Đề tài Thiết kế hệ thống điện gồm hai nguồn điện và một số phụ tải khu vực

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI NHIỆM VỤ THIẾT KẾ TỐT NGHIỆP Họ và tên: Lương Đức Cường Khoá : K47 – HTĐ2 Ngành học: Hệ Thống Điện 1.Đầu đề thiết kế tốt nghiệp: Phần I: Thiết kế hệ thống điện gồm hai nguồn điện và một số phụ tải khu vực. Phần II: Tính toán ổn định động 2.Nội dung các phần thuyết minh và tính toán: Phần I: thiết kế hệ thống điện: Cân bằng công suất, lựa chọn phương án hợp lý. Lựa chọn máy biến áp và sơ đồ nối điện chính. Cân bằng chính xác công suất – bù công suất phản kháng. Giải tích các chế độ của hệ thống điện. Tính toán điều chỉnh điện áp tại các nút. Tính toán giá thành tải điện. Phần II: - Tính toán các thông số và thành lập sơ đồ đẳng trị dùng trong tính toán ổn định động - Tính các đường đạc tính công suất :trước trong và sau khi cắt ngắn mạch - Xác định thời gian cắt chậm nhất cho các thiết bị bảo vệ 3. Các số liệu: Phần I: Các hộ tiêu thụ 1 2 3 4 5 6 7 8 Phụ tải cực đại (MW) 45 30 25 25 28 24 26 15 Mức bảo đảm cung cấp điện I I I III III I I I Yêu cầu điều chỉnh điện áp Kt Kt Kt T T T T T Hệ số công suất : cosử 0,85 0,85 0,85 0,85 0,8 0,8 0,8 0,8 Điện áp định mức của lưới thứ cấp (kV) 10 kV BẢN ĐỒ VỊ TRÍ CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN VÀ CÁC HỘ TIÊU DÙNG Tỉ lệ: : 10 km - Điện áp trên thanh cái cao áp của nguồn điện khi phụ tải cực đại, khi sự cố nặng nề là: 110%, khi phụ tải cực tiểu là 105% điện áp danh định. - Đối với tất cả các trạm hạ thế ( hộ tiêu thụ ) : + Phụ tải cực tiểu bằng : 70% phụ tải cực đại + Thời gian sử dụng công suất cực đại : Tln = 4500 giờ + Giá 1 kWh điện năng tổn thất : 550 đồng. Phần II: Hà nội, ngày 05 tháng 02 năm 2007 Cán bộ hướng dẫn Bộ môn Hệ thống điện thông qua Chủ nhiệm Bộ môn Đinh Quang Huy LỜI NÓI ĐẦU Điện năng là dạng năng lượng được sử dụng rộng rãi nhất trong tất cả các lĩnh vực hoạt động kinh tế và đời sống của con người. Nhu cầu sử dụng điện ngày càng cao, chính vì vậy chúng ta cần xây dựng thêm các hệ thống điện nhằm đảm bảo cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ. Hệ thống điện bao gồm các nhà máy điện, các mạng điện và các hộ tiêu thụ điện được liên kết với nhau thành một hệ thống để thực hiện quá trình sản xuất, truyền tải, phân phối và tiêu thụ điện năng. Mạng điện là một tập hợp gồm có các trạm biến áp, trạm đóng cắt, các đường dây trên không và các đường dây cáp. Mạng điện được dùng để truyền tải và phân phối điện năng từ các nhà máy điện đến các hộ tiêu thụ. Cùng với sự phát triển công nghiệp hoá, hiện đại hoá của đất nước. Công nghiệp điện lực giữ vai trò đặc biệt quan trọng do điện năng là nguồn năng lượng được sử dụng rộng rãi nhất trong các nghành kinh tế quốc dân. Ngày nay nền kinh tế nước ta đang trên đà phát triển mạnh mẽ, đời sống không ngừng nâng cao, các khu đô thị, dân cư cũng như các khu công nghiệp xuất hiện ngày càng nhiều, do đó nhu cầu về điện năng tăng trưởng không ngừng. Để đáp ứng được nhu cầu cung cấp điện ngày càng nhiều và không ngừng của đất nước của điện năng thì công tác quy hoạch và thiết kế mạng lưới điện đang là vấn đề cần quan tâm của ngành điện nói riêng và cả nước nói chung. Đồ án tốt nghiệp Thiết kế mạng lưới điện giúp sinh viên áp dụng được những kiến thức đã học để thực hiện được những công việc đó. Tuy là trên lý thuyết nhưng đã phần nào giúp cho sinh viên hiểu được hơn thực tế đồng thời có những khái niệm cơ bản trong công việc quy hoạch và thiết kế mạng lưới điện và cũng là bước đầu tiên tập duợt đêt có những kinh nghiệm cho công việc sau này nhằm đápứng đúng đắn về kinh tế và kỹ thuật trong công việc thiết kế và xây dựng mạng lưới điện sẽ mang lại hiệu quả cao đối với nền kinh tế đang phát triển ở nước ta nói chung và đối với ngành điện nói riêng. Việc thiết kế mạng lưới điện phải đạt đuợc những yêu cầu về kỹ thuật đồng thời giảm tối đa được vốn đầu tư trong phạm vi cho phép là vô cùng quan trọng đối vơi nền kinh tế của nước ta hiện nay. CHƯƠNG I : CÂN BẰNG CÔNG SUẤT - ĐỊNH RA PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH CỦA CÁC NHÀ MÁY I. Phân tích nguồn điện cung cấp và phụ tải Phân tích nguồn và phụ tải của mạng điện là một phần quan trọng trong tính toán thiết kế. Tính toán thiết kế có chính xác hay không hoàn toàn phụ thuộc vào mức độ chính xác của công tác thu thập phụ tải và phân tích nó. Phân tích nguồn là một việc làm cần thiết nhằm định hướng phương thức vận hành của nhà máy điện, phân bố công suất giữa các tổ máy, hiệu suất, cosj và khả năng điều chỉnh. 1.Phụ tải Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax(MW) 45 30 25 25 28 24 26 15 Cosj 0,85 0,85 0,85 0,85 0,8 0,8 0,8 0,8 Y/c đ/c U Kt Kt Kt T T T T T Loại PT I I I III III I I I Udm (kV) 10kV - Tmax = 4500h. - Phụ tải cực tiểu bằng 70% phụ tải cực đại. - Phụ tải 1, 2, 3 có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, phụ tải 4, 5, 6, 7 và 8 có yêu cầu điều chỉnh điện áp thường. - hệ số công suất Cosj của các phụ tải 1, 2,3 và 4 là: Cosj = 0,85. Các phụ tải còn lại có hệ số công suất Cosj = 0,8. - Lập bảng các thông số phụ tải: Bảng 1.1 Thông số của các phụ tải Hộ tiêu thụ , MVA , MVA , MVA , MVA 1 45 +j27,86 53,93 31,50 + j19,50 37,05 2 30 + j18,57 35,28 21,00 + j13,00 24,70 3 25 + j15,47 29,4 17,50 + j10,83 20,58 4 25 + j15,47 29,4 17,50 +j10,83 20,58 5 28 + j21,00 35 19,60 +j14,70 24,50 6 24+j18,00 30 16,80 +j12,60 21,00 7 26+j19,50 32,5 18,20 +j13,65 22,75 8 15+j11,25 18,75 10,50 +j7,88 13,13 Tổng 218+j147,12 2. Nguồn điện Mạng điện thiết kế bao gồm hai nhà máy nhiệt điện cung cấp cho 8 phụ tải. + Nhà máy nhiệt điện I gồm: - 3 tổ máy, mỗi tổ có công suất định mức là 50MW. - Công suất đặt PĐNĐ = 3.50 = 150 MW. - Hệ số công suất Cosử = 0,8. + Nhà máy nhiệt điện II gồm : - 4 tổ máy, mỗi tổ có công suất định mức là 50MW. - Công suất đặt PĐNĐ= 4.50 = 200MW. - Hệ số công suất Cosử=0,8. Đặc điểm của nhà máy nhiệt điện là hiệu suất thấp (Khoảng 30%) thời gian khởi động lâu (nhanh nhất cũng mất từ 4 đến 10 giờ ), nhưng điều kiện làm việc của nhà máy nhiệt điện là ổn định, công suất phát ra có thể thay đổi tuỳ ý, điều đó phù hợp với sự thay đổi của phụ tải trong mạng điện. Thời gian xuất hiện phụ tải cực tiểu thường chỉ vài giờ trong ngày, nên muốn đảm bảo cung cấp điện liên tục cho phụ tải nằm rải rác xung quanh nhà máy nhiệt điện ta dùng nguồn điện dự phòng nóng. Chế độ làm việc của nhà máy nhiệt điện chỉ đảm bảo được tính kinh tế khi nó vận hành với (80 – 90%)Pđm. Để đảm bảo cung cấp điện cho các phụ tải ta phải quan tâm đến tính chất của các phụ tải, đặt phương thức cung cấp điện đáp ứng yêu cầu của các hộ phụ tải. II. Cân bằng công suất 1. Cân bằng công suất tác dụng Để đảm bảo cho mạng điện làm việc ổn định, đảm bảo cung cấp điện cho các hộ phụ tải thì nguồn điện phải cung cấp đầy đủ cả về công suất tác dụng và công suất phản kháng cho các phụ tải, tức là mỗi thời điểm luôn luôn tồn tại cân bằng giữa nguồn công suất phát và công suất tiêu thụ cộng với công suất tổn hao trên đường dây và máy biến áp. Mục đích của phần này ta tính toán xem nguồn điện có đáp ứng đủ công suất tác dụng và công suất phản kháng không. Từ đó đưa ra phương thức vận hành cụ thể cho từng nhà máy điện, nhằm đảm bảo cung cấp điện liên tục cho các phụ tải cũng như chất lượng điện năng. Khi tính toán sơ bộ ta coi tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp là không đổi. Nó được tính theo phần trăm công suất của phụ tải cực đại. Cân bằng công suất tác dụng trong mạng điện được biểu diễn bằng biểu thức sau: SPF = SPYC = m.SPPT + SDPMĐ + SPTD+ SPDT (1) Trong đó : - ểPYC: tổng công suất tác dụng yêu cầu trong mạng điện. - m : hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại cùng 1 lúc, lấy m =1 - SPF : tổng công suất tác dụng của các nhà máy SPF = PF1 + PF2 =3,50 +4.50 = 350 MW - SPPT : tổng công suất tác dụng của các phụ tải SPPT = PPT1 + PPT2 + PPT3 + PPT4+ PPT5+ PPT6+ PPT7+ PPT8 = = 45+30+25+25+28+24+26+15 = 218 MW - SDPMĐ : tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện Từ (5¸ 8%)SPPT,ở đây ta lấy SDPMĐ = 5%SPPT. SDPMĐ= 5%SPPT = 0.05 * 218 = 10.9 MW - SPTD: Tổng công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện. ( Đối với nhiệt điện ta lấy bằng 10 %) SPTD=10%SPF = 0,1.(3.50 + 4.50) = 35 MW - SPDT : Tổng công suất tác dụng dự trữ Theo công thức cân bằng (1) ta có: SPDT =SPF - m.SPPT - SDPMĐ - SPTD = = 350 - 218 – 10,9 - 35 = 86,1 MW. Thấy rằng : SPDT = 86,1 MW; SPDT/SPPT = 86,1/218 =39,5% - Lớn hơn công suất của một tổ máy lớn nhất, lớn hơn 15% SPPT DO đó ta không cần phải đặt thêm một tổ máy để dự phŨNG. 2. Cân bằng công suất phản kháng Cân bằng công suất phản kháng được biểu diễn bằng biểu thức sau: Qbù + SQF = ểQYC = m.SQPT + SDQL - SDQC + SDQBA + SQTD + SQDT (2) Trong đó : - ểQYC: tổng công suất phản kháng yêu cầu trong mạng điện. - m: hệ số đồng thời, lấy m = 1. - SQF : tổng công suất phản kháng của các nhà máy phát ra SQF = SPF . tg jF=350.0,75 = 262,5 MVAr ( với cosửF1 = cosửF2 = cosửF = 0.8 nên tgửF = 0,75) - SQPT : tổng công suất phản kháng của các phụ tải. SQPT = QPT1 + QPT2 + QPT3 + QPT4+ QPT5+ QPT6+ QPT7+ QPT8 = = 27,86+18,57+15,47+15,47+21+18+19,5+11,25 = 147,12 MVAr - SDQL: tổng tổn thất công suất phản kháng trên cảm kháng của đường dây. - DQC : tổng công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra. Trong khi tính sơ bộ ta lấy : SDQL ≈ SDQC. - SDQBA: tổng tổn thất công suất phản kháng trong các MBA. SDQBA = 15%.SQPT = 0,15.147,12 = 22,07 MVAr - SQTD : tổng công suất phản kháng tự dùng của nhà máy điện. SQTD =SPTD . tg jTD = 35. 0,75 = 26,25 MVAr (với cosửTD = 0,8 nên tgửTD = 0,75) - SQDT: tổng công suất phản kháng dự trữ cho mạng điện, có thể lấy bằng công suất phản kháng của một tổ máy phát lớn nhất. SQDT = SPDT . tg jDT = 86,1. 0,75 = 64,58 (MVAr) ( Với Cos j = 0,8 ® tgj = 0,75 ) Do đó ta có tổng công suất phản kháng yêu cầu của mạng điện bằng: ∑QYC = 147,12 + 22,07 + 26,25 + 64,58 = 260,02 MVAR Từ biểu thức cân bằng (2) ta có: Qbù = PYC - SQF = 260,02 – 262,5 = - 2,48 MVA Vì vậy ta không cần bù sơ bộ công suất phản kháng trong mang điện Như vậy qua tính toán sơ bộ luôn có sự cân bằng công suất. III. Xác định sơ bộ phương thức vận hành của các nhà máy 1. Chế độ phụ tải cực đại Chọn nhà máy I làm nhà máy chủ đạo. Ta có công suất yêu cầu của phụ tải (PYC) không kể công suất dự trữ (PDT) là : SPYC = SPPT + SDPMĐ +SPTD = 218 + 10,9 + 35 = 263,9 MW Cho nhà máy NĐI phát 85% công suất đặt ta có : PF1=85%.150 =127,5 MW Nhà máy II phải đảm nhận một lượng công suất phát là : PF2 = SPYC- PF1 = 263,9 -127,5 = 136,4 MW Vậy nhà máy II phải phát 136,4/200 = 68,2% công suất định mức. 2. Chế độ phụ tải cực tiểu. Theo đồ án ở chế độ phụ tải cực tiểu thì ∑PMIN = 70%. ∑PMAX = 0,7.218 = 152,6 MW Ta có : SPYCmin = 70%. SPYCMax= 0,7.263,9 = 184,73 MW. Ở chế độ phụ tải cực tiểu cho phép phát đến 50% công suất đặt của nhà máy, nên cắt bớt một số tổ máy. Giả sử cắt bớt ở nhà máy I 1 tổ máy, cho các tổ máy còn lại phát với 85% công suất định mức. Công suất phát của nhà máy I là: PF1 = 85%. 