Zdi Zbi Qi - Qbi Chóng ta cã s¬ ®å thay thÕ nh­ sau : 2xAC95 2x41 2x32 S1 = 30 +j18,6 Qbi Z = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106.Rbi = = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .(6,675 + 0,935) Þ45,75 .106 - 0,5.3196.106.2 .(6,675 + 0,935) = 0 Þ Qb1 = - 4,16 MVAr Þ Cã nghĩa là chúng ta không phải bù cho phụ tải 1 +Nhánh NĐI –2 : Zd2 Zb2 Q2- Qb2 Chóng ta cã s¬ ®å thay thÕ nh­ sau : 2xAC70 2x64 2x25 S2 = 25 +j15,5MVA Qb2 Z = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .Rbi = = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .(14,4 + 1,27) Þ45,75 .106 + 0,5.3196.106.2 .(14,4 + 1,27) = 0 Þ Qb2 = 4,44 MVAr +Nhánh NĐI –3 : Zd3 Zb3 Q3- Qb3 Chóng ta cã s¬ ®å thay thÕ nh­ sau : 2xAC95 2x76 2x40 S3 = 40 +j24,8MVA Qb3 Z = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .Rbi = = 45,75 .106 .Qbi + 0,55.3196.106 .(12,54 +0,72) Þ45,75 .106 + 0,5.3196.106.2 .(12,54 + 0,72) = 0 Þ Qb1 = 11,74 MVAr +Nhánh NĐII –4 : Zd4 Zb4 Q4- Qb4 Chóng ta cã s¬ ®å thay thÕ nh­ sau : 2xAC95 2x72 2x32 S2 = 35 +j21,7MVA Qb4 Z = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .Rbi = = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .(11,88 + 0,935) Þ45,75 .106 + 0,5.3196.106.2 .(11,88 + 0,935) = 0 Þ Qb1 = 8,18 MVAr, +Nhánh NĐII –5 : Zd5 Zb5 Q5- Qb5 Chóng ta cã s¬ ®å thay thÕ nh­ sau : 2xAC70 2x81 2x25 S2 = 20 +j12,4MVA Qb5 Z = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .Rbi = = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .(18,22 + 1,27) Þ45,75 .106 + 0,5.3196.106.2 .(18,22 + 1,27) = 0 Þ Qb1 = 3,51 MVAr +Nhánh NĐI –6 : Zd6 Zb6 Q6-Qb6 Chóng ta cã s¬ ®å thay thÕ nh­ sau : 2xAC70 2x51 S2 = 22+j13,63MVA Qb6 2x25 Z = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .Rbi = = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .(6,675 + 0,935) Þ45,75 .106 + 0,5.3196.106.2 .(14,4 + 1,27) = 0 Þ Qb1 = 2,57 MVAr +Nhánh NĐII –7 : Zd7 Zb7 Q7 - Qb7 Chóng ta cã s¬ ®å thay thÕ nh­ sau : 2xAC70 2x64 2x25 S1 = 24 +j14,88 Qb7 Z = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .Rbi = = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .(14,4 + 1,27) Þ45,75 .106 + 0,5.3196.106.2 .(14,4 + 1,27) = 0 Þ Qb1 = 3,82 MVAr +Nhánh NĐII –8 : Zd8 Zb8 Q8 - Qb8 Chóng ta cã s¬ ®å thay thÕ nh­ sau : 2xAC70 2x40 2x25 S1 = 25 +j15,5 Qb8 Z = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .Rbi = = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .(9,00 + 1,27) Þ45,75 .106 + 0,5.3196.106.2 .(9,00 + 1,27) = 0 Þ Qb1 = - 1,36 MVAr Þ có nghĩa là lkhông phải bù cho phụ tải 8 +Nhánh NĐII –9: Zd9 Zb9 Q9 - Qb9 Chóng ta cã s¬ ®å thay thÕ nh­ sau : 2xAC70 2x40 2x25 S1 = 18 +j11,16 Z = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .Rbi = = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .(15,97 + 2,19) Þ45,75 .106 + 0,5.3196.106.2 .(15,97 + 2,19) = 0 Þ Qb1 = 1,622 MVAr Nhánh NĐI –10: Zd10 Zb10 Q10 - Qb10 Chóng ta cã s¬ ®å thay thÕ nh­ sau : 2xAC70 2x40 2x25 S1 = 16 +j9,92 Z = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .Rbi = = 45,75 .106 .Qbi + 0,5.3196.106 .(18,22 + 2,19) Þ45,75 .106 + 0,5.3196.106.2 .(18,22 + 2,19) = 0 Þ Qb1 = 1,43 MVAr Tính hệ số cos j sau khi bù : +Nhánh NĐI - 1 Không phải bù Qb1 = 0 +Nhánh NĐII – 2: chóng ta có Qb2 = 4,44 MVAr Þ 4,44 = Q2– Qb2=P2. tgj – P2.tgj ‘ =15,5 – 25 .tgj ‘ Þ tgj ‘ =0,442 Þ cosj’ = 0,91 Nhánh NĐI – 3: chóng ta có Qb3= 4,1 MVAr Þ 11,74 = Q3– Qb3=P3. tgj – P3.tgj ‘ =24,8 – 40 .tgj ‘ Þ tgj ‘ =0,3265 Þ cosj’ = 0,95 + Nhánh NĐII– 4: chóng ta có Qb4 =8,18 MVAr Þ 8,18= Q4– Qb4 =P4. tgj – P4.tgj ‘ =21,7 – 35 .tgj ‘ Þ tgj ‘ =0,386 Þ cosj’ = 0,93 + Nhánh NĐII– 5: chóng ta có Qb5 3,51 MVAr Þ 3,51= Q5– Qb5=P5. tgj – P5tgj ‘ =12,4 – 20 .tgj ‘ Þ tgj ‘ =0,4445 Þ cosj’ = 0,91 + Nhánh NĐI– 6: Chóng ta có Qb6=2,57MVAr Þ 