Đề tài Thiết kế mạng điện 110kv

CHƯƠNG 1 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 1.1. Nội dung: Trong hệ thống điện cần phải có sự cân bằng công suất tác dụng và phản kháng. Cân bằng công suất là một trong những bài toán quan trọng nhằm đánh giá khả năng cung cấp của các nguồn cho phụ tải, từ đó lập phương án nối dây thích hợp và xác định dung lượng bù hợp lý. Tại mỗi thời điểm luôn phải đảm bảo cân bằng giữa lượng điện năng sản xuất và tiêu thụ. Mỗi mức cân bằng công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q để xác định một giá trị tần số và điện áp. Để đơn giản bài toán, ta coi sự thay đổi công suất tác dụng P ảnh hưởng chủ yếu đến tần số, còn sự cân bằng công suất phản kháng Q ảnh hưởng chủ yếu đến điện áp. Cụ thể là khi nguồn phát không đủ công suất P cho phụ tải thì tần số bị giảm đi và ngược lại. Khi thiếu công suất Q thì điện áp bị giảm và ngược lại. Trong mạng điện, tổn thất công suất phản kháng lớn hơn công suất tác dụng, nên khi các máy phát điện được lựa chọn theo sự cân bằng công suất tác dụng thì trong mạng điện thiếu công suất phản kháng. Điều này dẫn đến xấu các tình trạng làm việc của các hộ dùng điện, thậm chí làm ngừng sự truyền động của các máy công cụ trong xí nghiệp, gây thiệt hại rất lớn, đồng thời làm hạ thấp điện áp của mạng và làm xấu tình trạng làm việc của mạng. cho nên việc bù công suất phản kháng là vô cùng cần thiết. 1.2. Cân bằng công suất tác dụng: Cân bằng công suất tác dụng để giữ tần số ổn định trong hệ thống.và được biểu diễn bằng biểu thức tổng quát: ∑PF = m∑Ppt + ∑∆Pmd +∑Ptd + ∑Pdt ∑PF : Tổng công suất tác dụng phát ra do các nhà máy phát điện của các nhà máy trong hệ thống. ∑Ppt: Tổng phụ tải tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ. ∑∆Pmd: Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp. m: Hệ số đồng thời (giả thiết chọn 0,8 ) . ∑Ptd: Tổng công suất tự dùng các nhà máy điện. ∑Pdt: Tổng công suất dự trữ của hệ thống. Tổng phụ tải: ∑Ppt = Ppt1 + Ppt2 + Ppt3 + Ppt4 + Ppt5 + Ppt6 ∑Ppt = 20+19+18+16+17+21 = 111 (MW) Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp : ∑ ∆Pmd = 10 %.m.∑ Ppt ∑ ∆Pmd = 0,1 x 0,8 x 111 = 8,88 (MW) Trong thiết kế môn học giả thiết nguồn điện đủ cung cấp hoàn toàn cho nhu cầu công suất tác dụng và chỉ cân bằng từ thanh cái cao áp của trạm biến áp tăng của nhà máy điện nên tính cân bằng công suất tác dụng theo biểu thức sau: ∑PF = m∑ Ppt + ∑∆Pmd ∑PF = 0,8 x 111 + 8,88 = 97,68 (MW) 1.3. Cân bằng công suất phản kháng: Cân bằng công suất phản kháng để giữ điện áp bình thường trong hệ thống và được biểu diễn bằng biểu thức tổng quát: ∑QF + Qbù∑ = m∑Qpt + ∑∆QB + ∑∆QL - ∑QC + ∑Qtd + ∑Qdt ∑QF: Tổng công suất phản kháng cung cấp từ thanh cái cao áp ngoài hệ thống. Qbù ∑ : Dung lượng