100 = 85MW Nhà máy II phải đảm nhận một lượng công suất phát là : PF2= SPYCmin- PF1 = 184,73 - 85= 99,73 MW Khi đó nhà máy II vận hành 3 tổ với 99,73/150 = 66,4 % công suất định mức. 3. Chế độ sự cố Sự cố nhà máy I bị sự cố hỏng 1 tổ máy.Khi đó 2 tổ máy còn lại sẽ phát với 100% công suất định mức. PF1 SC= 100%.100 = 100MW Do : SPYC = 263,9 Nhà máy II cần phát : PF2SC = SPYC –PF1SC = 263,9 –100= 163,9 MW Vậy nhà máy 2 vận hành cả 4 tổ máy với 163,9/200 = 81,95% công suất định mức của chúng THỠ đáp ứng được yêu cầu công suất của phụ tải. 4. Tổng kết về phương thức vận hành của các nhà máy Từ các lập luận cùng với các tính toán ở trên ta có bảng tổng kết phương thức vận hành của 2 nhà máy trong các chế độ như sau : Chế độ vận hành Nhà máy điện I Nhà máy điện 1 Phụ tải cực đại 3tổ máy Phát 127.5MW Chiếm 85% công suất định mức. 4 tổ máy Phát 136,4MW Chiếm 68,2% công suất định mức. Phụ tải cực tiểu 2tổ máy Phát 85MW Chiếm 85 % công suất định mức. 3 tổ máy Phát 99,73 MW Chiếm 66,4 % công suất định mức. Chế độ sự cố 2 tổ máy Phát 100 MW Chiếm 100% công suất định mức. 4 tổ máy Phát 163,9 MW Chiếm 81,5% công suất định mức. CHƯƠNG II: LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN HỢP LÝ I. Đề xuất phương án 1. Phương án chung thành lập các phương án Tính toán lựa chọn phương án cung cấp điện hợp lý phải dựa trên nhiều nguyên tắc, nhưng nguyên tắc chủ yếu và quan trọng nhất của công tác thiết kế mạng điện là cung cấp điện kinh tế với chất lượng và độ tin cậy cao. Mục đích tính toán thiết kế là nhằm tìm ra phương án phù hợp. Làm được điều đó thì vấn đề đầu tiên cần phải giải quyết là lựa chọn sơ đồ cung cấp điện. Trong đó những công việc phải tiến hành đồng thời như lựa chọn điện áp làm việc, tiết diện dây dẫn, tính toán các thông số kỹ thuật, kinh tế … Trong quá trình thành lập phương án nối điện ta phải chú ý tới các nguyên tắc sau đây : Mạng điện phải đảm bảo tính án toàn cung cấp điện liện tục, mức độ đảm bảo an toàn cung cấp điện phụ thuộc vào hộ tiêu thụ. Đối với phụ tải loại 1 phải đảm bảo cấp điện liên tục không được phép gián đoạn trong bất cứ tình huống nào, vì vậy trong phương án nối dây phải có đường dây dự phòng. Đảm bảo chất lượng điện năng. Chỉ tiêu kinh tế cao, vốn đầu tư thấp, tổn thất nhỏ, chi phí vận hành hàng năm nhỏ. Đảm bảo an toàn cho người và thiết bị. Vận hành đơn giản, linh hoạt và có khả năng phát triển. Kết hợp với việc phân tích nguồn và phụ tải ở trên nhận thấy: Trong các hộ phụ tải có 6 phụ tải là hộ loại I và 2 phụ tải là hộ loại III, yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện khác nhau. Do đó phải sử dụng các biện pháp cung cấp điện như: lộ kép, lộ đơn, mạch vòng. Từ bản đồ vị trí của các nhà máy điện và các hộ tiêu dùng ta vẽ đuợc sơ đồ dưới đây: Sơ đồ địa lý của hệ thống điện 2. Thành lập các phương án Từ các điều kiện trên và căn cứ vào sơ đồ địa lý hệ thống điện ta có thể đưa ra nhiều phương án thiết kế hệ thống điện,tuy nhiên sau khi tính toán sơ bộ ta chọn ra năm phưong án tói ưu hơn cả để tính toán chi tiết sau đó sẽ so sánh và chọn ra phương án tói ưu nhất. Các phương án thiết kế đựoc lựa chọn để tính toán chi tiết: II. Tính toán chi tiết kỹ thuật các phương án A.Phương pháp tính toán 1.Chọn điện áp của mạng điện. Một trong những công việc cần thiết để thiết kế hệ thống điện là lựa chọn đúng điện áp của đường dây tải điện. Mỗi mạng điện được đặc trưng bằng điện áp định mức Uđm, điện áp này được dùng để tính điện áp định mức của các thiết bị trong mạng điện như máy biến áp, máy phát, đường dây. Điện áp định mức đảm bảo cho các thiết bị hoạt động tốt và đem lại hiệu quả kinh tế cao nhất. Dựa vào công thức kinh nghiệm: U = 4,34. , kV (1) Trong đó: l - là khoảng cách truyền tải, km P - là công suất truyền tải trên đường dây, Mw Tính điện áp cho từng đường dây sau đó lấy điện áp định mức của mạng theo các điện áp của các đường dây vừa tính được. 2.Chọn tiết diện dây dẫn. Đối với các lưới điện cao áp, các tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ kinh tế của dòng điện: Ftt = (mm) (2) Trong đó: Jkt - Mật độ kinh tế của dòng điện, A/ mm2 Với Tmax = 4500h và dây AC thì Jkt = 1,1 Imaxi - Dòng điện làm việc trong chế độ phụ tảI cực đại trên đường dây thứ i, A Dòng làm việc trên mỗi mạch đường dây xác định theo công thức: Imaxi = .103 = .103 (A) (3) Trong đó: Smaxi -Công suất lớn nhất chạy trên đường dây thứ i, MVA Uđm - Điện áp định mức của mạng điện, kV n - Số lộ dây trên đoạn thứ i Sau khi tính toán ta chọn tiế diện dây dẫn có tiết diện: F ≥ Ftt 3.Kiểm tra điều kiện. Kiểm tra điều kiện xuất hiện vầng quang, đối với đường dây 110 kV, để không xuất hiện vầng quang các dây AC cần phải có tiết diện F ³ 70 mm2 Kiểm tra phát nóng dây dẫn Đối với đường dây kép khi đứt 1 lộ đường dây thì dòng điện sự cố tăng lên gấp đôi Isc = 2.Imax, để đảm bảo điều kiện phát nóng của dây dẫn thì Isc £ Icp Kiểm tra tổn thất điện áp Yêu cầu đối với điều chỉnh điện áp là: DUmaxbt % £ 10 % DUmaxsc % £ 20 % Tổn thất điện áp trên đường dây thứ i nào đó khi vận hành bình thường được xác định theo công thức: (4) Trong đó: Pi, Qi - công suất chạy trên đường dây thứ i Ri, Xi - điện trở và điện kháng của đường dây thứ i Tổn thất điện áp trong mạng điện khi đứt một mạch đường dây( đối với đường dây có hai mạch ) DUi sc = 2DUi bt Kiểm tra cả trong chế độ cực đại và chế độ sự cố của nhà máy điện khi một tổ máy phát ngừng hoạt động. B.Tính toán chi tiết kỹ thuật. 1.Phương án 1 a. Phân bố công suất. Dòng công suất từ các nhà máy điện truyền đến các phụ tải là: SII – 2 = 30 + j18,57 MVA; SII – 6 = 24+ j18 MVA SII – 7 = 26 + j19,5 MVA; SI – 8 = 15 + j11,25 MVA SI – 3 = 25 + j15,47 MVA; SI – 4 = 25 + j15,47 MVA SI – 5 = 28 + j21 MVA Công suất từ nhà máyI truyền vào đường dây I – 1 được xác định: PI - 1 = PF1 – PI – PTD1 Trong đó: PF1- Tổng công suất phát của nhà máy NĐI PTD1- Công suất tự dùng trong nhà máy NĐI SI- Tổng công suất của các phụ tải nối với NĐI ( SI = PI – 3+ PI – 4 + PI – 5+ PI – 8 ) Ta có: PI – 1 = 0,85.150-(25+25+28+15) -15 = 19,5MW QI – 1= 19,5. tgj = 19,5.0,619 = 12,07 Vậy : SI – 1 = 19,5+j12,07MVA Khi đó công suất từ NĐII truyền vào đường dây II – 1 là: SII – 1 = S1 – SI – 1 = 45 + j27,86– (19,5+ j12,07) = 25,5+j15,79MVA b. Chọn điện áp định mức của mạng điện. Lập bảng tính điện áp mạng điện theo công thức (1) ta đươc bảng sau: Bảng 2.1 Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện Đường dây Công suất truyền tải, MVA Chiều dài đường dây L, km Điện áp tính toán U kV Điện áp định mức của mạng Uđm, kV II – 1 25.5+j15,79 78,2 95,16 110 I – 3 25+j15,47 56,57 92,73 I – 4 25+j15,47 70 94,09 I – 5 28+j21 64,03 98,2 II – 2 30+j18,57 50 99,9 II – 6 24+j18 41.23 89,49 II – 7 26+j19,5 72,8 95,95 I – 8 15+j11,25 44,72 73,23 I – 1 19.5 + j12,07 60 83,7 Vậy ta chọn điện áp định mức của mạng điện là 110kV. c. Chọn tiết diện dây dẫn. *) Chọn tiết diện dây dẫn của đường dây I – 1. Dòng điện chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại Tiết diện dây dẫn Để không xuất hiện vầng quang ta chọn dây AC có F = 70 mm2 và dòng điện cho phép ICP = 265 A. *) Chọn tiết diện dây dẫn của đường dây II – 1. Dòng điện chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại Tiết diện dây dẫn Để không xuất hiện vầng quang ta chọn dây AC có F = 70 mm2 và dòng điện cho phép ICP = 265 A. Kiểm tra dòng điện chạy trên đường dây trong các chế độ sau sự cố: - ngừng 1 mạch trên đường dây - ngừng 1 tổ máy phát điện * Khi ngừng 1 mạch của đường dây thì dòng điện chạy trên mạch còn lại bằng: II – 1 SC = 2II – 1 = 2.60,18 = 120,36 A III – 1 SC = 2III – 1 = 2.78,71 = 157,42 A Như vậy ISC < ICP * Khi ngừng 1 tổ máy phát của nhà máy NĐI thì 3 tổ máy phát còn lại sẽ phát 100% công suất. Công suất từ NĐI truyền vào đường dây I – 1 bằng: PI – 1 = 100 – 10 – (25+25+28+15) = -3 MVA QI – 1= -3. tgj = -3.0,75 = -2,25MVAr SI – 1 = -3 -j2,25MVA đường dây II – 1 là: SII – 1 = S1– SI – 1 = 45 + j27,86– (-3 –j2,25) = = 48+ j30.11 MVA Dòng điện chạy trên đường dây I – 1 bằng: Dòng điện chạy trên đường dây II – 1 bằng: Vậy ISC < ICP Tương tự ta tính cho các đường dây khác. Kết quả tính toán ở trong bảng dưới đây: ảng 2.2 Thông số của các đường dây trong mạng điện Đường dây S, MVA Ibt, A Ftt, mm2 Ftc, mm2 ICP, A ISC, A L, km r0, Ù/km x0, Ù/km b0.10-6 S/km R, Ù X, Ù , S 1 mạch 1 tổ máy I– 1 19.5+j12,07 60,18 54,70 70 265 120,36 9,84 60 0,46 0,440 2,58 13,8 13,2 1,55 II – 1 25.5+j15,79 78,71 68,5 70 265 157,42 148,69 72,8 0,46 0,440 2,58 16,74 16,02 1,88 I –3 25+j15,47 77,15 70,13 70 265 154,3 56,57 0,46 0,440 2,58 13,04 12,44 1,46 I – 4 25+j15,47 154,31 140,28 150 445 308,62 70 0,21 1,416 2,74 14,7 29,12 0,96 I – 5 28+j21 183,70 167 185 510 367,4 64,03 0,17 0,409 2,84 10,89 26,19 0,91 II – 2 30+j18,57 93,50 84,087 95 330 - 50 0,33 0,429 2,65 8,25 10,73 1,33 II – 6 24+j18 78,73 71,57 70 265 - 41,23 0,46 0,440 2,58 9,48 9,07 1,06 II – 7 26+j19,5 85,29 77,54 70 265 - 72,8 0,46 0,440 2,58 16,74 16,02 1,88 I – 8 15+j11,25 49,21 44,73 70 265 98,42 - 44,72 0,46 0,440 2,58 10,29 9,84 1,15 d. Kiểm tra tổn thất điện áp. Khi một mạch đường dây ngừng làm việc khi đó tổn thất trên đường dây: Với các lộ đường dây khác ta lập bảng tính toán sau : Bảng 2.3 Các giá trị tổn thất điện áp trong mạng Đường dây ÄUbt% ÄUSC% Đường dây ÄUbt% ÄUSC% 1 mạch 1tổ máy 1 mạch 1tổ máy I – 1 3,54 7,08 0,7 I – 3 4,35 8,7 II – 2 3,69 7,38 I – 4 6,76 - II – 6 3,23 6.46 I – 5 7,06 - II – 7 6,18 12,36 I - 8 2,19 4,38 II - 1 5,62 11,23 10,62 Từ kết quả ở bảng trên ta thấy rằng tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện trong phương án I là: ÄUmaxbt = ÄUI – 5 = 7,06 % Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố bằng: ÄUmaxsc = ÄUII – 7 = 12,36 % 2. Phương án II Phân bố công suất. S3 – 4 = 25 + j15,47 MVA;S6– 7 = 26+j19,5 MVA S8– 5 = 28 + j21 MVA; PI – 3 = P3 +P3 – 4 = 25+25 = 50MW; SI – 3 =50+j50. tgj3= 50+j50.0,619=50+j30,95MVA SI – 8 = S8 = 43+j43.0,75=43+j32,25 MVA SII – 6 = 50+j50.0,75=50+j37,5MVA SII – 2 = 30+j18,57MW. b. Chọn điện áp định mức của mạng điện. Lập bảng tính toán điện áp định mức của mạng điện ta được bảng 2.4. Bảng 2.4 Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện Đường dây Công suất truyền tải, MVA Chiều dài đường dây L, km Điện áp tính toán U kV Điện áp định mức của mạng Uđm, kV I – 1 19.5+j12.07 60 83.7 110 II – 1 25.5+j15.79 72.8 95.16 I - 3 50+j30.95 56.57 127 3 –4 25+j15.47 50 92.07 I – 8 43+j32.25 44.72 117.5 8 – 5 28+j21 30 94.9 II – 6 50+j37.5 41.23 125.9 6 – 7 26+j19.5 53.85 94.07 II – 2 30+j18.5 50 99.9 Vậy ta chọn điện áp định mức của mạng điện là 110kV. c. Chọn tiết diện dây dẫn. Lập bảng tính toán ta được bảng 2.5. Bảng 2.5 Thông số của các đường dây trong mạng điện Đường dây S, MVA Ibt, A Ftt, mm2 Ftc, mm2 ICP, A ISC, A L, km r0, Ù/km x0, Ù/km b0.10-6 S/km R, Ù X, Ù , S 1 mạch 1 tổ máy I – 1 19,5+j12,07 60,18 54,70 70 265 120,36 9.84 60 0,46 0,440 2,58 13,8 13,2 1,55 II – 1 25,5+j15,79 78,71 71,55 70 265 157,42 148.7 72.8 0,46 0,440 2,58 16,74 16,02 1,88 I – 3 50+j30,95 154,32 140,29 150 445 317,48 56.57 0,21 0,416 2,74 5,94 11,77 1,55 3 – 4 25+j15,47 154,31 140,28 150 445 - 50 0,21 0,416 2,74 10,5 20,80 0,69 I – 8 43+j32,25 141,06 128,23 150 445 292,6 44.72 0,21 0,416 2,74 4,7 9,3 1,23 8 – 5 28+j21 183,70 167 185 510 - 30 0,17 0,409 2,84 5,1 12,27 0,43 II – 6 50+j37,5 164,02 149,11 150 445 340,22 41.23 0,21 0,416 2,84 4,33 8,58 1,13 6 – 7 26+j19,5 85,29 77,53 70 265 176,92 53.85 0,46 0,440 2,58 12,39 11,85 1,39 II – 2 30+j18,5 95,50 84,08 95 265 190,5 50 0,33 0,429 2,65 8,25 10,73 1,S33 c. Kiểm tra tổn thất điện áp. Lập bảng tính toán ta có bảng sau: Bảng 2.6 Các giá trị tổn thất điện áp trong mạng Đường dây ÄUbt% ÄUSC% Đường dây ÄUbt% ÄUSC% 1 mạch 1tổ máy 1 mạch 1tổ máy II – 1 5,62 11,23 10.62 I – 3 5,46 10,92 II –6 5,81 11,62 3–4 4,83 - 6– 7 3,50 7,00 I – 8 4,15 8,30 II – 2 3,69 7,37 8 – 5 3,31 - I – 1 3,54 7,08 0,7 Từ kết quả ở bảng trên ta thấy rằng tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện trong phương án II là: ÄUmaxbt = ÄUI -3-4 = 5,46+4,83 = 10,29 % Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố bằng: ÄUmaxsc = ÄUI –3 – 4 = ÄUI – 3sc + ÄU3– 4bt = 10,92+4,83 = 15,3 % 3. Phương án III a. Phân bố công suất. Dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây trong mạch vòng II – 6 – 7 được tính như sau: Để tính các dòng công suất ta cần giả thiết rằng, mạng điện đồng nhất và tất cả các đoạn đường dây đều có cùng một tiết diện. Như vậy dòng công suất chạy trên đoạn II – 6 bằng: SII – 7 = (S6 + S7 ) – SII – 6 =24+j18 + 26 +j 19.,5– (29,37 + j22,04) = = 20,63 + j15,46 MVA S6 – 7 = SII – 6 –S6 = 29,37 + j22,04– (24 + j18) = 5,37 +j4,04 MVA b. Chọn điện áp định mức của mạng điện. Lập bảng tính toán ta có bảng 2.10. Bảng 2.10 Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện Đường dây Công suất truyền tải, MVA Chiều dài đường dây L, km Điện áp tính toán U kV Điện áp định mức của mạng Uđm, kV I – 1 19,5+j12,07 60 83,7 110 II – 1 25,5+j15,79 72,8 95,16 6–7 5,37+j4,04 53,85 51,55 II – 6 29,37+j22,04 41,23 98,57 II – 7 20,63+j15,46 72,8 87,51 II – 2 30+j18 50 99,9 I – 3 50+j30,95 56,57 127 3 – 4 25+j15,47 50 92,07 I – 8 43+j32,25 44,72 117,5 8 – 5 28+j21 30 94,9 Vậy ta chọn điện áp định mức của mạng điện là 110kV. c. Chọn tiết diện dây dẫn. Dòng điện chạy trên đường dây NII – 6 bằng: Tiết diện dây dẫn Vậy chọn dây AC – 185 có ICP = 510A. Dòng điện chạy trên đoạn 6– 7 bằng: Tiết diện dây dẫn Vậy chọn dây AC – 70 có ICP = 265 A. Dòng điện chạy trên đoạn II – 7 bằng: Tiết diện dây dẫn Vậy chọn dây AC – 120 có ICP = 330 A. Kiểm tra dây dẫn khi sự cố: *) Khi ngừng đường dây II – 7: Dòng điện chạy trên đường dây 6 – 7 bằng: Dòng điện chạy trên đường dây II – 6 bằng: *) Khi ngừng đường dây II – 6: Dòng điện chạy trên đường dây 7 – 6 bằng: Dòng điện sự cố chạy trên đoạn II – 7 có giá trị bằng dòng điện chạy trên đoạn II – 6, nghĩa là: III – 7 SC = 328A Kết quả tính tiết diện các đoạn đường dây của mạng điện cho ở bảng 2.11 Bảng 2.11 Thông số của các đường dây trong mạng điện Đường dây S, MVA Ibt, A Ftt, mm2 Ftc, mm2 ICP, A ISC, A L, km r0, Ù/km x0, Ù/km b0.10-6 S/km R, Ù X, Ù , S 1 mạch 1 tổ máy I – 1 19,5+j12,07 60,18 54,70 70 265 120,36 9,84 60 0,46 0,44 2,58 13,80 13,2 1,55 II – 1 25,5+j15,79 78,71 71,55 70 265 157,42 148,7 72,8 0,46 0,44 2,58 16,74 16,02 1,88 6 – 7 5,37+j4,04 30,09 27,35 70 265 192,7 53,85 0,46 0,44 2,58 24,77 23,69 0,74 II – 6 29,37+j22,04 212 192,7 185 510 328 41,23 0,17 0,409 2,84 7,01 16,86 0,59 II – 7 20,63+j15,46 135 123,01 120 380 328 72,8 0,27 0,423 2,69 19,66 30,79 0,98 II – 2 30+j18,5 95,50 84,08 95 330 190,52 50 0,33 0,429 2,65 4,25 10,23 1,42 I – 3 50+j30,95 154,31 140,29 150 445 317,48 56,57 0,21 0,416 2,74 5,94 11,77 1,55 3 – 4 25+j15,47 154,31 140,28 150 445 - 50 0,21 0,416 2,74 10,5 20,80 0,69 I – 8 43+j32,25 141,06 128,23 150 445 292,6 44,72 0,21 0,416 2,74 7,38 9,59 1,19 8 – 5 28+j21 183,70 167 185 510 - 30 0,17 0,409 2,84 8,1 12,69 0,4 d. Kiểm tra tổn thất điện áp. Tính tổn thất điện áp trong mạch vòng đã xét Khi bình thường: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây II – 6 bằng: Tổn thất điện áp trên đường dây 6 – 7 bằng: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây II – 7 bằng: Khi sự cố: *) Khi ngừng đường dây II – 7: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây II – 6 bằng: Tổn thất điện áp trên đường dây 6 – 7 bằng: *) Khi ngừng đường dây II – 6: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây II – 7 bằng: Tổn thất điện áp trên đường dây 7 – 6 bằng: Từ các kết quả trên ta nhận thấy rằng, đối với mạch vòng đã cho, sự cố nguy hiểm nhất xảy ra khi ngừng đoạn đường dây II – 6. Trong trường hợp này thì tổn thất điện áp lớn nhất bằng: > 20% Vì vậy ta tăng tiết diện của các đoạn đường dây trong mạch vòng như sau: *) Tăng tiết diện đường dây6 – 7 từ AC – 70 lên AC – 150 : Khi đó ta có: R = 53,85.0,21= 11,31 Ù ; X = 53,85.0,416 = 22,4 Ù *) Tăng tiết diện đường dây II – 7 từ AC – 120 lên AC – 185 : Khi đó ta có: R = 72,8.0,17= 12,37 Ù ; X = 72,8.0,409 = 23,72 Ù Tổn thất điện áp trong mạch vòng được tính lại như sau Khi bình thường: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây II – 6 bằng: Tổn thất điện áp trên đường dây 6 – 7 bằng: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây II – 7 bằng: Khi sự cố: *) Khi ngừng đường dây II – 7: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây II – 6 bằng: Tổn thất điện áp trên đường dây 6 –7 bằng: *) Khi ngừng đường dây II – 6: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây II – 7 bằng: Tổn thất điện áp trên đường dây 7– 6 bằng: Từ các kết quả trên ta nhận thấy rằng, đối với mạch vòng đã cho, sự cố nguy hiểm nhất xảy ra khi ngừng đoạn đường dây II – 6. Trong trường hợp này thì tổn thất điện áp lớn nhất bằng: ÄUmax SC% = 12,68+6,81 = 19,49 % Bảng 2.12 Các giá trị tổn thất điện áp trong mạng Từ kết quả ở bảng trên ta thấy rằng tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện trong phương án III là: ÄUmaxbt = ÄUII – 6 – 7-II = 6,06+1,32+5,14= 12,52 % Thông số cá lộ đường dâyI-3,I-4,I-5,I-8,II-2 ta có bảng 2.11 4. Phương án IV a. Phân bố công suất. SI – 1 = 19,5+j12,07 S1 – 6 = SI – 1 –S1 = 19,5+j12,07- (45+j27,86) = -25,5 –j15,79 MVA Vậy dòng công suất trên đoạn 1-6 được truyền từ 6 sang 1một lượng công suất là: S6 – 1 = 25.5+j15.79MVA Khi đó công suất từ NĐII truyền vào đường dây II – 6 là: PII – 6 =P6 + P6 – 1 = 24 + 25,5 = 49,5MW; QII – 6 = PII – 6.0,75 = 37,12MWAr b. Chọn điện áp định mức của mạng điện. Lập bảng tính toán 2.12. Bảng 2.12Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện Đường dây Công suất truyền tải, MVA Chiều dài đường dây L, km Điện áp tính toán U kV Điện áp định mức của mạng Uđm, kV I – 1 19,5+j12,07 60 83,71 110 II – 6 49,5+j37,12 41,23 125,3 6 – 1 25,5+j15,79 42,43 92,11 II – 2 30+j18,5 50 99,9 II – 7 26+j19,5 72,8 95,95 I – 3 25+j15,47 56,57 92,73 I – 4 25+j15,47 70 94,09 I – 8 15+j11,25 44,72 73,23 I–5 28+j21 64,03 98,21 Vậy ta chọn điện áp định mức của mạng điện là 110kV. c. Chọn tiết diện dây dẫn. Lập bảng tính toán 2.13. Bảng 2.13 Thông số của các đường dây trong mạng điện Đường dây S, MVA Ibt, A Ftt, mm2 Ftc, mm2 ICP, A ISC, A L, km r0, Ù/km x0, Ù/km b0.10-6 S/km R, Ù X, Ù , S 1 mạch 1 tổ máy I – 1 19,5+j12,07 60,18 54,70 70 265 120,36 9,84 60 0,46 0,44 2,58 13,80 13,20 1,55 II – 6 49,5+j37,12 162,37 147,61 150 445 323,12 345,3 41,23 0,21 0,416 2,74 4,33 8,58 1,13 6 – 1 25,5+j15,79 78,71 71,55 70 265 157,42 236 42,43 0,46 0,44 2,58 9,76 9,33 1,09 II – 2 30+j18,5 92,50 84,09 95 330 190,5 50 0,33 0,429 2,65 8,25 10,73 1,33 II – 7 26+j19,5 85,29 77,53 70 265 176,92 72,8 0,46 0,44 2,58 16,74 16,02 1,88 I – 3 25+j15,47 77,15 70,13 70 265 158,74 56,57 0,46 0,44 2,58 13,01 12,45 1,46 I – 4 25+j15,47 153,76 139,78 150 445 - 70 0,21 0,416 2,74 14,70 29,12 0,96 I – 8 15+j11,25 49,29 44,73 70 265 101,94 44,72 0,46 0,44 2,58 10,29 9,84 1,15 I –5 28+j21 183,70 167 185 510 - 64,03 0,17 0,409 2,84 10,89 26,19 0,83 c. Kiểm tra tổn thất điện áp. Lập bảng: Bảng 2.14 Các giá trị tổn thất điện áp trong mạng Đường dây ÄUbt% ÄUSC% Đường dây ÄUbt% ÄUSC% 1 mạch 1tổ máy 1 mạch 1tổ máy II – 2 3,69 7,38 I – 1 3,54 7,08 II – 6 4,95 9,9 10,12 I – 3 4,35 8,7 6 - 1 3,08 6,16 10,62 I – 4 6,76 - II - 7 6,18 12,36 I – 5 7,06 - I - 8 2,19 4,38 0,7 Từ kết quả ở bảng trên ta thấy rằng tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện trong phương án IV là: Tổn thất điện áp lớn nhất khi bình thường : ÄUmaxbt = ÄUII – 6 – 1bt = 4.95+3.08 = 8.03 % Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố : ÄUmaxSC = ÄUII – 6 – 1 SC = 10,12+10,62/2 = 15,43 % 5. Phương án V a. Phân bố công suất. SI – 1 = 19,5+j12,07 MVA; SI – 3 = 50+j30,95 MWA; S3 – 4 = 25+j15,47 MWA; SII – 6 = 49,5+j37,13 MWA S6 – 1 = 25,5+j15,79 MWA; SII – 2 = 30+j18,5 MWA SII – 7 = 26+j19,5 MWA; SI –8 = 43+j32,25MWA; S8 – 5 = 28+j21 MWA b. Chọn điện áp định mức của mạng điện. Tương tự như các phương án trên ta có: Bảng 2.15 Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện Đường dây Công suất truyền tải, MVA Chiều dài đường dây L, km Điện áp tính toán U kV Điện áp định mức của mạng Uđm, kV I – 1 19,5+j12,07 60 83,71 110 I – 3 50+j30,95 55,57 127 3 – 4 25+j15,47 50 92,07 II – 6 49,5+j37,13 41,23 125,3 6 –1 25,5+j15,79 42,43 92,53 II– 2 30+j18.5 50 99,9 II – 7 26+j19,5 72,8 95,95 I – 8 43+j32,25 44,72 117,5 8 – 5 28+j21 30 94,89 Vậy ta chọn điện áp định mức của mạng điện là 110kV. c.chọn tiết diện dây dẫn. Lập bảng 2.16. Bảng 2.16 Thông số của các đường dây trong mạng điện Đường dây S, MVA Ibt, A Ftt, mm2 Ftc, mm2 ICP, A ISC, A L, km r0, Ù/km x0, Ù/km b0.10-6 S/km R, Ù X, Ù , S 1 mạch 1 tổ máy I – 1 19,5+j12,07 60,18 54,70 70 256 120,36 9.84 60 0,46 0,44 2,58 13,80 13,20 1,55 I – 3 50+j30,95 154,32 140,29 150 445 317,48 55.57 0,21 0,416 2,74 5,83 11,56 1,52 3 – 4 25+15,47 154,31 140,28 150 445 - 50 0,21 0,416 2,74 10,50 20,80 0,69 II – 6 49.5+37.13 162,37 147,61 150 445 323,12 345,3 41,23 0,21 0,416 2,74 4,33 8,58 1,13 6 –1 25.5+j15,79 78,71 71,55 70 256 154,46 236 42,43 0,46 0,44 2,58 9,76 9,33 1,09 II –2 30+j18,5 92,30 84,09 95 330 190,5 50 0,33 0,429 2,65 8,25 10,73 1,33 II – 7 26+j19,5 85,29 77,54 70 256 176,92 72,8 0,46 0,44 2,58 16,74 16,02 1,88 I – 8 43+j32,25 141,06 128,23 150 445 292,6 44,72 0,21 0,416 2,74 4,70 9,30 1,23 8 – 5 28+j21 183,7 167 185 510 - 30 0,17 0,409 2,84 5,10 12,27 0,43 c. Kiểm tra tổn thất điện áp. Bảng 2.17 Các giá trị tổn thất điện áp trong mạng Đường dây ÄUbt% ÄUSC% Đường dây ÄUbt% ÄUSC% 1 mạch 1tổ máy 1 mạch 1tổ máy II – 2 3,69 7,38 I – 3 5,46 10,92 II – 6 4,40 8,80 10,12 3–4 4,83 - 6 – 1 3,08 6,16 10,62 I – 8 4,15 8,30 II – 7 6,18 12,36 8 – 5 3,31 - I – 1 3,54 7,08 0,7 Từ kết quả ở bảng trên ta thấy rằng tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện trong phương án V là: Tổn thất điện áp lớn nhất khi bình thường : ÄUmaxbt = ÄUI –3 – 4bt = 5,46+4,83 = 10,29 % Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố : ÄUmaxSC = ÄUII – 6– 1 SC = 10,62+5,31=15,93 % Để thực hiện khi so sánh các phương án về kỹ thuật, các giá trị tổn thất điện áp cực đại của các phương án được tổng hợp ở bảng sau Bảng 2.18 Chỉ tiêu kỹ thuật của các phương án so sánh Phương án I II III IV V ÄUmax bt % 7,06 10,29 12.52 8,03 10,29 ÄUmax sc % 12,36 15,3 19,49 12,98 15,93 III. So sánh kinh tế các phương án Vì các phương án so sánh của mạng điện có cùng điện áp định mức, do đó để đơn giản không cần tính vốn đầu tư vào các trạm hạ áp. Chỉ tiêu kinh tế được sử dụng khi so sánh các phương án là các chi phí tính toán hàng năm, được xác định theo công thức: Z = ( atc + avhđ ).Kđ + ÄA.c Trong đó: atc – hệ số hiệu quả của vốn đầu tư (); Trong đó Ttc là thời gian tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư, Ttc = 8 năm. avhđ - hệ số vận hành đối với các đường dây trong mạng điện ( avhđ = 0,04 ); Kđ - tổng các vốn đầu tư về đường dây; ÄA – tổng tổn thất điện năng hàng năm; c – giá 1kW.h điện năng tổn thất ( c = 550 đ/kWh ). Đối với các đường dây trên không hai mạch đặt trên cùng một cột, tổng vốn đầu tư để xây dựng các đường dây có thể xác định theo công thức sau: Kđ = ể1,6.k0i.Li Trong đó: k0i – giá thành 1km đường dây một mạch, đ/km; Li – chiều dài đường dây thứ i, km. Tổn thất điện năng trên đường dây được xác định theo công thức: ÄA = ểÄPimax.ụ Trong đó: ÄPimax – tổn thất công suất trên đường dây thứ i khi phụ tải cực đại; ụ – thời gian tổn thất công suất cực đại. Tổn thất công suất trên đường dây thứ i có thể tính như sau: Trong đó: Pimax, Qimax – công suất tác dụng và phản kháng chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại; Ri - điện trở tác dụng của đường dây thứ i; Uđm - điện áp định mức của mạng điện. Thời gian tổn thất công suất cực đại có thể tính theo công thức: ụ = ( 0,124 + Tmax.10-4 )2.8760 Trong đó Tmax là thời gian sử dụng phụ tải cực đại trong năm. 1. Phương án I. a. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây được xác định theo số liệu ở bảng 2.2 Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây II – 2 : Tương tự ta tính tổn công suất tác dụng cho các đường dây còn lại. Kết quả tính toán được tổng hợp ở bảng 2.20 dưới đây. b. Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện Giả thiết rằng các đường dây trên không hai mạch được đặt trên cùng cột thép ( cột kim loại ). Như vậy vốn đầu tư xây dựng đường dây được xác định như sau: *Đối với đường dây 2 mạch II – 2 được xác định theo công thức KII – 2 = 1,6.k0 II – 2.LII – 2 Trong đó: LII – 2 là chiều dài đường dây II – 2 ( LII – 2 = 50 km ); k0 II – 2 = 283.106 đ/km. Như vây: KII – 2 = 1,6.283.106.50 = 22640.106 đ *Đối với đường dây 1 mạch I – 5 được xác định theo công thức: KI – 5 = k0 I – 5.LI – 5 Trong đó: LI – 5 là chiều dài đường dây I – 5 ( LI – 5 = 64,03 km ); k0 I – 5 = 441*106 đ/km. Như vây: KI – 5 = 441.106.64.03 = 28237.23.106 đ Tương tự ta tính vốn đầu tư cho các đường dây khác. Kết quả tính toán được tổng hợp ở bảng 2.19dưới đây: Bảng 2.19 Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây Đường dây Ký hiệu dây dẫn L, km P, MW Q, MVAr R, Ù ÄP, MW k0.106, đ/km K.106, đ I – 1 2AC-70 60 19.5 12,07 13,8 0,559 208 19968 II – 1 2AC-70 72,8 25.5 15,79 16,74 1,244 208 24227,84 I – 3 2AC-70 56,57 25 15,47 13,04 0,931 208 18826,496 I – 4 1AC-150 70 25 15,47 14,7 1,05 403 28210 I – 5 1AC-185 64,03 28 21 10,89 1,103 441 28237,23 II – 2 2AC-95 50 30 18,57 8,25 0,849 283 22640 II – 6 2AC-70 41,23 24 18 9,48 0,705 208 13721,344 II – 7 2AC-70 72,8 26 19,5 16,74 1,461 208 24227,84 I –8 2AC-70 44,72 15 11,25 10,29 0,298 208 14882,816 Tổng 8,2 194941,59 c. Xác định chi phí vận hành hàng năm Tổng các chi phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức: Y = avhđ.Kđ + ÄA.c Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng: ụ = (0,124 + 4500.10-4)2.8760 =2886 h Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: ÄA = 8,2.2886 = 23665,2 MWh Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = 0,04.194941,59.106 + 23665,2.103.550 = 20813,52.106 đ Chi phí tính toán hàng năm bằng: Z = atc.Kđ + Y = 0,125. 194941,59.106 + 20618,28.106 = 45181,22.106 đ 2. Phương án II. Các kết quả tính tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng của phương án này tính tương tự như phương án trên và cho ở bảng 2.20dưới đây: Bảng 2.20 Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây Đường dây Ký hiệu dây dẫn L, km P, MW Q, MVAr R, Ù ÄP, MW k0.106, đ/km K.106, đ I – 1 2AC-70 60 19,5 12,07 13,8 0,559 208 19968 II – 1 2AC-70 72,8 25,5 15,79 16,74 1,244 208 24227,84 I – 3 2AC-150 56,57 50 30,95 5,94 1,697 403 36476,336 3 – 4 1AC-150 50 25 15,47 10,5 0,750 403 20150 I – 8 2AC-150 44,72 43 32,25 4,7 1,122 403 28835,456 8 – 5 1AC-185 30 28 21 5,1 0,516 441 13230 II – 6 2AC-150 41,23 50 37,5 4,33 1,397 403 26581,04 6 – 7 2AC-70 53,85 26 19,5 12,39 1,08 208 17921,28 II – 2 2AC-95 50 30 18,5 8,25 0,846 283 22640 Tổng 9,211 210029,952 c. Xác định chi phí vận hành hàng năm Tổng các chi phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức: Y = avhđ.Kđ + ÄA.c Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng: ụ = (0,124 + 4500,10-4)2.8760 = 2886 h Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: ÄA = 9.211,2886 = 26582,95 MW.h Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = 0,04.210029,952.106 + 26582,95.103.550 = 23021,81.106 đ Chi phí tính toán hàng năm bằng: Z = atc.Kđ + Y = 0,125. 210029,952.106 + 23021,81.106 = 49275,57.106 đ 3. Phương án III. Các kết quả tính tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng của phương án này tính tương tự như phương án trên và cho ở bảng 2.21 dưới đây: Bảng 2.21 Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây Đường dây Ký hiệu dây dẫn L, km P, MW Q, MVAr R, Ù ÄP, MW k0.106, đ/km K.106, đ I – 1 2AC-70 60 19,5 12,07 13,8 0,559 208 19968 II – 1 2AC-70 72,8 25,5 15,79 14,74 1,244 208 24227,84 6 – 7 1AC-150 53,58 5,37 4,04 11,31 0.042 403 21592,74 II – 6 1AC-185 41,23 29,37 22,04 7,01 0,784 441 18182,43 II – 7 1AC-185 72,8 20,6 15,45 12,37 0.054 441 32104,8 II – 2 2AC-95 50 30 18,5 8,25 0,846 283 22640 I – 3 2AC-150 56,57 50 30,95 5,94 1,697 403 32240 3 – 4 1AC-150 50 25 15,47 8,5 0,607 403 20150 I – 8 2AC-150 44,72 43 32,25 4,69 1,118 403 28835,456 8 – 5 1AC-185 30 28 21 5,1 0,516 441 13230 Tổng 7,93 233170,13 c. Xác định chi phí vận hành hàng năm Tổng các chi phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức: Y = avhđ.Kđ + ÄA. c Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng: ụ = (0,124 + 4500.10-4)2.8760 = 2886 h Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: ÄA = 7,93.2886 = 22885,98 MWh Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = 0,04. 233170,13.106 + 22885,98.103.550 = 21914,09.106 đ Chi phí tính toán hàng năm bằng: Z = atc.Kđ + Y = 0,125. 233170,13.106 + 21914,09.106 = 51060,35.106 đ 4. Phương án IV. Các kết quả tính tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng của phương án này tính tương tự như phương án trên và cho ở bảng 2.22dưới đây: Bảng 2.22 Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây Đường dây Ký hiệu dây dẫn L, km P, MW Q, MVAr R, Ù ÄP, MW k0.106, đ/km K.106, đ I – 1 2AC-70 60 19.5 12,07 13,8 0,559 208 19968 II – 6 2AC-150 41,23 49.5 37,13 4,33 1,370 403 26585,104 6 – 1 2AC-70 42,43 25.5 15,79 9,76 0,725 208 14120,704 II – 2 2AC-95 50 30 18,5 8,25 0,846 283 22640 II– 7 2AC-70 70 26 19,5 16,74 1,461 208 23296 I – 3 2AC-70 56,57 25 15,47 13,01 0,929 208 18826,496 I – 4 1AC-150 70 25 15,47 14,70 1,05 403 28210 I – 8 2AC-70 44,72 15 11,25 10,29 0,298 208 14882,816 I – 5 1AC-185 64,03 28 21 10,89 1,103 441 28237,23 Tổng 8,399 196766,35 c. Xác định chi phí vận hành hàng năm Tổng các chi phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức: Y = avhđ.Kđ + ÄA.c Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng: ụ = (0,124 + 4500.10-4)2.8760 = 2886 h Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: ÄA = 8,399.2886 = 24239,51 MWh Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = 0,04. 196766,35.106 + 24239.51.103.550 = 21202,39.106 đ Chi phí tính toán hàng năm bằng: Z = atc.Kđ + Y = 0,125.196766.35.106 + 21202,39.106 = 45798,18.106 đ 5. Phương án V. Các kết quả tính tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng của phương án này tính tương tự như phương án trên và cho ở bảng 2.23 dưới đây: Bảng 2.23 Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây Đường dây Ký hiệu dây dẫn L, km P, MW Q, MVAr R, Ù ÄP, MW k0.106, đ/km K.106, đ I – 1 2AC-70 60 19,5 12,07 13,8 0,559 208 19968 I – 3 2AC-150 56,57 50 30,95 5,85 1,768 403 36476,336 3 – 4 1AC-150 50 25 15,47 10,5 0,986 403 20150 II – 6 2AC-150 41,23 49,5 37,13 4,35 1,362 403 26585,104 6 – 1 2AC-70 42,43 25,5 15,79 9,76 0,725 208 14120,704 II – 2 2AC-95 50 30 20,45 8,25 0,898 283 22640 II – 7 2AC-70 72,8 26 21,45 16,74 1,571 208 24227,84 I – 8 2AC-150 44,72 43 35,48 4,70 1,207 403 28835,456 8 – 5 1AC-185 30 28 23,1 5,1 0,553 441 13230 Tổng 9,67 206233,44 c. Xác định chi phí vận hành hàng năm Tổng các chi phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức: Y = avhđ.Kđ + ÄA.c Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng: ụ = (0,124 + 4500.10-4)2.8760 =2886 h Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: ÄA = 9,67.2886 = 27907,62 MWh Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = 0,04. 206233,44.106 + 27907,62.103.550 = 23598.528.106 đ Chi phí tính toán hàng năm bằng: Z = atc.Kđ + Y = 0,125.206233,44.106 + 23598,528.106 = 49377,708.106 đ Các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của cả5 phương án so sánh được tổng hợp ở bảng dưới đây: Bảng 2.24 Tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của các phương án so sánh Phương án I II III IV V ÄUmax bt % 7,06 10,29 13,89 8,03 10,29 ÄUmax sc % 12,36 15,3 27.98 12,98 15,93 Z.106 đ 45181,22 49275,57 51060,35 45798.18 49377.708 Từ các kết quả tính toán trong bảng 2.24 ta thấy răng phương án I là phương án tối ưu về kinh tế – kỹ thuật trong các phương án đưa ra. CHƯƠNG III: LỰA CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH I. Chọn số lượng, công suất các máy biến áp trong các trạm, sơ đồ các trạm và sơ đồ hệ thống điện 1. Chọn số lượng, công suất các máy biến áp trong các trạm tăng áp của nhà máy điện Do máy phát điện của nhà máy nhiệt điện nối bộ với máy biến áp tăng áp, lượng công suất tự dùng lấy ngay ở đầu cực máy phát, nên ta chọn máy biến áp tăng áp cho nhà máy theo điều kiện : SđmBA ≥ SđmF - STD Trong đó: SđmF là công suất định mức của mỗi máy phát điện. STD là công suất tự dùng STD = 10%.SđmF Vì các tổ máy phát điện của nhà máy NĐI và NĐII đều có công suất đặt là 50 MW, cosử =0,8. Do đó ta có: SF = 50 + j37,5 MVA STD = 0,1.(50 + j37,5) = 5 + j3,75 MVA → SđmBA = 45 + j33,75 MVA Vậy ( Tra trong tài liệu thiết kế các mạng và hệ thống điện – trang 276 của tác giả Nguyễn Văn Đạm - NXBKH&KT 2005 ) Chọn máy biến áp TDH-63000/110 có các thông số cho trong bảng 3.1 dưới đây: Bảng 3.1 Các thông số của máy biến áp tăng áp Sđm, MVA Các số liệu kỹ thuật Các số liệu tính Uđm, kV Un, % ÄPn, kW ÄP0, kW I0, % R, Ù X, Ù ÄQ0, kVAr Cao Hạ 63 115 10,5 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 2. Chọn số lượng và công suất máy biến áp trong các trạm hạ áp Các phụ tải trong hệ thống có hộ loại I và có hộ loại III. Vì vậy đối với các hộ phụ tải loại I để đảm bảo cung cấp điện ta cần đặt hai máy biến áp trong mỗi trạm, còn hộ phụ tải loại III chỉ cần đặt một máy biến áp trong mỗi trạm. Khi chọn công suất của máy biến áp cần xét đến khả năng quá tải của máy biến áp còn lại ở chế độ sau sự cố. Xuất phát từ điều kiện quá tải cho phép bằng 40% trong thời gian phụ tải cực đại. Công suất của mỗi máy biến áp trong trạm có n máy biến áp được xác định theo công thức: Trong đó: Smax – phụ tải cực đại của trạm; k – hệ số quá tải của máy biến áp trong chế độ sau sự cố; k =1,4; n – số máy biến áp trong trạm. * Đối với trạm một máy biến áp, công suất của máy biến áp được chọn theo điều kiện: S ≥ Smax Trong đó Smax là công suất cực đại của trạm. Tính công suất của máy biến áp trong trạm 5: S ≥ 35,29MVA Đối với các trạm 7 và 8 ta tính tương tự và có kết quả tính toán và lựa chọn máy biến áp ở bảng 3.2. * Đối với trạm có hai máy biến áp, công suất của mỗi máy biến áp bằng: Tính công suất của máy biến áp trong trạm 1: Từ bảng 1.1 ta có Smax = 52,93 MVA, do đó: Tra trong tài liệu ta chọn được máy biến áp TPDH-32000/110. Đối với các trạm 2,3,4 và 6 ta tính tương tự và có kết quả tính toán và lựa chọn máy biến áp ở bảng dưới đây: Trạm Công suất PT Si tính toán, MVA Loại MBA chọn 1 45 + j27,86 37,80 TPDH-40000/110 2 30+j18,57 25,5 TPDH-32000/110 3 25+j15,47 21 TPDH-25000/110 4 25+j15,47 29,4 TPDH-32000/110 5 28+j21 35 TPDH-40000/110 6 24+j18 21,42 TPDH-25000/110 7 26+j19,5 23,21 TPDH-25000/110 8 15+j11,25 13,39 TDH-16000/110 Kết quả tính toán cho ta thấy rằng các máy biến áp trong các trạm hạ áp có 3 loại máy biến áp đó là: TPDH-25000/110, TPDH-32000/110, TPDH-40000/110 và TDH-16000/110. Các thông số của các máy biến áp như sau: Bảng 3.2 Các thông số của máy biến áp hạ áp Sđm, MVA Các số liệu kỹ thuật Các số liệu tính Uđm, kV Un, % ÄPn, kW ÄP0, kW I0, % R, Ù X, Ù ÄQ0, kVAr Cao Hạ 25 115 11 10,5 120 29 0,80 2,54 55,9 200 32 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 40 115 11 10,5 175 42 0,7 1,44 34,8 280 16 115 11 10,5 85 21 0,85 4,38 86,7 136 II. Chọn sơ đồ trạm và sơ đồ hệ thống điện Sơ đồ trạm tăng áp của các nhà máy nhiệt điện và trạm trung gian 1 chọn sơ đồ 3MC/2 mạch. Trong đó các máy cắt điện 110kV được chọn là máy cắt SF6, còn phía 10kV sử dụng các máy cắt hợp bộ. Các trạm cuối sử dụng sơ đồ cầu. Đối với đường dây có chiều dài lớn hớn hoặc bằng 70 km thì ta dùng sơ đồ cầu đủ, đối với đường dây có chiều dài nhỏ hơn 70 km thì ta dùng sơ đồ cầu ngoài. Sơ đồ cầu Sơ đồ cầu (≤ 70 km) (≥70 ) CHƯƠNG IV: GIẢI TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN Để đánh giá các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của mạng điện thiết kế, cần xác định các thông số chế độ xác lập trong các trạng thái phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố khi phụ tải cực đại. Khi xác định các dòng công suất và các tổn thất công suất, ta lấy điện áp ở tất cả các nút trong mạng điện bằng điện áp định mức Ui = Uđm = 110kV. I. Chế độ phụ tải cực đại 1. Đường dây II – 2: Sơ đồ nguyên lý và thay thế của mạng điện cho trên hình dưới đây: NĐII TPDH-32000/110 2AC – 95 50 km Zb NĐII 2 Zd Trong chương hai và ba ta có các thông số của đường dây II – 2: ; Đối với máy biến áp: Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng: Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của máy biến áp có giá trị: Công suất điện dung ở cuối đường dây bằng: Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây có giá trị: Công suất điện dung đầu đường dây bằng: Công suất từ nhà máy điện truyền vào đường dây có giá trị: 2. Đường dây I – 4: NĐI 70 km AC-150 4 TPDH-32000/110 Zb NĐI 4 Zd Trong chương hai và ba ta có các thông số của đường dây I – 4: ; Đối với máy biến áp: Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng: Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của máy biến áp có giá trị: Công suất điện dung ở cuối đường dây bằng: Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây có giá trị: Công suất điện dung đầu đường dây bằng: Công suất từ nhà máy điện truyền vào đường dây có giá trị: Các đường dây còn lại được tính tương tự. Kết quả tính toán được cho trong bảng dưới dây: Bảng 4.1. Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây nối với nhà máy điện Đường dây I– 3 13,04+j12,44 1,46 0,07+j0,48 1,27+j27,95 25+j15,47 I–4 14,7+j29,12 0,96 0,035+j0,24 1,87+j43,5 25+j15,47 I– 5 10,89+j26,19 0,91 0,042+j0,28 1,44+j34,8 28+j21 I –8 10,29+j9,84 1,15 0,042+j0,272 2,19+j43,35 15+j11,25 II – 2 8,25+j10,73 1,33 0,07+j0,48 0,935+j21,75 30+j18,57 II – 6 9,48+j9,07 1.,06 0,058+j0,4 1,.27+j27,95 24+j18 II –7 16,74+j16,03 1,88 0,058+j0,4 1,27+j27,95 26+j19,5 Bảng 4.2. Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây nôi với nhà máy nhiệt điện Đường dây Qcc, MVAr I– 3 26,119+j15,321 26,119+j17,088 0,958+j0,915 25,161+j16.173 1,767 25,091+j17,46 0,091+j1,99 I– 4 26,317+j18,767 26,317+j19,93 1,148+j2,275 25,169+j17.655 1,162 25,134+j18,577 0,134+j3,107 I– 5 29,413+j25,647 29,413+j26,748 1,225+j2,946 28,188+j23.802 1,101 28,146+j24,523 0,146+j3,523 I – 8 15,394+j10,046 15,394+j11,437 0,299+j0,286 15,105+j11.151 1,391 15,063+j12,509 0,063+j1,259 II – 2 31,031+j18,476 31,031+j20,076 0,865+j1,125 30,166+j18.951 1,609 30,096+j20,08 0,096+j2,23 II –6 24,897+j18,626 24,897+j19,909 0,745+j0,713 24,152+j19.196 1,283 24,094+j20,079 0,094+j2,079 II –7 27,674+j19,24 27,674+j21,51 1,505+j1,441 26,169+j20.069 2,27 26,111+j21,939 0,111+j2,439 3. Đường dây I – 1 – II: 2AC-70 NĐI 60 km 1 TPDH-40000/110 NĐII 72.8 km 2AC-70 1 ZNII-1 ZNI-1 NĐI NĐII Trong chương hai và chương ba tính được các thông số của các phần tử trong mạng điện như sau: - Máy biến áp 1 có: ÄS0 = 2.(0,042 + j 0,28) = 0,084 + j 0,56 MVA Zb1 = 0,5.(1,44 + j34,8) = 0,72+j17,4 Ù - Đường dây I – 1: ZI- 1 = 13,8+j13,2 Ù ; - Đường dây II – 1: ZII- 1 = 16,74+j16,03 Ù ; Công suất của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực đại: Công suất tự dùng của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực đại: Công suất tại thanh cái hạ áp của trạm tăng áp I là: S = SF1 – STD1 =127,5 + j95,625 – (15+j11,25) = 112,5 + j84,375 MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐI: Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng: Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của máy biến áp có giá trị: Công suất chạy vào đường dây I – 1 bằng: Công suất điện dung ở đầu đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở cuối đường dây I – 1 bằng: Công suất của đường dây I – 1 truyền vào thanh cái của trạm 1 là: Dòng công suất truyền từ đường dây II – 1 vào thanh cái của trạm l là: Công suất điện dung ở cuối đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở đầu đường dây II – 1 bằng: Công suất ở đầu đường dây II – 1 bằng: Công suất tự dùng của nhà máy NĐII ở chế độ cực đại: Từ bảng 4.2 ta tớnh được công suất của các phụ tải nối vào NĐII là: Công suất tại thanh cáI cao áp của NĐII là: S = SNDII – 1 + SII = 32,812 + j20,937 + 83,602 + j56,342 = = 116,414 + j77,279 MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐII: Công suất do nhà máy NĐII phát ra trong chế độ này là: 4. Cân bằng chính xác công suất trong hệ thống Từ các kết quả tính toán của chế độ phụ tải cực đại ở trên ta tính được tổng công suất yêu cầu cần phát của các nhà máy điện II bằng: Nếu yêu cầu NĐII phát ra công suất là: Pcc = 136,969 MW Hệ số công suất của các nguồn điện bằng 0,8 thì công suất phản kháng nhà máy II cung cấp bằng: Qcc = Pcc,tgửNĐII = 136,969. 0,75 = 102,73 MVAr Nhận thấy Qcc > Qyc vậy không cần bù công suất phản kháng. II. Chế độ phụ tải cực tiểu Công suất trong chế độ này bằng 70% công suất trong chế độ phụ tải cực đại, để vận hành kinh tế các trạm hạ áp ta có thể cắt bớt 1 máy biến áp trong các trạm. Điều kiện cắt bớt 1 máy biến áp là: Trong đó: m – số lượng máy biến áp trong trạm, Sdm – công suất định mức của máy biến áp. Đối với trạm có hai máy biến áp thì: Ta có bảng kết quả tính toán về công suất của phụ tải và công suất quá tải cho phép của máy biến áp tại mỗi trạm biến áp. Bảng 4.3. Giá trị Spt và Sgh của các trạm hạ áp Hộ tiêu thụ 1 31,5 + j19,5 37,05 27,71 2 21 + j13 24,7 22,23 3 17,5 + j10,83 20,58 17,38 4 17,5+j10,83 20,58 - 5 19,6+j14,7 24,50 - 6 16,8+j12,6 21,00 17,38 7 18,2+j13,65 22,75 17,38 8 10,5+j7,88 13,13 11,24 Các kết quả tính toán ở trên ta thấy rằng, trong chế độ phụ tải cực tiểu các trạm có hai máy biến áp đều vận hành cả hai máy biến áp. *Tương tự như đối với chế độ pt cực đại ta tính được bảng 4.5 dưới dây: Bảng 4.4. Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây Đường dây I– 3 13,04+j12,44 1,46 0,07+j0,48 1,27+j27,95 17,5+j10,83 I–4 14,7+j29,12 0,96 0,035+j0,24 1,87+j43,5 17,5+j10,83 I– 5 10,89+j26,19 0,91 0,042+j0,28 1,44+j34,8 19,6+j14,7 I –8 10,29+j9,84 1,15 0,042+j0,272 2,19+j43,35 10,5+j7,88 II – 2 8,25+j10,73 1,33 0,07+j0,48 0,935+j21,75 21+j13 II – 6 9,48+j9,07 1,06 0,058+j0,4 1,27+j27,95 16,8+j12,6 II –7 16,74+j16,03 1,88 0,058+j0,4 1,27+j27,95 18,2+j13,65 Bảng 4.5. Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây nôi với nhà máy nhiệt điện Đường dây Qc, MVAr I– 3 17,984+j9,063 17,984+j10,83 0,440+j0,42 17,544+j10,041 1,767 17,544+j11,808 0,044+j0,978 I– 4 18,092+j11,076 18,092+j12,238 0,527+j1,044 17,565+j11,191 1,162 17,565+j12,353 0,065+j1,523 I– 5 20,033+j15,096 20,033+j16,196 0,362+j0,871 19,671+j15,325 1,101 19,671+j16,426 0,071+j1,726 I – 8 10,652+j5,625 10,652+j7,016 0,134+j0,129 10,518+j6,887 1,391 10,518+j8,278 0,018+j0,398 II – 2 21,357+j11,282 21,357+j12,891 0,310+j0,404 21,047+12,487 1,609 21,047+j14,096 0,047+j1,096 II – 6 17,189+j11,608 17,189+j12,735 0,343+j0,328 16,846+j12,407 1,283 16,846+j13,69 0,046+j1,019 II – 7 18,933+j10,856 18,933+j13,126 0,679+j0,651 18,254+j12,575 2,27 18,254+j14,845 0,054+j1,195 ** Đường dây I – 1 – II: 2AC-70 NĐI 60 km 1 TPDH-40000/110 NĐII 72.8 km 2AC-70 1 ZNII-1 ZNI-1 NĐI NĐII Trong chương hai và chương ba tính được các thông số của các phần tử trong mạng điện như sau: - Máy biến áp 1 có: ÄS0 = 2.(0,042 + j 0,28) = 0,084 + j 0,56 MVA Zb1 = 0,5.(1,44+j34,8) = 0,72+j17,4Ù - Đường dây I – 1: ZI- 1 = 13,8+j13,2 Ù ; - Đường dây II – 1: ZII- 1 = 16,74+j16,03 Ù ; Công suất của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực tiểu: Công suất tự dùng của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực tiểu: Công suất tại thanh cái hạ áp của trạm tăng áp I là: S = SF1 – STD1 = 75+j56,17 MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐI: Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng: Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của máy biến áp có giá trị: Công suất chạy vào đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở cuối đường dây NĐI – 1 bằng: Công suất của đường dây I – 1 truyền vào thanh cái của trạm 1 là: Dòng công suất truyền từ đường dây II – 1 vào thanh cái của trạm l là: Công suất điện dung ở cuối đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Công suất ở đầu đường dây II – 1 bằng: Công suất tự dùng của nhà máy II ở chế độ cực tiểu: Công suất của các phụ tải nối vào NĐII là: Công suất tại thanh cáI cao áp của NĐII là: S = SNDII – 1 + SII = 82,21+j41,223MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐII: Công suất do nhà máy NĐII phát ra trong chế độ này là: III. Chế độ sự cố Sự cố trong mạng điện có thể xảy ra khi ngừng một máy phát,ngừng một mạch đường dây trên đường dây hai mạch liên kết giữa hai nhà máy,ngừng một mạch trên các đường dây hai mạch nối từ nguồn cung cấp đến các phụ tải.khi xét sự cố chúng ta không giả thiết sự cố xếp chồng. 1. Đường dây I – 3: Sơ đồ nguyên lý và thay thế của mạng điện cho trên hình dưới đây: NĐI TPDH-25000/110 1AC – 70 56.57 km Zb NĐI 3 Zd Trong chương hai và ba ta có các thông số của đường dây I – 2: ; Đối với máy biến áp: Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng: Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của máy biến áp có giá trị: Công suất điện dung ở cuối đường dây bằng: Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng: Công suất trước tổng trở đường dây có giá trị: Công suất điện dung đầu đường dây bằng: Công suất từ nhà máy điện truyền vào đường dây có giá trị: Tương tự như vậy ta tính vơ các lộ đuờng dây khá ta được bảng sau: Bảng 4.1. Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây nối với nhà máy điện Đường dây I– 3 26,08+j24,88 0,72 0,058+j0,4 1,27+j27,95 25+j15,47 I–8 20,58+j19,68 0,575 0,042+j0,272 2,19+43,35 15+j11,25 II– 2 16,5+j21,46 0,665 0,07+j0,48 0,935+j21,75 30+j18,57 II –6 18,96+j18,14 0,53 0,058+j0,4 1,27+j27,95 24+j18 II – 7 33,48+j32,04 0,94 0,058+j0,4 1,27+j27,95 26+j19,5 Bảng 4.6. Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây nôi với nhà máy nhiệt điện Đường dây Qc, MVAr NI– 3 27,226+j19,027 27,220+j19,898 2,058+j1,633 25,162+j17,935 0,871 25,162+j18,806 0,133+j3,136 NI– 8 15,716+j11,936 15,716+j12,632 0,633+j0,605 15,083+j12,027 0,696 15,083+j12,722 0,063+j1,259 NII–2 32,322+j25,670 32,322+j26,475 2,026+j2,636 30,296+j23,839 0,805 30,296+j24,643 0,261+j5,833 NII–6 25,762+j21,708 25,762+j22,349 1,595+j1,526 24,168+j20,823 0,641 24,168+j21,464 0,133+j3,264 NII–7 29,478+j24,403 29,478+j25,540 3,586+j3,144 26,192+j22,395 1,137 26,192+j23,533 0,163+j3,833 2. Đường dây I – 1 – II: NĐI 1 1AC-70 60 km NĐII 72.8 km 2AC-70 TPDH-40000/110 *) Khi sự cố một lộ đường dây trong mạch đường I – 1 : 1 ZNII-1 ZNI-1 NĐI NĐII Trong chương hai và chương ba tính được các thông số của các phần tử trong mạng điện như sau: ÄS0 = 2.(0,042 + j 0,28) = 0,084 + j 0,56 MVA Zb1 = 0,5.(1,44 + j34,8) = 0,72+j17,4 Ù - Đường dây I – 1: ZI- 1 = 2.(13,8+j13,2)=27,6+j26,4 Ù ; - Đường dây II – 1: ZII- 1 = 16,74+j16,03 Ù ; Công suất của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực đại: Công suất tự dùng của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực đại: Công suất tại thanh cái hạ áp của trạm tăng áp I là: S = SF1 – STD1 =127,5 + j95,625 – (15+j11,25) = 112,5 + j84,375 MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐI: Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng: Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của máy biến áp có giá trị: Công suất chạy vào đường dây I – 1 bằng: Công suất điện dung ở đầu đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở cuối đường dây I – 1 bằng: Công suất của đường dây I – 1 truyền vào thanh cái của trạm 1 là: Dòng công suất truyền từ đường dây II – 1 vào thanh cái của trạm l là: Công suất điện dung ở cuối đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở đầu đường dây II – 1 bằng: Công suất ở đầu đường dây II – 1 bằng: Công suất tự dùng của nhà máy NĐII ở chế độ cực đại: Công suất của các phụ tải nối vào NĐII là: Công suất tại thanh cáI cao áp của NĐII là: S = SNDII – 1 + SII = 33,224 + j22,953 + 83,602 + j56,342 = = 116,826 + j79,295 MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐII: Công suất do nhà máy NĐII phát ra trong chế độ này là: *) Khi sự cố một lộ đường dây trong mạch đường II – 1 : NĐI 60 km TPDH-40000/110 NĐII 72.8 km 1AC-70 2AC-70 1 1 ZNII-1 ZNI-1 NĐI NĐII Trong chương hai và chương ba tính được các thông số của các phần tử trong mạng điện như sau: - Máy biến áp 1 có: ÄS0 = 2.