2,57= Q6– Qb6=P6. tgj – P6.tgj ‘ =13,63– 22 .tgj ‘ Þ tgj ‘ =0,553 Þ cosj’ = 0,875 + Nhánh NĐII- 7: Chóng ta có Qb7 = 3,82MVAr Þ 3,82= Q7 = Qb7=P7 . tgj – P7 .tgj ‘ =14,88– 24 .tgj ‘ Þ tgj ‘ =0,46 Þ cosj’ = 0,90 + Nhánh NĐII- 8: Chóng ta có Qb8 = 0Þ cosj’ = 0,85 + Nhánh NĐII- 9: Chóng ta có Qb9= 1,66MVAr Þ 1,66= Q9– Qb9=P9 . tgj – P9.tgj ‘ =11,16– 18 .tgj ‘ Þ tgj ‘ =0,527 Þ cosj’ = 0,884 + Nhánh NĐI-10: Chóng ta có Qb10 = 1,43MVAr Þ 1,43= Q10 – Qb10.P10 . tgj – P10 .tgj ‘ =9,92– 16 .tgj ‘ Þ tgj ‘ =0,530 Þ cosj’ = 0,883 cosj’ sau bù cosj trước bù Q’max=qmax- Qb (MVAr) Qb MVAr) Smax (MVA) Số hé 0,85 0,85 18,6 0 30+j18,6 NĐI-1 0,91 0,85 11,06 4,44 25+j15,5 NĐI-2 0,88 0,95 21,7 11,74 40+j24,8 NĐI-3 0,93 0,85 5,45 8,18 35+j21,7 NĐII-4 0,91 0,85 6,41 3,51 20+j12,4 NĐII-5 0,875 0,85 19,13 2,57 22+j13,6 NĐI-6 0,90 0,85 8,58 3,82 20+j12,4 NĐII-7 0,85 0,85 12,4 0 24+j12,4 NĐII-8 0.884 0,85 13,84 1,66 25+j15,5 NĐII-9 0,883 0,85 9,73 1,43 16+9,92 NĐI-10 Chương VIII TÍNH TOÁN CÁC CHẾ ĐỘ CỦA LƯỚI ĐIỆN Trong phần trước chúng ta đã sơ bộ xác định công suất truyền tải trên mỗi nhánh đường dây ,tuy nhiên công suất đó chưa chính xác vì chưa kể đến tổn thất công suất trên đường dây ,trong máy biến áp cũng như công suất phản kháng do dung dẫn đường dây sinh ra .Do vậy chúng ta phải tiến hành tính chính xác sự phân bố công suất trong các chế độ phụ tải cực đại ,phụ tải cực tiểu và sự cố .Trong quá trình tính toán vì chưa biết điện áp tại các nút nên ta sử dụng điện áp định mức của mạng đIện là U đm = 110 Kv Các công thức áp dụng : +Tổn thất công suất tren đường dây : P-là công suất tác dụng chạy trên đường dây . Q-la công suất phản kháng chạy trên đường dây Rd – là điện trở của dây dẫn . Xd – là điện kháng của dây dẫn +)Tổn thất côngsuất trong trạm biến áp : +Công suất do dung dẫn đường dây sinh ra : DQc = bo.l.U2đm/2 (đối với lộ kép) DQc = bo.l.U2đm (đối với lộ đơn ) bo -là điện dẫn phản kháng đơn vị tính cho 1 km l-là chiều dài dây dẫn tính bằng km I. Chế độ phụ tải cực đại: 2xAC95 2x41 2x32 S1 = 30 +j18,6 1. Phân bố công suất trên đoạn NĐI-1: Sơ đồ thay thế: 1 N§I jQc®1 jQcc1 S1 = 30 +j18,6 Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt1= 30 + j18,6 MVA Zd1= 6,675+ j 8,425W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 1 là: Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 1 là: S'1= DSB1 + S1 = (0,158+j2,523)+ (30 + j18,6) = 30,158+j21,123MVA Công suất tại cuối đường dây 1 là: S''I = S'1 - jDQC2 = 30,158+ j21,123- j 0,657= 30,158+ j20,446MVA Tổn thất công suất trên đường dây 1 là: = 0,732+ j0,924MVA Công suất tại đầu đường dây 1 là: S'I = DSd + S''I = (0,732+ j0,924)+ (30,158+ j20,446)= =30,89+ j21,37 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SI = S'I - jDQC1 = 30,89 + j21,37 - j 0,657= 30,89 + j20,713MVA 2. Phân bố công suất trên đoạn NĐI-2: 2x25 2xAC70 2x64 S2 = 25 +j15,5MVA Sơ đồ thay thế: = 38 + j23,55 2 N§I jQc®2 jQcc2 Thông số đường dây và trạm biến áp 2: S2= 25 + j 11,06 Zd2= 14,4 + j 14,08 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 2 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 2 là: S'2= DSB2 + S2 = (0,128 + j1,968) + (25 + j11,06) =25,128 + j13,028 MVA Công suất tại cuối đường dây 2 là: S''II = S'2 - jDQCC2 = 25,128+ j9,048 - j 1,99 = 25,128 + j 11,038 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 2 là: = 0,896 + j0,876 MVA Công suất tại đầu đường dây 2 là: S'II = DSd + S''II = (0,896 + j 0,876) + (25,128+ j11,038) = 26,024 + j11,91 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SII = S'II - jDQC1 = 26,024 + j11,038 - j 1,99 = 26,024 + j9,92 MVA 3. Phân bố công suất trên đoạn NĐII-4: Sơ đồ thay thế: = 40 + j19,37 4 N§I jQc1 jQc2 Thông số đường dây và trạm biến áp 4: S4 = 35 + j13,52 MVA Zd4= 11,88 + j 