công suất phản kháng cần bù cho hệ thống. m∑Qpt: Tổng phụ tải phản kháng của mạng điện có xét đến hệ số đồng thời. ∑∆QB: Tổng tổn thất công suất phản kháng trên máy biến áp khoảng (8÷12%)∑Spt. ∑∆QL : Tổng tổn thất công suất kháng trên cảm kháng đường dây. ∑QC : Tổng tổn thất công suất kháng do điện dung đường dây. ∑Qtd : Tổng công suất tự dùng các nhà máy điện trong hệ thống. ∑Qdt : Tổng công suất phản kháng dự trữ của hệ thống. Tổng công suất phát ra của máy phát điện: ∑QF = ∑PF x tgφF ∑QF = 97,68 x tg(arccos0,8) = 73,26 (MVAr) Tổng phụ tải phản kháng của mạng điện có xét đến hệ số đồng thời: m∑Qpt = m (Qpt1+Qpt2+Qpt3+Qpt4 +Qpt5 +Qpt6) m∑Qpt = m (Ppt1.tgφpt1 + Ppt2 .tgφpt2 + Ppt3 .tgφpt3 + Ppt4 .tgφpt4 + Ppt5 .tgφpt5+ Ppt6 .tgφpt6) m∑Qpt = 0,8x [(20x1,02)+(19x0,75)+(18x1,02)+(16x0,75)+(17x0,75)+(21x0,88)] m∑Qpt = 76,992 (MVAr) Tổng tổn thất công suất phản kháng trên máy biến áp: Có thể ước lượng: ∑∆QB = (10%) ∑Spt ∑∆QB = ∑∆QB = = 14,69 (MVAr) Với mạng điện 110KV, tổng tổn thất công suất kháng trên cảm kháng đường dây bằng tổng công suất kháng do điện dung đường dây cao áp sinh ra. Trong thiết kế môn học này chỉ cân bằng từ thanh cái cao áp của nhà máy điện nên có thể bỏ qua Qtd và Qdt . ∑QF + Qbù ∑ = m∑Qpt + ∑ ∆QB Lượng công suất kháng cần bù: Qbù ∑ = m∑Qpt + ∑ ∆QB - ∑QF Qbù ∑ = 76,992 + 14,69 – 73,26 = 18,422 (MVAr) Do Qbù ∑ > 0 nên hệ thống cần đặt thêm thiết bị bù để cân bằng công suất kháng. 1.4. Tính toán bù sơ bộ công suất kháng: Tính toán bù sơ bộ công suất phản kháng theo nguyên tắc: bù ưu tiên cho các phụ tải ở xa, cosφ thấp. Công suất bù cho 6 phụ tải bằng tổng công suất Qbù ∑ đã tính ở trên . Qbi = Pi ( tgφi – tgφi ' ) sao cho ∑Qbi = Qbù ∑ . Sau đó tính công suất phụ tải Si' & cosφ’ sau khi bù với: (Si')2 = Pi2 + (Qi –Qbi)2 ; cosφ’ = Pi / Si' Vì vậy, ta lập được bảng số liệu phụ tải trước và sau khi bù sô bộ như sau : BẢNG SỐ LIỆU PHỤ TẢI SAU KHI BÙ SƠ BỘ : Bảng 1.1 Phụ tải P (MW) Q (MVAr) Cosφ Qb (MVAr) Q - Qb (MVAr) S' (MVA) Cosφ' 1 20 20,4 0,7 6,21 14,19 24,5 0,82 2 19 14,25 0,8 0 14,25 24 0,8 3 18 18,36 0,7 6,21 12,15 22 0,82 4 16 12 0,8 0 12 20 0,8 5 17 12,75 0,8 0 12,75 21 0,81 6 21 18,52 0,75 6 12,52 24 0,87 Tổng 111 96,28 18,42 77,86 Ta có: ∑Qbi = Qbù ∑ = 18,42 (MVAr) Số liệu phụ tải sau khi bù sơ bộ được dùng trong phần so sánh phương pháp chọn dây và chọn công suất máy biến áp. Trong phần sau của đồ án, khi tính toán chính xác lại sự phân bố thiết bị bù mà một phụ tải không được bù nhưng lại được bù sơ bộ ban đầu thì phải kiểm tra lại tiết diện dây và công suất máy biến áp đã chọn. CHƯƠNG 2 DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT Lựa chọn điện áp tải điện: Cấp điện áp tại điện phụ thuộc vào công suất và khoảng cách truyền tải. Dựa vào công thức