(0,042 + j 0,28) = 0,084 + j 0,56 MVA Zb1 = 0,5.(1,44 + j34,8) = 0,72+j17,4 Ù - Đường dây I – 1: ZI- 1 = 13,8+j13,2 Ù ; - Đường dây II – 1: ZII- 1 = 2.(16,74+j16,03)=33,48+j32,06 Ù Công suất của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực đại: Công suất tự dùng của nhà máy NĐI ở chế độ phụ tải cực đại: Công suất tại thanh cái hạ áp của trạm tăng áp I là: S = SF1 – STD1 =127,5 + j95,625 – (15+j11,25) = 112,5 + j84,375 MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐI: Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng: Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của máy biến áp có giá trị: Công suất chạy vào đường dây I – 1 bằng: Công suất điện dung ở đầu đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở cuối đường dây I – 1 bằng: Công suất của đường dây I – 1 truyền vào thanh cái của trạm 1 là: Dòng công suất truyền từ đường dây II – 1 vào thanh cái của trạm l là: Công suất điện dung ở cuối đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở đầu đường dây II – 1 bằng: Công suất ở đầu đường dây II – 1 bằng: *) Khi sự cố một tổ máy phát - Đường dây II – 1: ZII- 1 = 16,74+j16,03 Ù ; Công suất của nhà máy NĐI ở chế đậinỳ: Công suất tự dùng của nhà máy NĐI ở chế độ này: Công suất tại thanh cái hạ áp của trạm tăng áp I là: S = SF1 – STD1 = 90+j67,5,5MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐI: Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng: Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của máy biến áp có giá trị: Công suất chạy vào đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây I – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây I – 1 có giá trị: Công suất điện dung ở cuối đường dây NĐI – 1 bằng: Công suất của đường dây I – 1 truyền vào thanh cái của trạm 1 là: Dòng công suất truyền từ đường dây II – 1 vào thanh cái của trạm l là: Công suất điện dung ở cuối đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất sau tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây II – 1 bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây II – 1 có giá trị: Công suất ở đầu đường dây II – 1 bằng: Công suất tự dùng của nhà máy II ở chế này: Công suất của các phụ tải nối vào NĐII là: Công suất tại thanh cáI cao áp của NĐII là: S = SNDII – 1 + SII = 140,923+j101,694MVA Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐII: Công suất do nhà máy NĐII phát ra trong chế độ này là: CHƯƠNG V: TÍNH TOÁN ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TẠI CÁC NÚT I. Tính điện áp tại các nút I.1. Chế độ phụ tải cực đại Trong mạng điện thiết kế có 2 nguồn cung cấp là nhà máy NĐI và nhà máy NĐII. Ta chọn thanh góp 110kV của nhà máy NĐII là nút điện áp cơ sở. Do điện áp trên thanh cái cao áp của nhà máy nhiệt điện khi phụ tải cực đại bằng 110% điện áp định mức của mạng điện nên ta có: UCS = 110%. Uđm = 110%. 110 = 121 kV 1.Phụ tải số 1: Tổn thất điện áp trên đường dây II – 1 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 1 là: U1 = UCS - ÄUII – 1 = 121 – 7,61 = 113,39 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 1 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 1 quy đổi về phía cao áp: U1q = U1 – ÄUb1 = 113.39 – 5,17 = 108,22 kV Tổn thất điện áp trên đường dây I – 1 : Điện áp tại thanh góp cao áp của nhà máy NĐI là: UNI = U1 + ÄUNII – 1  = 113,39 + 3,107 = 116,5 kV 1.Phụ tải số 2: Tổn thất điện áp trên đường dây II – 2 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 2 là: U2 = UNII – ÄUI – 2 = 121 – 3,89 = 117,1 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 2 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 2 quy đổi về phía cao áp: U2q = U2 - ÄUb2 = 117,1 – 3,97 = 113,13 kV Các đường dây còn lại được tính tương tự. Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đã quy về điện áp cao trong chế độ phụ tải cực đại cho ở bảng dưới đây: Bảng 5.1. Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 Uq, kV 108..22 113.13 107.37 104.29 102.43 112.52 108.69 109.25 I.2. Chế độ phụ tải cực tiểu Trong mạng điện thiết kế có 2 nguồn cung cấp là nhà máy NĐI và nhà máy NĐII. Ta chọn thanh góp 110kV của nhà máy NĐII là nút điện áp cơ sở. Do điện áp trên thanh cái cao áp của nhà máy nhiệt điện khi phụ tải cực tiểu bằng 105% điện áp định mức của mạng điện nên ta có: UCS = 105%.Uđm = 105%. 110 = 115 kV 1.Phụ tải số 1: Tổn thất điện áp trên đường dây II – 1 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 1 là: U1 = UCS – ÄUII – 1 = 115 – 4,95 = 110,05 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 1 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 1 quy đổi về phía cao áp: U1q = U1 – ÄUb1 = 110,05 – 3,60 = 106,45 kV Tổn thất điện áp trên đường dây I – 1 : Điện áp tại thanh góp cao áp của nhà máy NĐI là: UNI = U1 + ÄUNII – 1  = 110,05 +2,02 = 112,07 kV 1.Phụ tải số 2: Tổn thất điện áp trên đường dây I – 2 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 2 là: U2 = UNII – ÄUI – 2 = 115 – 2,73 = 112,27 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 2 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 2 quy đổi về phía cao áp: U2q = U2 – ÄUb2 = 112.27 – 2,91 = 109,36 kV Các đường dây còn lại được tính tương tự. Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đã quy về điện áp cao trong chế độ phụ tải cực tiểu cho ở bảng dưới đây: Bảng 5.2. Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 Uq, kV 106,45 109,36 105,53 101,15 100,69 108,98 107,19 107,14 I.3. Chế độ sự cố A.Sự cố đứt một mạch đường dây. Do điện áp trên thanh cái cao áp của nhà máy nhiệt điện khi sự cố bằng 110% điện áp định mức của mạng điện nên ta có: U = 110%.Uđm = 110%.110 = 121 kV Trong chương IV ta đã tính các chế độ sự cố. Ta thấy rằng trong chế độ sự cố 1 mạch trên đường dây liên lạc II – 1 sẽ có tổn thất điện áp lớn nhất. 1.Phụ tải số 1: Khi sự cố đứt một mạch dường dây II-1: S’II – 1 = 34,894 + j26,344 MVA S”I – 1 = 14,387 + j6,956 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II – 1 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 1 là: U1 = UCS – ÄUII – 1 = 121 – 8,31 = 112,69 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 1 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 1 quy đổi về phía cao áp: U1q = U1 – ÄUb1 = 112,69 – 5.2 = 107,49 kV Tổn thất điện áp trên đường dây I – 1 : Điện áp tại thanh góp cao áp của nhà máy NĐI là: UNI = U1 + ÄUNII – 1  = 112,69 + 3,13 = 115,82kV 1.Phụ tải số 2: Điện áp trên thanh góp cao áp NDII là: UNII = Ucs = 121kV Tổn thất điện áp trên đường dây II – 2 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 2 là: U2 = UNII – ÄUII – 2 = 121 – 8,96 = 112,04 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 2 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 2 quy đổi về phía cao áp: U2q = U2 – ÄUb2 = 112,04 – 6,7 = 105,34 kV ở chế độ sự cố ta không xét những lộ đường dây mạch đơn như: đường dây NI – 7, NI – 8 và NII – 5. Các đường dây còn lại được tính tương tự, kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đã quy về điện áp cao trong chế độ phụ tải cực đại cho ở bảng dưới đây: Bảng 5.3. Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 Uq, kV 107,49 105,34 100,31 - - 108,6 99,56 105,7 A.Sự cố hỏng một tổ máy. Ta có: S’II – 1 = 57,221 + j45,352MVA S”I – 1 = -8,001 -j11,989MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II – 1 : Điện áp trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 1 là: U1 = UCS – ÄUII – 1 = 121 – 13,92 = 108,38 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp 1 là: Điện áp phía hạ áp của trạm biến áp 1 quy đổi về phía cao áp: U1q = U1 – ÄUb1 = 108,38 – 5.2 = 103,88 kV Tổn thất điện áp trên đường dây I – 1 : Điện áp tại thanh góp cao áp của nhà máy NĐI là: UNI = U1 + ÄUNII – 1  = 103,18- 2,92 = 100,26 Lập bảng tính toán đối với các nút phụ tải khác ta có bảng 5.4 Bảng 5.4. Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 Uq, kV 107,08 113,13 93.06 91,14 89,2 108,6 112,5 95.3 II. Lựa chọn phương án điều chỉnh điện áp Điện áp là một trong những chỉ tiêu chất lượng điện năng quan trọng. Nó ảnh hưởng nhiều đến chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của các hộ tiêu thụ. Các thiết bị điện chỉ có thể làm việc tốt trong những trường hợp điện năng có chất lượng cao. Chất lượng điện năng được đánh giá thông qua các chỉ tiêu về độ lệch điện áp, độ dao động điện áp, sự không đối xứng và không sin… Trong đó chỉ tiêu về độ lệch điện áp là chỉ tiêu quan trọng nhất. Để đảm bảo được độ lệch điện áp ở các hộ tiêu thụ trong phạm vi cho phép ta cần tiến hành điều chỉnh điện áp theo các cách sau: Thay đổi điện áp các máy phát trong nhà máy điện. Thay đổi tỉ số biến trong các trạm biến áp (chọn đầu điều chỉnh của các máy biến áp) Thay đổi các dòng công suất phản kháng truyền tải trong mạng điện. Thực tế cho thấy thì đối với những mạng điện lớn không thể điều chỉnh điện áp bằng cách thay đổi điện áp tại nhà máy điện và thay đổi các dòng công suất phản kháng trên đường dây cũng không thể đáp ứng được nhu cầu về điều chỉnh điện áp vì các lý do khác nhau như: Độ ổn định các hệ thống điện, vận hành phức tạp và vốn đầu tư cao. Do đó phương pháp điều chỉnh điện áp của các máy biến áp trong các trạm biến áp được dùng rộng rãi để điều chỉnh điện áp. Trong đồ án ta thấy có các hộ có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường là: hộ 1, hộ 2, hộ 3. Các hộ còn lại là hộ 4,5, 6, 7 và 8 là có yêu cầu điều chỉnh điện áp thường. Yêu cầu điều chỉnh điện áp được phân thành 2 loại: * Yêu cầu điều chỉnh điện áp thường: Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của máy biến áp trong tình trạng vận hành bình thường phải thoả mãn các yêu cầu về độ lệch điện áp: - Phụ tải cực đại : ÄU1CP ≥ 2,5 % - Phụ tải cực tiểu: ÄU2CP ≤ 7,5 % - Chế độ sự cố : ÄU3CP ≥ - 2,5 % Việc điều chỉnh điện áp được tiến hành theo các bước sau: - Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của các trạm trong các chế độ được xác định theo công thức: UYC = Udm + dU%.Udm Trong đó Udm là điện áp định mức của mạng điện hạ áp Đối với mạng điện thiết kế Udm = 10kV. Vì vậy điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải cực đại bằng: Khi phụ tải cực tiểu: Trong chế độ sự cố: - Tính điện áp đầu điều chỉnh: Trong đó: U’max, U’min – giá trị quy đổi về phía cao của điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đối với các chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất tương ứng ( được lấy theo các số liệu tính toán của điện áp); UYcmax, UYcmin – giá trị điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất; Uhdm - điện áp định mức của cuộn dây hạ áp của các máy biến áp. - Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Trong đó: Ucdm - điện áp định mức của cuộn dây điện áp cao; n – số thứ tự đầu điều chỉnh chọn; e – mức điều chỉnh của mỗi đầu, % - Tính các giá trị thực của điện áp trên thanh góp hạ áp: Trong đó U’i là giá trị quy đổi về phía điện áp cao của điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm, tương ứng với các chế độ phụ tải lớn nhất, nhỏ nhất và chế độ sau sự cố. Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm được tính theo công thức: Trong đó: Uit - điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm đối với các chế phụ tải lớn nhất, nhỏ nhất và sau sự cố; Udm - điện áp định mức của mạng hạ áp. Máy biến áp không điều chỉnh dưới tải loại TPDH – 25000/110, TDH – 16000/110,TPDH – 32000/110 và TPDH –40000/110 có phạm vi điều chỉnh , Ucdm = 115kV, Uhdm = 11kV Bảng 5.5. Thông số điều chỉnh của MBA điều chỉnh dưới tải Thứ tự đầu điều chỉnh Điện áp bổ sung, % Điện áp bổ sung, kV Điện áp đầu điều chỉnh, kV 1 2 3 4 5 +5 +2.5 0 -2.5 -5 +5,75 +2,875 0 -2,875 -5,75 120,75 117,875 115 112,125 109,25 * Yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường: Điện áp yêu cầu trên thnah góp hạ áp của máy biến áp trong tình trạng vận hành bình thường phải thoả mãn các yêu cầu về độ lệch điện áp: - Phụ tải cực đại : ÄU1CP = 5 % - Phụ tải cực tiểu: ÄU2CP = 0 % - Chế độ sự cố : ÄU3CP ≥ 0 Ữ 5 % Việc điều chỉnh điện áp được tiến hành theo các bước sau: - Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của các trạm trong các chế độ được xác định theo công thức: UYC = Udm + dU%.Udm Trong đó Udm là điện áp định mức của mạng điện hạ áp Đối với mạng điện thiết kế Udm = 10kV. Vì vậy điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải cực đại bằng: Khi phụ tải cực tiểu: Trong chế độ sự cố: Nếu biết các giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm giảm áp trong các chế độ phụ tải lớn nhất, nhỏ nhất và sau sự cố quy đổi về phía điện áp cao là Uqmax, Uqmin, UqSC. Đồng thời điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ phụ tải lớn nhất, nhỏ nhất và sau sự cố có các giá trị tương ứng là UYC max, UYC mim, UYC sc. Như vậy đầu điều chỉnh trong cuộn dây cao áp khi phụ tải lớn nhất được xác định theo công thức: Đối với chế độ phụ tải nhỏ nhất: Và trong chế độ sự cố: - Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Trong đó: Ucdm - điện áp định mức của cuộn dây điện áp cao; n – số thứ tự đầu điều chỉnh chọn; e – mức điều chỉnh của mỗi đầu, % Tính các giá trị thực của điện áp trên thanh góp hạ áp: Đối với chế độ phụ tải lớn nhất: Đối với chế độ phụ tải nhỏ nhất: Đối với chế độ sự cố: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm đối với mỗi chế độ được tính theo công thức: Trong đó: Uit - điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm trong chế độ phụ tải lớn nhất, nhỏ nhất và sau sự cố; Udm - điện áp định mức của mạng hạ áp. Sử dụng máy biến áp điều chỉnh dưới tải cho phép thay đổi các đầu điều chỉnh không cần cắt các máy biến áp. Do đó cần chọn đầu điều chỉnh riêng cho các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố. Máy biến áp điều chỉnh dưới tải loại TPDH – 25000/110; TPDH – 40000/110 và TPDH – 32000/110 có phạm vi điều chỉnh , Ucdm = 115kV, Uhdm = 11kV. Bảng 5.6. Thông số điều chỉnh của MBA điều chỉnh dưới tải Thứ tự đầu điều chỉnh Điện áp bổ sung, % Điện áp bổ sung, kV Điện áp đầu điều chỉnh, kV 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 +16,02 +14,24 +12,46 +10,68 +8,90 +7,12 +5,34 +3,56 +1,78 0 -1,78 -3,56 -5,34 -7,12 -8,90 -10,68 -12,46 -14,24 -16,02 +18,45 +16,40 +14,35 +12,30 +10,25 +8,20 +6,15 +4,10 +2,05 0 -2,05 -4,10 -6,15 -8,20 -10,25 -12,30 -14,35 -16,40 -18,45 133,45 131,40 129,35 127,30 125,25 123,20 121,15 119,10 117,05 115,00 112,95 110,90 108,85 106,80 104,75 102,70 100,65 98,60 96,55 Trong các tính toán ở trên ta có bảng tổng kết trong đó ta chọn chế độ sự cố nặng nhất để chọn đầu điều chỉnh điện áp: Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 Uqmã, kV 108..22 113.13 107.37 104.29 102.43 112.52 108.69 109.25 Uqmin,kV 106.45 109.36 105.53 101.15 100.69 108.98 107.19 107.14 Uqsc, kV 107,08 113,13 93.06 91,14 89,2 108,6 99,56 95.3 II.1. Chọn các đầu điều chỉnh trong máy biến áp trạm 1 Điều chỉnh điện áp KT chọn điều chỉnh điện áp dưới tải 1. Chế độ phụ tải cực đại Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp được xác định theo công thức: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 10, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmax = 115 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 2. Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 8, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmin = 119.10 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 3. Chế độ sự cố Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 11, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utc sc = 112,95 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. II.2 Chọn các đầu điều chỉnh trong máy biến áp trạm 5 Điều chỉnh điện áp thường. A. Chọn điều chỉnh điện áp không dưới tải. Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 5, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utc = 109.25 kV 1. Chế độ phụ tải cực đại Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 2. Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: 2. Chế sự cố Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh đã chọn là không phù hợp vậy ta chọn lại bằng điều chỉnh điện áp dưới tải. B.Chọn điều chỉnh điện áp dưới tải. 1. Chế độ phụ tải cực đại Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp được xác định theo công thức: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 13, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmax = 108,85 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 2. Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 12, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmin = 110,90 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 3. Chế độ sự cố Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 19, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utc sc = 96,55 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. II.3 Chọn các đầu điều chỉnh trong máy biến áp trạm 6 Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 2, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utc = 117.875 kV 1. Chế độ phụ tải cực đại Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 2. Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. 3. Chế độ sự cố Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp. Chọn các đầu điều chỉnh trong các máy biến áp của các trạm còn lại được tính tương tự. Kết quả tính toán cho ở dưới bảng 5.7. Trong đó các trạm 1,2,3,4,5,8 chọn điêu chỉnh điện áp dưới tảI;cá trạm 6,7 chọn điều chỉnh điện áp không dưới tải. Bảng 5.7. Thông số của các đường dây trong mạng điện Trạm biến áp Utc max, kV Utc min, kV Utc sc, kV Ut max, kV Ut min, kV Ut sc, kV ÄUmax, % ÄUmin, % ÄUsc, % 1 115 119,1 112,95 10,35 9,83 10,46 3,5 -1,68 4,6 2 119.1 115 110,9 10,44 10,46 10,44 4,4 4,6 4,4 3 112.95 110,9 98,60 10,45 10,46 10,38 4,5 4,6 3,8 4 110,90 106,80 96,55 10,34 10,41 10,38 3,4 4,1 3,8 5 108,85 110,9 96,55 10,35 9,98 10,16 3,5 -0,2 1,6 6 117.875 117,875 117.875 10.5 10.16 10.13 5,0 1.6 1,3 7 115 115 115 10.39 10.25 9.52 3,9 2.5 -4,8 8 115 112,95 100,65 10,45 10,43 10,41 4,5 4,3 4,1 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN I. Vốn đầu tư xây dựng mạng điện Tổng các vốn đầu tư xây dựng mạng điện được xác định theo công thức: K = Kđ + Kt Trong đó: Kđ – vốn đầu tư xây dựng đường dây; Kt – vốn đầu tư xây dựng các trạm biến áp. Trong chương trước ta tính vốn đầu tư xây dựng các đường dây có giá trị: Kđ = 194,941.109 đ Vốn đầu tư cho các trạm hạ áp và tăng áp được xác định như sau: Công suất đm, MVA 16 25 32 40 63 Giá thành, đ/trạm 13000 19000 22000 25000 35000 Trong hệ thống thiết kế có 8 trạm biến áp hạ áp. Trong đó có 2 trạm có 1 máy biến áp và 6 trạm có 2 máy biến áp. Do đó vốn đầu tư cho các trạm hạ áp bằng: Kth = Kt 1 + Kt 2 + Kt3+ Kt 4+ Kt 5+ Kt 6+ Kt 7+ Kt 8 = = 1,8.25000.106 + 1,8.22000. 106 + 1,8.19000. 106 + 22000,106 + 25000.106 + 1,8.19000. 106 + 1,8.19000*106 + 1,8.13000.106 = 257,6. 109 đ Đối với trạm tăng áp của nhà máy điện, vốn đầu tư bằng: Kt t = 7.35000. 106 = 245,10.109 đ Như vậy tổng các vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp có giá trị: Kt = Kth + Ktt = 257,6.109 + 245.109 = 502,6.109 đ Do đó tổng các vốn đầu tư để xây dựng mạng điện bằng: K = 194,941.109 + 502,6.109 = 697,541.109 đ. II. Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện gồm có tổn thất công suất trên đường dây và tổn thất công suất tác dụng trong các trạm biến áp ở chế độ phụ tải cực đại. Tổng tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây bằng: ÄPd = 8,2 MW Và tổng tổn thất công suất tác dụng trong các cuộn dây của các MBA bằng: ÄPb = 0,876 MW Tổng tổn thất công suất trong lõi thép của các MBA được xác định theo công thức: ÄP0 = ÄP01 + ÄP02 + ÄP03 + ÄP04 + ÄP05 + ÄP06+ ÄP07+ ÄP08 = 0,475 MW Như vậy tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng: ÄP = ÄPd + ÄPb + ÄP0 = 8,2 + 0,876 + 0,475 = 9,551 MW Tổn thất công suất trong mạng điện tính theo phần trăm bằng: III. Tổn thất điện năng trong mạng điện Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện có thể xác định theo công thức sau: ÄA = ( ÄPd + ÄPb )ụ + ÄP0.t Trong đó: ụ – Thời gian tổn thất công suất lớn nhất; t – Thời gian các máy biến áp làm việc trong ngày, t = 8760 h. Thời gian tổn thất công suất lớn nhất có thể tính theo công thức sau: ụ = ( 0.124 + Tmax.10-4 )2.8760 = = ( 0.124 + 4500.10-4 )2.8760 = 2886 h Do đó tổng tổn thất điện năng trong mạng điện bằng: ÄA = ( 8,2+ 0,876 ).2886 + 0,475.8760 = 30123,46 MW.h Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được trong năm bằng: A = ểPmax.Tmax = 218.4500 = 981000 MWh Tổn thất điện năng trong mạng điện tính theo phần trăm bằng: IV. Tính chi phí và giá thành 1. Chi phí vận hành hàng năm Các chi phí vận hành hàng năm trong mạng điện được xác định theo công thức: Y = avhđ.Kđ + avht.Kt + ÄA.c Trong đó: avhđ- hệ số vận hành đường dây, avhđ= 0,04; avht - hệ số vận hành các thiết bị trong các trạm biến áp, avht = 0,1; c – giá thành 1kW.h điện năng tổn thất, c = 550 đ. Như vậy: Y = 0,04.194.941.109 + 0,1. 502,6.109 + 30123,46.103.550 = 74,62.109 đ. 2. Chi phí tính toán hàng năm Chi phí tính toán hàng năm được xác định theo công thức: Z = atc.K + Y Trong đó atc là hệ số định mức hiệu quả các vốn đầu tư ( atc = 1/8 = 0,125 ). Do đó chi phí tính toán bằng: Z = 0,125. 697,541.109 + 74,62.109 = 161,81.109 đ. 3. Giá thành truyền tải điện năng Giá thành truyền tải điện năng được xác định theo công thức: đ/kW.h 4. Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải được xác định theo biểu thức: đ/MW Kết quả tính các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của hệ thống điện thiết kế được tổng hợp trong bảng dưới đây: Bảng 6.1 Các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của hệ thống điện thiết kế Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị Tổng công suất phụ tải cực đại Tổng chiều dài đường dây Tổng công suất các MBA hạ áp Tổng vốn đầu tư cho mạng điện Tổng vốn đầu tư về đường dây Tổng vốn đầu tư về các trạm biến áp Tổng điện năng các phụ tải tiêu thụ ÄUmaxbt ÄUmaxsc Tổng tổn thất công suất ÄP Tổng tổn thất công suất ÄP Tổng tổn thất điện năng ÄA Tổng tổn thất điện năng ÄA Chi phí vận hành hàng năm Chi phí tính toán hàng năm Giá thành truyền tải điện năng õ Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải khi cực đại MW km MVA 109 đ 109 đ 109 đ MWh % % MW % MWh % 109 đ 109 đ đ/kW.h 109 đ/MW 218 532,15 398 697,541 194,491 257,6 0,981.106 7,06 12,36 8,2 4,13 30123,46 3,07 74,62 161,81 76,06 3,19 PHẦN THỨ HAI TÍNH TOÁN ỔN ĐỊNH CHO HỆ THỐNG ĐIỆN ổn định động của hệ thống là khả năng của hệ thống khôi phục lại chế độ làm việc ban đầu hoặc gần ban đầu sau khi bị các kích động ( kích động lớn và kích động nhỏ ). Các kích động lớn tuy xảy ra ít nhưng có biên độ lớn. Chúng xuất hiện khi các: Cắt hoặc đóng đột ngột các phụ tải lớn. Cắt đường dây tải điện hoặc máy biến áp đang mang tải. Cắt máy phát điện đang mang tải. Ngắn mạch các loại. Trong các dạng kích động nói trên thì ngắn mạch là nguy hiểm hơn cả, vì vậy ổn định của hệ thống điện được xét cho trường hợp xảy ra ngắn mạch. Khi xảy ra ngắn mạch sự cân bằng công suất cơ điện bị phá hoại lớn, trong máy phát điện sẽ xuất hiện quá trình quá độ cơ điện dẫn đến sự dao động góc quay tương đối của rôto với từ trường phần tĩnh theo thời gian. Do vậy nghiên cứu ổn định động của hệ thống điện là