14,72W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 3 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 3 là: S'4= DSB4 + S4 = (0,094 + j2,79) + (35 + j13,52) =35,094 + j16,308 MVA Công suất tại cuối đường dây 3 là: S''IV = S'4 - jDQC2 = 35,094 + j16,308 - j2,308 = 35,094 + j14 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 4 là: = 1,4 + j1,744 MVA Công suất tại đầu đường dây 4 là: S'IV = DSd + S''IV = (1,4 + j 1,744) + (35,094 + j14) = 36,494 + j15,744MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SIV = S'IV - jDQC1 = 36,494 + j15,744 - j2,308 = 36,494 + j13,436 MVA SIV = 36,494+ j13,436 MVA 4. Phân bố công suất trên đoạn NĐII - 5: Sơ đồ thay thế: = 20 + j2,89 5 N§II jDQc1 jDQc2 Thông số đường dây và trạm biến áp 5: S5 = 20 + j 2,89 MVA Zd5 = 18,22 + j 17,82 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 4 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 5 là: S'5 = DSB5 + S5 = (0,097+ j1,256) + (20 + j2,89) = 20,097 + j4,146 MVA Công suất tại cuối đường dây 5 là: S''V = S'5 - jDQC2 = 20,097 +j4,146 - j 2,52 = 20,097 + j1,626 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 5 là: =0,612 + j0,598MVA Công suất tại đầu đường dây 5 là: S'V = DSd + S''V = (0,612 + j0,5987)+ (20,097 + j1,626) = 20,709 + j2,8157 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SV = S'V - jDQC1 = 20,709 + j2,815 - j 2,52= 20,709 – 0,295 MVA SIV = 20,709 - j0,295 MVA 5. Phân bố công suất trên đoạn NĐI -6: = 22 + j11,07 6 N§II jDQc1 jDQc2 Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 6: S6 = 22 + j11,07 MVA Zd6 = 11,47+ j 11,22 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 6 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 6 là: S'6= DSB6 + S6 = (0,116+ j1,674) + (22 + j11,07) = 2,116 + j11,74 MVA Công suất tại cuối đường dây 6 là: S''VI = S'6 - jDQC2 = 22,116 + j11,74 - j1,59 = 22,116 + j10,152 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 6 là: = 0,56 + j0,549 MVA Công suất tại đầu đường dây 6 là: S'VI = DSd + S''VI = (0,56 + j0,549) + (22,116 + j10,152) = 22,676 + j10,69 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SVI = S'VI - jDQC1 = 22,676 + j10,69- j1,59 = 22,676 + j9,1 MVA 6. Phân bố công suất trên đoạn NĐII -7: Sơ đồ thay thế: = 38 + j23,55 7 N§II jDQc1 jDQc2 Thông số đường dây và trạm biến áp 7 : S7= 24 + j11,06 MVA Zd7 = 14,4 + j 14,08W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 7 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 7 là: S'7= DSB7 + S7 = (0,125+ j1,867) + (24 + j11,06) = 24,125 + j11,927 MVA Công suất tại cuối đường dây 7 là: S''VII = S'7 - jDQC2 = 24,125 + j11,927 - j1,99 = 24,125 + 9,937 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 7 là: = 0,81 + j 0,792 MVA Công suất tại đầu đường dây 7 là: S'VII = DSd + S''VII = (0,81+ j0,792) + (24,125 + j9,937) = 24,935 + j10,727 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SVII = S'VII - jDQC1 = 24,935 + j10,727 - j1,99= 24,935 + j8,737 MVA 7. Phân bố công suất trên đoạn NĐII-8: Sơ đồ thay thế: = 42 + j26,03 8 N§II jDQc1 jDQc2 Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt8 = 25 + j15,5 MVA Zd1= 9,00 + j 8,8 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 8 là: Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 8 là: S'8= DSB8 + S8 = (0,141+ j 2,215) + (25 + j15,5) = 25,141+ j17,7155 MVA Công suất tại cuối đường dây 8 là: S''VIII = S'8 - jDQC2 = 25,141 + j15,235 - j 1,24 = 25,235 + j16,475 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 8 là: = 0,672 + j0,657 MVA Công suất tại đầu đường dây 8 là: S'VIII = DSd + S''VIII = (0,672 + j0,657) + (25,235 + j16,475) = 25,813 + j17,132 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ2 là: SVIII = S'VIII - jDQC1 = 25,813 + j17,132 - j 1,24 = 25,813 + j15,892 MVA 8. Phân bố công suất