Still để tìm điệnb áp tải điện U(kV): U = 4,34. Trong đó: P: Công suất truyền tải (kW) l : Khoảng cách truyền tải (km) Tính cho các phụ tải, ta được: Bảng điện áp Phụ tải P (kW) l (km) Upt (kV) N-1 20x103 31,62 81,38 N-2 19x103 72,85 84,25 N-3 18x103 31,62 77,59 N-4 16x103 53,98 76,41 N-5 17x103 31,62 75,62 N-6 21x103 44,72 84,68 Từ số liệu trên, ta chọn cấp điện áp 110kV: Udm = 110 kV Chọn sơ đồ nối dây của mạng điện: Sơ đồ nối dây mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố: số lượng, vị trí phụ tải, mức độ cung cấp điện liên tục của phụ tải, công tác vạch tuyến, sự phát triển của mạch điện. Theo vị trí nguồn và phụ tải, ta chia phụ tải thành 3 khu vực như sau: Đối với phụ tải khu vực I : phụ tải 5 và 6 yêu cầu cung cấp điện liên tục, sử dụng phương án mạch vòng kín (đề đã cho). Đối với phụ tải khu vực II : phụ tải 3, 4 không yêu cầu cung cấp điện liên tục, chỉ cần thiết lập đường dây đơn từ nguồn đến khu vực này (đề đã cho). Đối với phụ tải khu vực III : phụ tải 1 và 2 yêu cầu cung cấp điện liên tục, sử dụng 3 phương án . Do đó, ta phải lập phương án đi dây cho khu vực III, có 03 phương án đi dây như sau: Phương án a: Tải 1 và 2 mắc liên thông lộ kép Phương án b: Tải 1 và 2 mắc hình tia lộ kép Phương án c: Tải 1 và 2 mắc thành vòng kín Khu vực 2: tải 3 và 4 mắc liên thông lộ đơn Khu vực 3: tải 5 và 6 mắc thành vòng kính: Ở điện áp 110kV, Tmax = 5000 giờ (đề đã cho). Tra bảng 2.3 ta được mật độ dòng kinh tế jkt: jkt = 1,1 A/mm2 Đối với mạng truyền tải cao áp, chọn dây theo mật độ dòng kinh tế. Có rất nhiều phương pháp để chọn lựa dây dẫn, chẵn hạn như: Chọn theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép. Chọn theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép, đồng thời thỏa mãn điều kiện phí tổn kim loại ít nhất. Chọn theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép, đồng thời thỏa mãn điều kiện phí tổn thất công suất ít nhất. Chọn theo điều kiện phát nóng cho phép. Chọn theo điều kiện kinh tế. Mật độ kinh tế Jkt là số amper lớn nhất chạy trong 1 đơn vị tiết điện kinh tế của dây dẫn. Dây dẫn được chọn theo Jkt thì mạng điện vận hành kinh tế nhất. - Mật độ dòng kinh tế không phụ thuộc vào điện áp mạng điện. - Jkt tỷ lệ nghịch với điện trở suất. Nếu dây dẫn có điện trở suất bé thì Jkt lớn và ngược lại. Quy tắc Kelvin: khi dây dẫn có tiết diện tối ưu, phần giá cả phụ thuộc tiết điện dây dẫn bằng chi phí hiện thời hóa do tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong thời gian sống của đường dây. Điều kiện thỏa hiệp tối ưu: Tức là: Lấy đạo hàm theo Vt = V + Cp = A + BU + CLf + , ta được điều kiện tối ưu quy tắc Kelvin: K”.fop = Lúc này chọn dây dẫn thì sẽ thỏa mãn chi phi tính toán hàng năm là thấp nhất. Chọn tiết diện dây cho các