nghiên cứu sự chuyển động tương đối của d trong quá trình quá độ cơ điện của máy phát, xuất phát từ giá trị ban đầu d0 ( khi t = 0 ). Nếu hệ thống có ổn định thì sau thời gian t nào đó, sau khi bị kích động góc d(t) sẽ trở về giá trị ban đầu d0 hoặc gần d0, tức hệ thống có ổn định. Ngược lại nếu góc d(t) tăng lên thì hệ thống sẽ mất ổn định. Trong các loại ngắn mạch thì ngắn mạch ba pha nguy hiểm nhất, mặc dù tuy ít xảy ra ( chiếm 5 ¸ 10% trong tổng số các loại ngắn mạch ) nhưng nó làm cho các máy phát điện dao động mạnh. Nhiệm vụ tính toán ổn định động là xác định thời gian cắt giới hạn để hệ thống có ổn định động khi ngắn mạch ba pha trên đầu của một trong hai đường dây nối giữa hai nhà máy. Vì là ngắn mạch ba pha nên trong máy phát điện chỉ có dòng điện thứ tự thuận. Khi xác định được thời gian cắt chậm nhất, từ đó mà sẽ chỉnh định rơ le bảo vệ. Đó là thời gian mà rơ le bảo vệ căt sớm hơn thì hệ thống sẽ ổn định, nếu muộn hơn thì hệ thống sẽ mất ổn định. I. Sơ đồ hệ thống điện và các thông số 1. Sơ đồ hệ thống điện. 2. Thông số các phần tử: 2.1. Máy phát điện: Bảng thông số máy phát điện của NMNĐ 1 và NMNĐ2 Nhà máy Sđm (MVA) Pđm (MW) Uđm(kV) cosj X'd % Jo(TM2) NMNĐ 1 62,5 50 10,5 0,8 30 5,24 NMNĐ 2 62,5 50 10,5 0,8 30 5,24 2.2. Máy biến áp tăng áp: Bảng thông số máy biến áp tăng áp TDH-63000/110 của NMNĐ 1 Sđm MVA Số liệu kỹ thuật Số liệu tính toán Uđm (kV) UN% DPN kW DP0 kW I0% R Ω X Ω DQ0 kVAr Cao Hạ 63 115 10,5 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 2.3. Thông số đường dây: Lộ đường dây kép NĐII-1 (dây dẫn AC-70) LII-1 = 72,8km, ZII-1 = 16,74+ j16,03 Ω, S Lộ đường dây kép NĐI-1 (dây dẫn AC-70) LI-1 = 60 km, Z I-1 = 13,8 + j13,2 Ω, S 2.4. Phụ tải: Spt1 = SI-3 + SI-4 + SI-5+ SI-8 =(26,119+j15,321)+(26,317+j18,767)+(29,413+j25,647) +(15,394+j10,046) = MVA Spt2 = SII-2+ SII-6+ SII-7 = (31,031+j18,476)+(24,897+j18,626)+ + (27,674+j19,24 ) = 83,602+j56,342 MVA Chế độ ban đầu: Trong phần I, khi tính toán điều chỉnh điện áp ta có : 113,39 kV, và nút 1 là điểm phân công suất giữa hai nhà máy điện. Công suất truyền tải trên đường dây II-1 : SII-1 = 14,698+j5,382 MVA. Công suất truyền tải trên đường dây I-1 : S I-1 = 30,812+j20,937 MVA II. Tính quy đổi các thông số và biến đổi sơ đồ 1. Sơ đồ thay thế hệ thống điện: - Máy phát được thay thế bởi : E' và X'd - Máy biến áp được thay thế bởi : XB - Các phụ tải được thay thế bằng tổng trở cố định Zpt - Đường dây được thay thế bằng tổng trở Zd Dựa vào những giả thiết trên ta có sơ đồ thay thế toàn hệ thống như sau: 2. Tính quy đổi các thông số Chọn Scb = 100 MVA, Ucb = 110 kV Zcb =Ω * Quy đổi thông số máy phát điện và máy biến áp của NMNĐI: Hằng số quán tính thay thế của NMNĐ1 là : Tj1 = 3.3,527 = 10,581 Điện kháng thay thế của NMNĐ1 : XF1 = (+ XB1)/3 = (0,524 + 0,182)/3 = 0,235 * Quy đổi thông số máy phát điện và máy biến áp của NMNĐII: Hằng số quán tính thay thế của NMNĐII là : Tj2 = 4.3,527 = 14,1 Điện kháng thay thế của NMNĐII : XF2 = (+ XB2)/4 = (0,524 + 0,182)/4 = 0,176 * Quy đổi các thông số đường dây: * Quy đổi các thông số chế độ: Công suất phụ tải: Trong quá trình quy chuyển thì tính luôn công suất phản kháng do dung dẫn đường dây sinh ra vào công suất phụ tải: II = I = = = 0,452 + j 0,283 Công suất truyền tải trên đường dây liên lạc: = 0,328+j0,209 = 0,147+j0,054 Giá trị điện áp quy đổi là: = 113,39/110 = 1,03 Nút 1 là điểm phân công suất, ta chọn nút 1 (= 1,03Ð00 ) làm điểm tính toán về hai phía nhà máy. 3. Tính chế độ xác lập của mạng điện trước lúc ngắn mạch: Sơ đồ : * Tính từ nút 1 về phía NMNĐ 2: Điện áp tại đầu đường dây NMNĐ2: = 0,377Ð- 32.50 = +1,03+ (0,318-j0,202).(0,138+j0,132) = 1,1Ð0,730 Vậy UNĐII = 1,1; dNĐII-1 = 0,730 Tổn thất công suất trên đoạn II-1 là: = 0,3772.(0,138+j0,132) = 0,02+j0,019 Công suất NMNĐII phát lên thanh góp là: = (0,836+j0,54) + (0,328+j0,209) + (0,02+j0,019) = 1,184+j0,768 = 1,41Ð32,960 Sức điện động tương đương của NMNĐII là: = 1,28Ð-32,230 = 1,1Ð0,730 + 1,28Ð- 32,230 ´ j 0,176 = 1,237Ð9,510 Vậy = 1,237 ; d2 = 9,510 ; P20 = 1,039. * Tính từ nút 1 về phía NMNĐ I: Điện áp tại đầu đường dây NMNĐI : = 0,152Ð-19,830 = + = 1,03 + 0,152Ð-19,830´(0,114+j0,109) = 1,052Ð0,530 Vậy UNĐI = 1,052; dNĐI-6 = 0,530 Tổn thất công suất trên đoạn I-6 là: = 0,1522´(0,114+j0,109) = 0,0026+j0,0025 Công suất NMNĐI phát lên thanh góp là: = (0,972+j0,679) + (0,147+j0,053) + (0,0026+j0,0025) = 1,122 + j 0,735 = 1,341Ð33,230 Sức điện động tương đương của NMNĐI là: = 1,274Ð-32.70 = 1,052Ð0,530 + 1,274Ð- 32,70 ´j 0,235 = 1,241Ð12.160 Vậy = 1,241 ; d2 = 12,160 ; P10 = 1,222. Góc tương đối giữa sức điện động hai nhà máy là: d210 = d1 - d2 = 12,160– 9.510= 2,650 Bảng tổng kết kết quả tính chế độ trước lúc ngắn mạch: Nhà máy nhiệt điện 2 Nhà máy nhiệt điện 1 Sức điện động = 1,237Ð9,510 = 1,241Ð12,160 Công suất phát ban đầu P20= 1,039 P10 = 1,222 III. Tính ổn định động khi ngắn mạch ba pha tại đầu đường dây liên lạc phía nhà máy nhiệt điện 2: * Phụ tải NMNĐ2: II = 0,836+j0,54 = 0,995Ð32,850 = 1,1Ð0,730 Tổng trở phụ tải được xác định như sau: = 0,941+j0,607=1,12Ð32,850 * Phụ tải NMNĐI: I = 0,972+j0,697 = 1,196Ð35,640 = 1,052Ð0,530 Tổng trở phụ tải được xác định như sau: = 0,925Ð35,640 =0,751+j0,539 * Phụ tải1: = 0,452+j0,283 = 0,533Ð32,050 = 1,03Ð00 Tổng trở phụ tải được xác định như sau: = 1,687+j1,056 1. Lập đặc tính công suất khi ngắn mạch: Sơ đồ thay thế: * Biến đổi D( Z 2 ; ZII-1 ; ZII ) ® Y( Z A1 ; ZB1 ; ZC1 ) ZS1 = Z1+ ZI-1+ ZI = (1,687 + j 1,066) + (0,114+j0,109) + (0,751+j0,539) = 2.552+j1.714 = 0,079+j0,054 = 0,031+j0,033 = 0.496+j0.336 * Ghép các tổng trở nối tiếp: Z’A1 = ZII-1 + ZA1 = (0,138+j0,132) + (0,079+j0,054) = 0,127+j0,186 Z’B1 = ZB1 + j XF1 = (0,031+j0,033) + j 0,235 = 0,031+j0,258 Ta được sơ đồ sau: * Biến đổi D( Z II ; Z’A1 ; ZC1 ) ® Y( Z A3 ; ZB3 ; ZC3 ) ZS2 = ZII + Z’A1 + ZC1 = 0 + (0,127+j0,186) + (0,496+j0,336) = 0,623+j0,522 = 0 = 0,061+0,034 = 0 * Ghép các tổng trở nối tiếp: Z’A2 = j XF2 + ZA1 = j0,176 Z’B2 = ZB2 + Z’B1 = (0,061+j0,034) + (0,031+j0,258) = 0,092+j0,292 Ta được sơ đồ sau: * Biến đổi Y( Z’A2 ; Z’B2 ; ZC2 ) ® D( Z 20 ; Z21 ; Z10 ) Z20 = Z’A2 + ZC2 + Z’A2´ZC2/ Z’B2 = j 0,176 = 0,176Ð900 Z10 = Z’B2 + ZC2 + Z’B2´ZC2/ Z’A2 = 0,092+j0,292= 0,306Ð72,510 Z21 = Z’A2 + Z’B2 + Z’A2´Z’B2/ ZC2 = ¥ Sơ đồ thay thế: Ta có: Þ Y22 = 5,682 ; j22 = -(-900) = 900 ; a22 = 900 - j22 = 00 =3,267Ð62,510 Þ Y11 = 2,52 ; j11 = -(-62,510) =62,510 ; a11 = 900 - j11 = 27,490 Þ y21 = 0 ; j21 = -(00) = 00 ; a21 = 900 - j21 = 900 Đặc tính công suất khi ngắn mạch : P2II = Y22sina22 + y21sin(d21 - a21) = Y22sina22 = 1.237´5.682´sin00 = 0 P1II = Y11sina11 - y12sin(d21 + a21) = Y11sina11 = 1.2412´3.267´sin27,490 = 2,322 Công suất thừa tác động lên các máy phát điện sau khi ngắn mạch tại mỗi nhà máy là: DP2II = P20 – P2II = 1,039 DP1II = P10 – P1II = 1.222 – 2,322 = - 1,10 2. Lập đặc tính công suất sau khi cắt ngắn mạch: Sau khi ngắn mạch được cắt ra thì trên đoạn đường dây II-1 chỉ còn 1 lộ nên tổng trở của nó tăng gấp đôi. Ta có: ZII-1 = 2´(0,138+j0,132) = 0,276+j0,264 Ngắn mạch được cắt ra thì sơ đồ thay thế: * Biến đổi D( Z 1 ; ZI-1 ; ZI ) ® Y( Z A1 ; ZB1 ; ZC1 ) ZS1 = Z1 + ZI-1 + ZI = (1,687+j1,066) + (0,114+j0,109) + (0,751+j0,539) = 2,552+j1,714 = 0.079+j0.054 = 0,031+j0,033 = 0,496+j0,336 * Ghép các tổng trở nối tiếp: Z’A1 = ZII-1 + ZA1 = (0,276+j0,264) + (0,079+j0,054) = 0,355 + j0,318 Z’B1 = ZB1 + j XF1 = (0,031+j0,033) + j 0,235 = 0,031+j0,258 Ta được sơ đồ sau: * Biến đổi D( Z II ; Z’A1 ; ZC1 ) ® Y( Z A2 ; ZB2 ; ZC2 ) ZS2 = ZII + Z’A1 + ZC1 =(0,941+j0,607) + (0,355+j0,318) + (0,496+j0,336) = 1,792+j1,261 = 0,187+j0,155 = 0,098+j0,085 = 0,260+j0,161 * Ghép các tổng trở nối tiếp: Z’A2 = j XF2 + ZA2 = j 0,176+ 0,187+j0,155 = 0,187 + j 0,331 Z’B2 = ZB2 + Z’B1 = (0,098+j0,085) +(0,031+j0,258) = 0,129+j0,343 Ta được sơ đồ sau: * Biến đổi Y( Z’A2 ; Z’B2 ; ZC2 ) ® D( Z 20 ; Z21 ; Z10 ) Z20 = Z’A2 + ZC2 + Z’A2´ZC2/ Z’B2 = 0,739 + j 0,615 = 0,961Ð39,760 Z10 = Z’B2 + ZC2 + Z’B2´ZC2/ Z’A2 = 0,613+j0,696 = 0,927Ð48,640 Z21 = Z’A2 + Z’B2 + Z’A2´Z’B2/ ZC2 = 0,251+j1,124 = 1.153Ð77,40 Sơ đồ thay thế: Ta có: == 1,806Ð-56,80 Þ Y22 = 1,806 ; j22 = -(-56.80) = 56,80 ; a22 = 900 - j22 = 33,2 0 = 1,886Ð-61,430 Þ Y11 = 1,886 ; j11 = -(-61,930) = 61,930 ; a11 = 900 - j11 = 28,070 = 0,868Ð-77,410 Þ y21 = 0,868; j21 = -(77,410) = 00 ; a21 = 900 - j21 = 12,590 Đặc tính công suất khi ngắn mạch : P2III = Y22sina22 +y21sin(d21 - a21) = 1,2372´1,806´sin56,80 + 1,237.1,241.0,868´sin (d21 – 12,590) = 2,312 + 1,368´sin (d21 – 12,590) P1III = Y11sina11 - y21sin(d21 + a21) = 1,2412´1,886´sin28,070 – 1,241´1,27´0,868´sin (d21 +12,590) = 1,366 – 1,368´sin (d12 + 12,590) Công suất thừa tác động lên các máy phát điện sau khi ngắn mạch tại mỗi nhà máy là: DP2III = P20 – P2III = 1.309- [ 2,437 + 1,368´sin (d21 – 12,590)] = - 1,253 – 1,368´sin (d21 – 12,590) DP1II = P10 – P1III = 1,222 - [ 1,366 – 1,368.sin (d12 + 12,590)] = - 0,144 + 1,368´sin (d21 – 12,590) 3. Tính góc cắt d21cắt và thời gian cắt lớn nhất đảm bảo ổn định hệ thống điện: Gia tốc riêng của mỗi nhà máy a2, a1 và gia tốc tương đối giữa hai nhà máy a21 khi ngắn mạch là: = 1526,87 = -1871,23 Þ a21 = a2- a1 = 1526.87- (-1871.23) = 3382,71 = const. Gia tốc riêng của mỗi nhà máy a’2, a’1 và gia tốc tương đối giữa hai nhà máy a’21 sau khi ngắn mạch là: = - 1599,57 – 1879,69´ sin (d21 – 12,590) = - 244,96 + 2327,19´sin (d21 +12,590) Þ a’21 = a’2- a’1 Thay các giá trị của góc tương đối giữa hai nhà máy từ 100 đến 2000, ta có bảng kết quả sau: d21 a’2 a’1 a’21 = a’2- a’1 10 -1516.60 648.51 -2165.11 20 -1843.78 1007.90 -2851.68 30 -2163.55 1329.27 -3492.82 40 -2466.20 1602.85 -4069.05 50 -2742.55 1820.35 -4562.89 60 -2921.21 1975.15 -4896.36 70 -3183.82 2062.57 -5246.39 80 -3335.35 2072.46 -5407.82 90 -3434.20 2026.74 -5460.95 100 -3471.09 1860.03 -5331.12 110 -3463.52 1717.20 -5180.72 120 -3393.11 1470.24 -4863.34 130 -3308.08 1082.32 -4390.40 140 -3092.74 829.21 -3921.95 150 -2871.91 348.87 -3220.78 160 -2612.46 58.76 -2471.21 170 -2405.20 -456.12 -1549.07 180 -2010.13 -748.30 -961.83 190 -1685.53 -1135.01 -231.53 200 -1358.33 -1494.70 136.37 Đồ thị gia tốc góc tương đối giữa hai nhà máy Bằng phương pháp diện tích ta xác định được góc cắt dcắt = 850 * Xác định thời gian cắt tcắt ứng với góc cắt dcắt =850 Thời gian cắt được xác định bằng phương pháp phân đoạn liên tiếp, tính cho chế độ trong khi ngắn mạch. Công thức tổng quát : Dd21(n) = Dd21(n-1) + a21.Dt2 d21(n) = d21(n-1) + Dd21(n) áp dụng công thức tổng quát với: Dt = 0.05 ; d210 = 10 a21 = const = 3382,71 ti = i.Dt Ta có: - Cho phân đoạn 1: Dd21(1) = a21.= 3382,71.= 4,228 d21(1) = d21(0) + Dd21(1) = 2,650+ 4,228 0 = 6,8780 - Cho phân đoạn n: Dd21(n) = Dd21(n-1) + a21´Dt2 = Dd21(n-1) + 8,456 ; d21(n) = d21(n-1) + Dd21(n) * Bảng kết quả tính thời gian căt tcắt Phân đoạn Dt (s) a121´Dt2 Dd21(n) d21(n) 1 0,05 4,228 6,878 2 0,1 8,456 12,684 19,562 3 0,15 8,456 21,14 40,702 4 0,2 8,456 29,596 70,298 5 0,25 8,456 38,052 108,35 Dựa vào đồ thị d(t) ta xác định được thời gian cắt chậm nhất là tcắt=0,235 (s) III. Tính ổn định động khi ngắn mạch ba pha tại đầu đường dây liên lạc phía nhà máy nhiệt điện 1: 1. Lập đặc tính công suất khi ngắn mạch: Sơ đồ thay thế: * Biến đổi D( Z 1 ; ZII-1 ; ZII ) ® Y( Z A1 ; ZB1 ; ZC1 ) * Biến đổi D( Z 2 ; ZII-1 ; ZII ) ® Y( Z A1 ; ZB1 ; ZC1 ) ZS1 = Z1 + ZII-1 + ZII = (1,687 + j 1,066) + (0,138+j0,132) + (0,941+j0,607) = 2,766+j1,805 = 0,085+j0,078 = 0,047+j0,045 = 0,573+j0,358 * Ghép các tổng trở nối tiếp: Z’A1 = ZI-1 + ZA1 = (0,114+j0,109) + (0,085+j0,078) = 0,199+j0,187 Z’B1 = ZB1 + j XF2 = (0,047+j0,045) + j 0,176 = 0,047+j0,221 Ta được sơ đồ sau: * Biến đổi D( Z I ; Z’A1 ; ZC1 ) ® Y( Z A2 ; ZB2 ; ZC2 ) ZS2 = ZI + Z’A1 + ZC1 = 0 + (0,199+j0,187) + (0,537+j0,358) = 0,736+j0,528 = 0 = 0,157+j0,129 = 0 * Ghép các