trên đoạn NĐII-9: Sơ đồ thay thế: = 9 + j5,58 9 N§II jDQc1 jDQc2 Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt9 = 18+ j9,5385 MVA Zd1= 15,98 + j 15,62W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 8 là: Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 9 là: S'8= DSB8 + S8 = (0,097+ j1,265) + (18 + j9,538) = 18,097+ j10,796 MVA Công suất tại cuối đường dây 9 là: S''VIII = S'8 - jDQC2 = 18,097 + j10,796 - j 2,216 = 18,097 + j8,58 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 8 là: = 0,529 + j0,517 MVA Công suất tại đầu đường dây 8 là: S'VIII = DSd + S''VIII = (0,529 + j0,517) + (18,097 + j8,58) = 18,616 +j9,096 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ2 là: SVIII = S'VIII - jDQC1 = 18,616 + j9,096 - j 1,24 = 18,616 + j6,88 MVA 9. Phân bố công suất trên đoạn NĐI-10: Sơ đồ thay thế: = 8 + j4,96 10 N§II jDQc1 jDQc2 Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt10 = 16 + j8,495 MVA Zd1= 18,22 + j17,828 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 8 là: Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 10 là: S'10= DSB10 + S10 = (0,089+ j 1,088) + (16 + j8,49) = 16,089+ j9,578 MVA Công suất tại cuối đường dây 8 là: S''X = S'10 - jDQC2 = 16,089 + j9,578 - j 2,53 = 16,089+ j7,048 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 10 là: = 0,464+ j0,454 MVA Công suất tại đầu đường dây 10 là: S'X = DSd + S''X = (0,464 + j0,454) + (16,089+ j7,048) = 16,553 + j7,502 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ2 là: SX = S'X - jDQC1 = 16,553 + j7,502 - j 2,53 = 16,553 + j4,972 MVA 10) Phân bố công suất trên đoạn NĐI - 3- NĐII: Sơ đồ thay thế: = 40 + j24,8 3 N§I jDQc1 jDQc2 jDQc3 jDQc4 N§II Thông số đường dây và trạm biến áp 4: S3 = 40 + j24,83 MVA ZdI-3 = 12,54 +j 115,61W ZdII3 = 20,25 + j 19,8 W Trong chương II ta đã sơ bộ xác định chế độ vận hành cho hai nhà máy,trong chế độ max cho nhà máy I phát 70% công suất đÆt. Ta có: Căn cứ vào phương thức vận hành chúng ta có công suất tại thanh góp hạ áp của nhà máy nhiệt điện I là:SI – H = 128,8 + j79,856 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐI là: = 0,612 + j11,2 MVA Công suất đưa lên thanh cái cao áp của NĐI là: PI-C =PI-H – PBNĐI = 128,8 -0,612 =128,18 MW Công suất đưa vào nhánh liên lạc I- 3 là: PI-3 =PI-C- (P1 + P2 + P6 + P10)= =128,8 –(16,553+22,676 + 26,024 + 30,89) =32,657 QI-3 = 32,657 .0,62 = 20,24 MVAr Vậy công suất nhà máy 1 cung cấp cho phụ tải 3 là: SI-3 = 32,657 + j20,24 MVA Công suất đầu đường dây I- 3là : S'I3= SI3+ j=32,657+ j20,24+j2,437= 32,657+j22,677MVA Tổn thất công suất trên đường dây I - 3là: = 1,638+j2,039MVA Công suất tại cuối đường dây I - 3 là: S''I3 = S'I3 - = 32,657+22,677-(1,638+ j2,039) = 31,02+j29,587 MVA Công suất từ đường dây I - 3cấp đến thanh cái cao áp phụ tải 3 là: SptI4 = S''I4 + jDQc2 = 31,02 – j2,437+ j29,587 = 31,02 +j27,156 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp 4 là: Công suất tại thanh cái cao áp trạm biến áp 3 là: S'B3 = Spt3 + DSB3 = 31,02+j15,41 + 0,176 + j2,97 = 31,176+j 18,2 MVA Công suất từ NM II đến thanh cái cao áp phụ tải 4 là: SptII4 = S'B4 - SptI4 = 40 +j24,8 - (31,17 –j18,2) = 8,824 + j9,409 MVA Tổn thất công suất trên đường dây II-4 là: = 0,278+j0,272MVA Công suất tại đầu đường dây II-3 là : S'II3 = S''II3 + DSdII3 +jQcđII3 = 8,824 +j9,409-0,278 –j0,272 +j2,437=8,546 + 11,57MVA Công suất tại thanh cái cao áp NĐII là: SII4 = S'II4 - jDQC4 = 22,35 + j31,42 - j1,73 = 22,35 + j29,89 MVA Tổng công suất tại thanh cái cao áp NĐII là: SC-II = SIV SV + SVII+ SVIII+ SIX +SX -SII-3 = 18,616+6,88 + 25, 813 +j15 892 +24 ,935 +j8,737+ 20 ,709 +- 0,295 +36 ,494 +j13,436 –(8,546 +j11,57) = =118,021 +j33,08MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐII là: = 0,5 + j1,23 MVA Công suất tại thanh cái hạ áp NĐII là: SH-II = SC-II + DSBII = 118,021+j33,08 + 0,5 + j1,23 = 118,5 + j 34,1 MVA Công suất tự dùng của NĐII là: SdII = 8%. 