phương án: Phương án a, khu vực 1: S1=20+j14,19 S2=17+j12,75 N 1 2 Dòng điện trên mỗi dây dẫn của từng đoạn dây: - Đoạn N-1: IN-1 =0,12667(KA)=126,67 (A) - Đoạn 1-2: I1-2 = 0,06232 (kA) = 62,32 (A) Tiết diện kinh tế của mỗi đoạn và chọn dây: Với Tmax = 5000 (giờ/năm) và mật độ dòng kinh tế jkt = 1,1 (A/mm2) - Đoạn N-1: => chọn dây AC-120 (tra PL 2.1) - Đoạn 1-2: => chọn dây AC-70 (tra PL 2.1) Chọn tiết diện tiêu chuẩn, với nhiệt độ môi trường xung quanh thực tế là 40oC và hệ số hiệu chỉnh k = 0,81. Kiểm tra điều kiện phát nóng lúc sự cố: Khi đứt 01 dây trên đường dây lộ kép, dây còn lại phải tải toàn bộ dòng điện phụ tải còn lại gọi là dòng điện cưỡng bức (Icb). Khi đó: Bảng dòng cho phép Đoạn Mã hiệu dây Dòng cho phép: Icp (A) Ghi chú N-1 AC-120 0,81 x360 = 291,6 Icp tra PL2.6 1-2 AC-70 0,81 x 275 = 222,75 Icp tra PL2.6 I1cb = 2 x 126,67 = 253,34 (A) < Icp = 291,6 (A) I2cb = 2 x 62,32 = 124,64 (A) < Icp = 222,75 (A) Số liệu: Với điện áp định mức 110kV và khoảng cách trương đương 5m và đường kính của dây dẫn, ta lập được bảng số liệu của phương án a, khu vực 1 như sau: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài l (km) ro (Ω/km) xo (Ω/km) bo (1/Ω.km) x10-6 R=ro.l (Ω) X=xo.l (Ω) Y=bo.l (1/Ω) 10-6 N-1 2 AC-120 31,62 0,135 0,211 5,37 4,27 6,67 169,8 2-4 2 AC-70 41,23 0,23 0,221 5,13 9,48 9,11 211,5 Ghi chú: ro: tra PL 2.1; xo: tra PL 2.3; bo: tra PL 2.4 Phương án b, khu vực 1: S1 = 20 + j14,19 I2 I1 2 1 N N S2 = 19 + j14,25 Dòng điện trên mỗi dây dẫn của từng đoạn dây: - Đoạn N-1: IN-1 = 0,06435 (kA) = 64,35 (A) - Đoạn N-2: I1-2 = 0,06232 (kA) = 62,32 (A) Tiết diện kinh tế của mỗi đoạn và chọn dây: Với Tmax = 5000 (giờ/năm) và mật độ dòng kinh tế jkt = 1,1 (A/mm2) - Đoạn N-1: => chọn dây AC-70 (tra PL 2.1) - Đoạn N-2: => chọn dây AC-70 (tra PL 2.1) Chọn tiết diệnn tiêu chuẩn, với nhiệt độ môi trường xung quanh thực tế là 40oC và hệ số hiệu chỉnh k = 0,81. Kiểm tra điều kiện phát nóng lúc sự cố: Khi đứt 01 dây trên đường dây lộ kép, dây còn lại phải tải toàn bộ dòng điện phụ tải còn lại gọi là dòng điện cưỡng bức (Icb). Khi đó: Bảng dòng cho phép Đoạn Mã hiệu dây Dòng cho phép: Icp (A) Ghi chú N-1 AC-70 0,81 x 275 = 222,75 Icp tra PL2.6 N-2 AC-70 0,81 x 275 = 222,75 Icp tra PL2.6 I1cb = 2 x 64,35 = 128,7 (A) < Icp = 222,75 (A) I2cb = 2 x 62,32 = 124,64 (A) < Icp = 222,75 (A) Số liệu: Với điện áp định mức 110kV và khoảng cách trương đương 5m và đường kính của dây dẫn, ta lập được bảng số liệu của phương án b, khu vực 1 như sau: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài l (km) ro (Ω/km) xo (Ω/km) bo (1/Ω.km) x10-6 R=ro.l (Ω) X=xo.l (Ω) Y=bo.l (1/Ω) 10-6 N-1 2 AC-70 31,62 0,23 0,221 5,13 7,27 6,98 162,2 N-2 2 AC-70 53,85 0,23 0,221 5,13 12,38 11,9 276,25 Ghi chú: ro: tra PL 2.1; xo: tra PL 2.3; bo: tra PL 2.4 Phương án c, khu vực 1: SN-1 S1-2 SN-2 1 2 L N-1 l1-2 lN-2 S1 = 20 + j14,19 S2 = 19 + j14,25 N N Phân bố công suất sơ bộ theo chiều dài: - Đoạn N-1: SN-1 = 23,08 + j16,7 (MVA) - Đoạn N-2: SN-2 = 17,8 + j13,15 (MVA) - Đoạn 1-2: S1-2 = S1- SN-1 = (20 + j14,19) – (23,08 + j16,7) S1-2 = 3,08 + j2,5 (MVA) Tiết diện kinh tế mỗi đoạn: Với Tmax = 5000 (giờ/năm) và mật độ dòng kinh tế jkt = 1,1 (A/mm2) - Đoạn N-1: =>chọn dây AC-150 (tra PL 2.1) - Đoạn N-2: =>chọn dây AC-120 (tra PL 2.1) - Đoạn 1-2: => chọn dây AC-70 (tra PL 2.1) Chọn tiết diệnn tiêu chuẩn, với nhiệt độ môi trường xung quanh thực tế là 40oC và hệ số hiệu chỉnh k = 0,81. Kiểm tra điều kiện phát nóng lúc sự cố: Bảng dòng cho phép Đoạn Mã hiệu dây Dòng cho phép: Icp (A) Ghi chú N-1 AC-150 0,81 x 445 = 360,45 Icp tra PL2.6 N-2 AC-120 0,81 x 360 = 219,6 Icp tra PL2.6 1-2 AC-70 0,81 x 275 = 222,75 Icp tra PL2.6 Trường hợp nặng nề nhất là đứt đoạn N-2, mạng trở thành mạng hở và dòng cưởng bức trên các đoạn còn lại là: - Đoạn N-1: I1cb = 0,25334 (kA) = 253,34 (A) < Icp = 360,45 (A) - Đoạn 1-2: I2cb = 0,12465 (kA) = 124,65 (A) < Icp = 222,75 (A) Số liệu: Với điện áp định mức 110kV và khoảng cách trương đương 5m và đường kính của dây dẫn, ta lập được bảng số liệu của phương án b, khu vực 1 như sau: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài l (km) ro (Ω/km) xo (Ω/km) bo (1/Ω.km) x10-6 R=ro.l (Ω) X=xo.l (Ω) Y=bo.l (1/Ω) 10-6 N-1 1 AC-150 31,62 0,21 0,415 2,735 6,64 13,12 86,48 N-2 1 AC-120 53,85 0,27 0,423 2,685 14,54 22,78 144,58 1-2 1 AC-70 41,23 0,46 0,442 2,565 18,96 18,22 105,75 Ghi chú: ro: tra PL 2.1; xo: tra PL 2.3; bo: tra PL 2.4 Phương án cho khu vực 2: 3 4 N 16 + j12 18 + j12,15 S3-4 SN-3 4 3 N Dòng điện trên mỗi dây dẫn của từng đoạn dây: - Đoạn N-3: IN-3 = 0,21888 (kA) = 218,88 (A) - Đoạn 3-4: I3-4 = 0,10497 (kA) = 104,97 (A) Tiết diện kinh tế của mỗi đoạn và chọn dây: Với Tmax = 5000 (giờ/năm) và mật độ dòng kinh tế jkt = 1,1 (A/mm2) - Đoạn N-3: => chọn dây AC-240 (tra PL 2.1) - Đoạn 3-4: => chọn dây AC-95 (tra PL 2.1) Chọn tiết diệnn tiêu chuẩn, với nhiệt độ môi trường xung quanh thực tế là 40oC và hệ số hiệu chỉnh k = 0,81. Kiểm tra điều kiện phát nóng lúc sự cố: Bảng dòng cho phép Đoạn Mã hiệu dây Dòng cho phép: Icp (A) Ghi chú N-3 AC-240 0,81 x 610 = 494,1 Icp tra PL2.6 3-4 AC-95 0,81 x 335 = 271,35 Icp tra PL2.6 Số liệu: Với điện áp định mức 110kV và khoảng cách trương đương 5m và đường kính của dây dẫn, ta lập được bảng số liệu của phương án cho khu vực 2 như sau: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài l (km) ro (Ω/km) xo (Ω/km) bo (1/Ω.km) x10-6 R=ro.l (Ω) X=xo.l (Ω) Y=bo.l (1/Ω) 10-6 N-3 1 AC-240 31,62 0,132 0,398 2,85 4,17 12,58 90,11 3-4 1 