118,021.(1+0,62)= 9,456 +j5,85 MVA Công suất đầu cực máy phát của NĐII là: SNĐ-II = SH-II + Std-II = 118,021+ j 33,08 +9,4546 +J5,85= =127,567+ j 38,93MVA Kết luận: Vậy nhà máy NĐII phát :127,567 .100%/150= 85,04 % công suất đặt .công suất phản kháng của nhà máyNĐIItrong chế độ phụ tải maxlaf:QNĐII =38,93 =MVAr màQF =127,567.0,62 = 79,09 MVAr Vậy trong chế độ phụ tải max lượng công suất phát của hai nhà máy đảm bảo chỉ tiêu kinh tế kỹthuật ,kinh tế vận hành lâu dài . II. Chế độ phụ tải cực tiểu: Trong chế độ phụ tải min công suất bằng 0,5.Pmax. Để vận hành kinh tế các trạm biến áp ta cần cắt bớt một máy biến áp làm việc song song, Trong chế độ min các nhà máy sơ bộ vận hành nh­ sau: Tại nhà máy I vận hành 2 tổ máy phát và 2 biến áp. Tại nhà máy II vận hành 2 tổ máy phát và 2 biến áp. 1. Phân bố công suất trên đoạn NĐI-1: Sơ đồ thực tÕ: 1x32 S1 = 15 +j9,3 2xAC95 2x41 Sơ đồ thay thế: = 21 + j13,02 1 N§I jQc®1 jQcc1 Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt1= 15 + j9,3 MVA Zd1= 6,675 + j8,425 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 1 là: Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 1 là: S'1= DSB1 + S1 = (0,088 + j 1,508) + (15 + j9,3) = 15,088+j10,808 MVA Công suất tại cuối đường dây 1 là: S''I = S'1 - jDQC2 =15,088+j10,808 -j 1,314 = 15,088+j9,494 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 1 là: = 0,175+ j0,221 MVA Công suất tại đầu đường dây 1 là: S'I = DSd + S''I = (0,175 + j 0,221) + (15,088 + 9,494) = 15,263 + j9,715 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SI = S'I - jDQC1 = 15,263 + j9,715 - j 1,314 = 15,263 + j8,401 MVA 2. Phân bố công suất trên đoạn NĐ1-2: Sơ đồ thay thế: = 19 + j11,78 2 N§I jQc®2 jQcc2 Thông số đường dây và trạm biến áp 2: S2= 12,5+ j 7,75 Zd2= 14,4 + j14,08 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 2 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 2 là: S'2= DSB2 + S2 = (0,07 + j1,308) + (12,75 + j7,75) = 12,57 + j8,858 MVA Công suất tại cuối đường dây 2 là: S''II = S'2 - jDQCC2 = 12,57 + j8,858 - j 1,99 = 12,57 + j 6,868 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 2 là: = 0,244 + j 0,238 MVA Công suất tại đầu đường dây 2 là: S'II = DSd + S''II = (0,244 + j 0,238) + (12,57 + j6,868) = 12,814 + j7,15 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SII = S'II - jDQC1 = 12,814 + j7,15 - j 1,99 = 12,814 + j5,16 MVA 3. Phân bố công suất trên đoạn NĐII-4: Sơ đồ thay thế: = 40 + j19,37 4 N§I jQc1 jQc2 Thông số đường dây và trạm biến áp 4: S4 = 317,5+ j110,85 MVA Zd4= 11,88 + j 14,72W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 3 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 3 là: S'4= DSB4 + S4 = (0,011 + j1,11) + (17,5 + j10,85) =17,553 + j12,24 MVA Công suất tại cuối đường dây 3 là: S''IV = S'4 - jDQC2 =17,553 + j12,24 - j2,308 = 17,553 + j9,932 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 4 là: = 0,399 + j0,497 MVA Công suất tại đầu đường dây 4 là: S'IV = DSd + S''IV = (0,399 + j0,497) + (17,553 + j9,932) = 17,952 +j10,429MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SIV = S'IV - jDQC1 = 17,952 +j10,429- j2,308 = 17,952 +j8,121MVA SIV =17,952 +j8,121MVA 4. Phân bố công suất trên đoạn NĐII - 5: Sơ đồ thay thế: = 20 + j12,4 5 N§II jDQc1 jDQc2 Thông số đường dây và trạm biến áp 5: S5 = 10 + j 6,2 MVA Zd5 = 18,23 + j 17,82 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 4 là: =0,055+ j0,249 Công suất tại thanh cái trạm biến áp 4 là: S'5 = DSB5 + S5 = (0,055+ j0,249) + (10 + j6,2) = 10,055 + j4,449 MVA Công suất tại cuối đường dây 5 là: S''V = S'5 - jDQC2 = 10,055+ j4,449 - j 2,52 = 10,055 + j4,449 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 5 là: =0,175 + j0,171 MVA Công suất tại đầu đường dây 5 là: S'V = DSd + S''V = (0,175 + j0,171) + (10,055 + j4,449) = 10,23 + j4,5MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SV = S'V - jDQC1 = 10,055 + j4,449 - j 2,52 = 10,055 + j1,98 MVA SIV = 10,055 + j1,98 MVA 5. Phân bố công suất trên đoạn NĐI -6: = 22 + j11,07 6 N§II jDQc1 jDQc2 Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 6: S6 = 11 + j6,82 MVA Zd6 = 11,47+ j 11,22 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 6 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 6 là: S'6= DSB6 + S6 = (0,061+ j0,903) + (11 + j6,82) =11,06 + j7,723 MVA Công suất tại cuối đường dây 6 là: S''VI = S'6 - jDQC2 =11,06 + j7,723 - j1,59 = 11,06 + j6,142 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 6 là: = 0,15 + j0,148 MVA Công suất tại đầu đường dây 6 là: S'VI = DSd + S''VI = (0,15 + j0,148) + (11,06 + j6,142) = 11,211 + j7,88 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SVI = S'VI - jDQC1 = 11,06 + j7,88 - j1,59 = 11,06 + j6,29 MVA 6. Phân bố công suất trên đoạn NĐII -7: Sơ đồ thay thế: = 38 + j23,55 7 N§II jDQc1 jDQc2 Thông số đường dây và trạm biến áp 7 : S7= 12 + j7,44 MVA Zd7 = 14,4 + j 14,08W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 7 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 7 là: S'7= DSB7 + S7 = (0,153+ j2,906) + (12 + j7,44) =12,152 + j10,346 MVA Công suất tại cuối đường dây 7 là: S''VII = S'7 - jDQC2 =12,152 + j10,346 - j1,99 = 12,152 + j8,356 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 7 là: = 0,175 + j 0,171 MVA Công suất tại đầu đường dây 7 là: S'VII = DSd + S''VII = (0,175 + j 0,171) + (12,152 + j8,356) = = 12,359 + j5,257 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SVII = S'VII - jDQC1 = 12,359 + j85,257 - j1,99= 12,359 + j3,267 MVA 7. Phân bố công suất trên đoạn NĐII-8: Sơ đồ thay thế: = 42 + j26,03 8 N§II jDQc1 jDQc2 Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt8 = 12,25 + j7,6 MVA Zd1= 9,00 + j 8,8 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 8 là: Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 8 là: S'8= DSB8 + S8 = (0,17+j3,08) + (12,25+ j7,6) = 12,42+j10,68MVA Công suất tại cuối đường dây 8 là: S''VIII = S'8 - jDQC2 =12,42+j10,68 - j 1,24 = 12,42+j9,44MVA Tổn thất công suất trên đường dây 8 là: = 0,206+ j0,201MVA Công suất tại đầu đường dây 8 là: S'VIII = DSd + S''VIII = (0,206+ j0,201) + (12,42+j9,44) = 12,42+j9,65MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ2 là: SVIII = S'VIII - jDQC1 = 12,42+j9,65- j 1,24 = 12,42+j8,401MVA 8. Phân bố công suất trên đoạn NĐII-9: = 9 + j5,58 9 N§II jDQc1 jDQc2 Sơ đồ thay thế: Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt9 = 9+ j5,58MVA Zd1= 15,98 + j 15,62W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 8 là: =0,119+ j1,25MVA Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 9 là: S'8= DSB8 + S8 = (0,119+ j1,25) + (9+ j5,58) = 9,119+ j6,83MVA Công suất tại cuối đường dây 9 là: S''VIII = S'8 - jDQC2 =9,119+ j6,83 - j 2,216 = 9,119+ j4,614MVA Tổn thất công suất trên đường dây 8 là: = 0,117 + j0,114 MVA Công suất tại đầu đường dây 8 là: S'VIII = DSd + S''VIII = (0,117 + j0,114) + (9,119+ j4,614) = 9,235+ j4,728MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ2 là: SVIII = S'VIII - jDQC1 =9,235+ j4,728 - j 2,124 =9,235+ j2,512 MVA 9. Phân bố công suất trên đoạn NĐI-10: Sơ đồ thay thế: = 8 + j4,96 10 N§II jDQc1 jDQc2 Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt10 = 8+ j4,96 MVA Zd1= 18,22 + j17,828 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 8 là: = 0,034+j0,162 MVA Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 10 là: S'10= DSB10 + S10 = (0,034+j0,162) + (8+ j4,96) = 8,034+ j5,58 MVA Công suất tại cuối đường dây 10 là: S''X = S'10 - jDQC2 = 8,034+ j5,58 - j 2,53 = 8,034+ j3,05 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 10 là: = 0,107+ j0,105 MVA Công suất tại đầu đường dây 10 là: S'X = DSd + S''X = (0,107+ j0,105) + (8,034+ j3,05) = 8,111+ j3,155 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ2 là: SX = S'X - jDQC1 =8,111+ j3,155 - j 2,53 = 8,111+ j0,6255 MVA 8. Phân bố công suất trên đoạn NĐI -3- NĐII: Sơ đồ thay thế: = 40 + j24,8 3 N§I jDQc1 jDQc2 jDQc3 jDQc4 N§II Thông số đường dây và trạm biến áp 4: S3 = 40 + j24,83 MVA ZdI-3 = 12,54 +j 115,61W ZdII3 = 20,25 + j 19,8 W Trong chương II ta đã sơ bộ xác định chế độ vận hành cho hai nhà máy,trong chế độ max cho nhà máy I phát 70% công suất đÆt. Ta có: Căn cứ vào phương thức vận hành chúng ta có công suất tại thanh góp hạ áp của nhà máy nhiệt điện I là:SI – H = 64,4 + j39,93 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐI là: = 0,3 + j5,6 MVA Công suất đưa lên thanh cái cao áp của NĐI là: PI-C =PI-H – PBNĐI = 64,4 -0,3 =62,1 MW Công suất đưa vào nhánh liên lạc I- 3 là: PI-3 =PI-C- (P1 + P2 + P6 + P10)= =64,1 –(15,263+11,211 + 8,1414 + 12,814) =16,671 QI-3 = 16,671 .0,62 = 10,33 MVAr Vậy công suất nhà máy 1 cung cấp cho phụ tải 3 là: SI-3 = 16,671 + j10,33 MVA Công suất đầu đường dây I- 3là : S'I3= SI3+ j=16,671+ j10,33+j2,52=16,67+j12,85MVA Tổn thất công suất trên đường dây I - 3là: = 0,398 + j0,496MVA Công suất tại cuối đường dây I - 3 là: S''I3 = S'I3 - = 11,67 + 12,85 - (0,398+ j0,496) = = 11,272+j12,354 MVA Công suất từ đường dây I - 3cấp đến thanh cái cao áp phụ tải 3 là: SptI4 = S''I4 + jDQc2 = 11,272- j2,437+ j12,354 =11,272 +j14,872 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp 4 là: Công suất tại thanh cái cao áp trạm biến áp 3 là: S'B3 = Spt3 + DSB3 =11,272 +j14,872 + 0,176 + j2,97 = =11,352+j 16,06MVA Công suất từ NM II đến thanh cái cao áp phụ tải 4 là: SptII4 = S'B4 - SptI4 = 20 +j12,4 - (11,272 –j16,06) = 8,648 - j3,66 MVA Tổn thất công suất trên đường dây II-4 là: = 0,14+j0,144MVA Công suất tại đầu đường dây II-3 là : S'II3 = S''II3 - DSdII3 +jQcđII3 = 8,648 –j3,66- 0,14 –j0,144 +j2,81 = = 8,508-j0,994MVA Tổng công suất tại thanh cái cao áp NĐII là: SC-II = SIV+ SV + SVII+ SVIII+ SIX -SII-3 = 17,952+j8,121 + 10,23 +j1,98 + +12,359 +j3,267+ 12,551 +j4,736 +9,236 +j0,264 –(8,508 +j0,994) = =53,82 +j17,374MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐII là: = 0,22 + j3,43 MVA Công suất tại thanh cái hạ áp NĐII là: SH-II = SC-II + DSBII =53,82 +j17,374 + 0,22+ j3,43 = 54,04 + j20,804 MVA Công suất tự dùng của NĐII là: SdII = 8%.54,04.(1+0,62)= 4,32 +j2,68 MVA Công suất đầu cực máy phát của NĐII là: SNĐ-II = SH-II + Std-II = 54,04 + j20,804 +4,32 +j2,68 =58,14 + j23,48MVA Kết luận: Vậy nhà máy NĐII phát :58,14.100%/100= 58,14 % công suất đặt .công suất phản kháng của nhà máy NĐII trong chế độ phụ tải max là:QNĐII =23,48 =MVAr màQF =58,14.0,62 = 36,04 MVAr Vậy trong chế độ phụ tải max lượng công suất phát của hai nhà máy đảm bảo chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật ,kinh tế vận hành lâu dài . III. Chế độ phụ tải sự cố : Trong hệ thống điện có rất nhiều sự cố có thể xảy ra, ta không thể tính toán hết được. Do vậy ta chỉ xét trường hợp sự cố được coi là điển hình sau: Hỏng một tổ máy phát lớn nhất. Đứt 1 dây lộ kép. Với giả thiết sự cố sảy ra trong chế độ phụ tải max và các sự cố không xếp chồng. Sự cố một tổ máy phát lớn nhất. Khi đó nhà máy I phát 100% công suất của nhà máy còn lại Công suất phát của nhà máy I lúc đó là: SFII = 200 + j124 ; với CosjF = 0,85;Công suất tự dùng của nhà máy I là: = 40 + j24,8 3 N§I jDQc1 jDQc2 jDQc3 jDQc4 N§II StdII = 16+ j9,92 MVA ; với Cosjtd = 0,75;Sơ đồ thay thế: Công suất đưa vào cuộn hạ mba tăng áp của NĐI là: ShạI = SFI - StdI = 200 + j124 - (16 + j9,92) = 184+ j114,08 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐI là: 1,00 +j21,16MVA Công suất đưa lên thanh cái cao áp của NĐI là: SCI = Shạ I- DSBI = 184+ j114,08 - (1,00+ j21,16) = 183 + j92,92 MVA Công suất đưa vào nhánh liên lạc I- 3 là: SI3= SCI - (SI+SX + SII + SVI) = 183,0 + j92,92 - (30,89 + j20,713 + =26,024 + j9,92+22,676 + j9,1+10,553 + j4,973 = =86,857+j48,215 MVA Công suất đầu đường dây I- 3 là : S'I3 = SI3 + j = 86,857 +j48,215+ j2,437= 86,857 + j50,652 MVA Tổn thất công suất trên đường dây I - 3 là: = 10,47 + j13,04 MVA Công suất tại cuối đường dây I - 3 là: S''I4 = S'I4 - = 86,857+ j50,652 - (10,47+ j13,04) =76,41+j38,28 MVA Công suất từ đường dây I - 3 cấp đến thanh cái cao áp phụ tải 3là: SptI4 = S''I4 + jDQc2 = 76,41+j38,28 + j2,47 = -76,41+j40,04 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp 3 là: =0,205+j3,466MVA Công suất tại thanh cái cao áp trạm biến áp 3 là: S'B3 = SI-3-(Spt3 + DSB3) = 35,859 +j 23,51 MVA Công suất từ NM I đến thanh cái cao áp phụ tải 3 là: S''II3 = SB3’ - jDQC3 = 35,895 + j23,51 - j 2,809 = 35,895 + j20,709 MVA Tổn thÊt công suất trên đường dây II-3 là: =2,873+ j2, 809 MVA Công suất tại đầu đường dây II- 3 là : S'II3 = S''II3 - DSdII3 +jQcđII3 = 35,895 + j20,709 - (2,873 + j 2,809)+j2,809 = =33,022+j20,705 MVA Tổng công suất tại thanh cái cao áp NĐII là: SC-II = (SIV + SV + SIX + SVII + SVIII)- SII3= 92,72 + j10,41 SC-II =92,72 + j10,41MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐII là: =0,4 +j8,1MVA Công suất tại thanh cái hạ áp NĐII là: SH-II = SC-II + DSBII = 92,52 + j10,41+0,4 +j8,1 =92,97 + j18,51 MVA Công suất tự dùng của NĐII là: PtdII = 8%. 92,4= 7,408 MW QtdII = PtdII.tgjtd = 7,408.0,62 = 4,59 MVAr Std-II = 7,408+ j 4,59 MVA Công suất đầu cực máy phát của NĐII là: SNĐ-II = SH-II + Std-II = 92,97 + j18,5+17,408+ j 4,59 = 100 +j23,11 MVA Nh­ vậy khi xảy ra sự cố 1 tổ máy phát – máy biến áp của nhà máy 2 thì tất cả các tổ máy đều phát 100% công suất đặt.Khi đó nhà máy 1 chảy một dòng công suất sang nhà máy 2 là:SNĐI-3-NĐII = 33,022 +j20,07MVA .công suấtphản kháng của nhà máy NĐII trong chế độ sự cố 1 tổ máy là: QNĐII =23,11MVAr màQF =100.0,62 = 62MVAr Vậy trong chế độ sự cố 1 tổ máy lượng công suất phát của hai nhà máy đảm bảo chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật ,kinh tế vận hành lâu dài . Vì công suất chuyên tải trên nhánh NĐI-3 tăng lên, do đó ta phải kiểm tra khả năng tải của đường dây này. Dòng điện chạy trên đường dây NĐI-3 khi sảy ra sự cố là: Mà IcpII4 = 264 A nên đường dây làm việc bình thường. *)Sựcố trên các đường dây :đường day hai lộ bị dứt một lộ 2. Phân bố công suất trên đoạn NĐI-1: Sơ đồ thực tế: 2xAC95 1x41 S1 = 30 +j18,6 2x32 Sơ đồ thay thế: = 30 + j18,6 1 N§I jQc®1 jQcc1 Qb1=0 MVAr Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt1=30 + j18,6MVA Zd1= 2.(6,675+ j 8,425) W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 1 là: =0,158 +j2,533MVA Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 1 là: S'1= DSB1 + S1 = 30,158 + j21,133 MVA Công suất tại cuối đường dây 1 là: S''I = S'1 - jDQC2 = 30,158 + j21,133 – j1,314 =30,158 + j19,819 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 1 là: = 1,437+ j1,813MVA Công suất tại đầu đường dây 1 là: S'I = DSd + S''I = (1,437+ j1,813) + (30,158 + j19,819) = =31,595+j20,632MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SI = S'I - jDQC1 =31,595+j20,632- j 1,314 = 31,595+j20,318 MVA 2. Phân bố công suất trên đoạn NĐI-2: Sơ đồ thực tế: 2xAC70 1x64 S1 = 25+j11,06 Sơ đồ thay thế: = 38 + j23,55 2 N§I jQc®2 jQcc2 Thông số đường dây và trạm biến áp 2: S2= 25 + j 11,06 Zd2= 2.(14,4 + j 14,08) W Tổn thất công suất trong trạm biến áp