AC-95 22,36 0,33 0,422 2,63 7,38 9,43 58,8 Ghi chú: ro: tra PL 2.1; xo: tra PL 2.3; bo: tra PL 2.4 Phương án cho khu vực 3: N 5 6 S5 = 17 + j12,75 S6 = 21 + j12,52 N N 6 5 Phân bố công suất sơ bộ theo chiều dài: - Đoạn N-5: SN-5 = 20,72 + j14,2 (MVA) - Đoạn N-6: SN-6 = 17,28 + j11,07 (MVA) - Đoạn 5-6: S5-6 = S6 – SN-6 = (21 + j12,52) – (17,28 + j11,07) S5-6 = 3,72 + j1,45(MVA) Tiết diện kinh tế mỗi đoạn: Với Tmax = 5000 (giờ/năm) và mật độ dòng kinh tế jkt = 1,1 (A/mm2) - Đoạn N-5: => chọn dây AC-120 (tra PL 2.1) - Đoạn N-6: =>chọn dây AC-120(tra PL 2.1) - Đoạn 5-6: => chọn dây -70 (tra PL 2.1) Chọn tiết diệnn tiêu chuẩn, với nhiệt độ môi trường xung quanh thực tế là 40oC và hệ số hiệu chỉnh k = 0,81. Kiểm tra điều kiện phát nóng lúc sự cố: Bảng dòng cho phép Đoạn Mã hiệu dây Dòng cho phép: Icp (A) Ghi chú N-5 AC-120 0,81 x 360 = 219,6 Icp tra PL2.6 N-6 AC-120 0,81 x 360 = 219,6 Icp tra PL2.6 5-6 AC-70 0,81 x 275 = 222,75 Icp tra PL2.6 Trường hợp nặng nề nhất là đứt đoạn N-6, mạng trở thành mạng hở và dòng cưởng bức trên các đoạn còn lại là: - Đoạn N-5: IN-6cb = 0,23952 (kA) = 239,52 (A) < Icp = 360,45 (A) - Đoạn 6-5: I6-5cb = 0,11153 (kA) = 111,53 (A) < Icp = 222,75 (A) Số liệu: Với điện áp định mức 110kV và khoảng cách trương đương 5m và đường kính của dây dẫn, ta lập được bảng số liệu của phương án cho khu vực 3 như sau: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài l (km) ro (Ω/km) xo (Ω/km) bo (1/Ω.km) x10-6 R=ro.l (Ω) X=xo.l (Ω) Y=bo.l (1/Ω) 10-6 N-5 1 AC-120 31,62 0,27 0,423 2,69 8,54 13,38 85,06 N-6 1 AC-120 44,72 0,27 0,423 2,69 12,07 18,92 120,3 5-6 1 AC-70 31,62 0,46 0,442 2,565 14,54 13,97 81,1 Ghi chú: ro: tra PL 2.1; xo: tra PL 2.3; bo: tra PL 2.4 BẢNG SỐ LIỆU TỔNG TRỞ CÁC ĐƯỜNG DÂY Phương án Đường dây R=ro.l (Ω) X=xo.l (Ω) Y=bo.l (1/Ω) 10-6 a, khu vực 1 N-1 4,27 6,67 169,8 1-2 9,48 9,11 211,5 b, khu vực 1 N-1 7,27 6,98 162,2 N-2 12,38 11,9 276,25 C, khu vực 1 N-1 6,64 13,12 86,48 N-2 14,54 22,78 144,58 1-2 18,96 18,22 105,75 Khu vực 2 N-3 4,17 12,58 90,11 3-4 7,38 9,43 58,8 Khu vực 3 N-5 8,54 13,38 85,06 N-6 12,07 18,92 120,3 5-6 14,54 13,97 81,1 Tính toán tổn thất công suất: Phương án a, khu vực 1: Sơ đồ thay thế hình tia liên thông: R-1-2 + jX1-2 RN-1 + jXN-1 N 1 2 S2 S4 2 Y j 2 2 1 - Y j 2 1 - N Y j 2 1 - N Y j 1-2 2 Công suất cuối tổng trở của đoạn 1-2: S’’1-2 = 17 + j 11,77 (MVA) = P’’1-2 +jQ’’1-2 Tổn thất điện áp trên đoạn 1-2: ΔU1-2 = = 2,71 (kV) Phần trăm sụt áp trên đoạn 1-2: ΔU1-2% = = 2,46% Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn 1-2: ΔP1-2 = = 0,41 (MW) Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn 1-2: ΔQ1-2 = = 0,39 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của đoạn 1-2: S’1-2 = S’’1-2 + (ΔP1-2 + jΔQ1-2) = (19 + j12,97) + (0,41 + j0,39) S’1-2 = 19,41 + j13,36(MVA) Công suất ở đầu đoạn 1-2: S1-2 = S’1-2 - x U2đm = S1-2 = 19,41 + j12,08 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở của đoạn N-1: S’’N-1 = 39,41 + j 25,24 (MVA) = P’’N-1 +jQ’’N-1 Tổn thất điện áp trên đoạn N-1: ΔUN-1 = = 3,06 (kV) Phần trăm sụt áp trên đoạn N-1: ΔUN-1% = = 2,78% Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-1: ΔPN-1 = = 0,77(MW) Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn N-1: ΔQN-1 = = 1,2 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của đoạn N-1: S’N-1 = S’’N-1 + (ΔPN-1 + jΔQN-1) = (39,41 + j25,24) + (0,77 + j1,2) S’N-1 = 40,18 + j26,44 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-1 cũng là công suất của nguồn cung cấp cho toàn đường dây: SN-1 = S’N-1 - x U2đm = SN-1 = 40,18 + j25,41 (MVA) Sụt áp trên toàn đường dây: ΔUN-1-2% = ΔUN-1% + ΔU1-2% = 2,78% + 2,46% = 5,25% Phương án b, khu vực 1: Xét đoạn N-1: RN-1 + jXN-1 N 1 S1 2 1 - N Y j 2 1 - N Y j Sơ đồ thay thế đoạn N-1: Công suất cuối tổng trở của đoạn N-1: S’’N-1 =20 + j 13,2 (MVA) = P’’N-1 +jQ’’N-1 Tổn thất điện áp trên đoạn N-1: ΔUN-1 = = 2,16(kV) Phần trăm sụt áp trên đoạn N-1 cũng là trên toàn đường dây: ΔUN-1% = = 1,96% Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-1: ΔPN-1 = = 0,34 (MW) Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn N-1: ΔQN-1 = = 0,33 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của đoạn N-1: S’N-1 = S’’N-1 + (ΔPN-1 + jΔQN-1) = (20 + j13,2) + (0,34 + j0,33) S’N-1 = 20,34 + j13,53(MVA) Công suất ở đầu đoạn N-1 cũng là công suất của nguồn cung cấp cho toàn đường dây: SN-1 = S’N-1 - x U2đm = SN-1 = 20,34 + j12,55 (MVA) RN-2+ jXN-2 Xét đoạn N-2: 2 N S2 2 2 - N Y j 2 2 - N Y j Công suất cuối tổng trở của đoạn N-2: S’’N-2 =19 + j 12,58 (MVA) = P’’N-2 +jQ’’N-2 Tổn thất điện áp trên đoạn N-2: ΔUN-2 = = 3,49 (kV) Phần trăm sụt áp trên đoạn N-2 cũng là trên toàn đường dây: ΔUN-2% = = 3,17% Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-2: ΔPN-2 = = 0,53 (MW) Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn N-2: ΔQN-2 = = 0,51 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của đoạn N-2: S’N-2 = S’’N-2 + (ΔPN-2 + jΔQN-2) = (19 + j12,58) + (0,53 + j0,51) S’N-2 = 19,18 + j12,82 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-2: SN-2 = S’N-2 - x U2đm = SN-2 = 19,18 + j11,15 (MVA) Phương án c, khu vực 1: S2 S1 N -jΔQC1 -jΔQC1 -jΔQC1-2 -jΔQC1-2 -jΔQC2 -jΔQC2 S’1 S’2 Z2-4 S2-1 SN-2 SN-1 N 2 1 S’1 S’2 Z2 Z1 S2-1 SN-2 SN-1 Z1-2 Sơ đồ phụ tải tính toán: Công suất do phân nữa điện dung của đường dây sinh ra: Công suất tính toán ở các nút 1 và 2: S’1 = S1 - jΔQC1 - jΔQC1-2 = 20 + j14,19 – j0,52 – j0,64 = 20 + j13,03 (MVA) S’2 = S2 - jΔQC2 - jΔQC1-2 = 19 + j14,25 – j0,87 – j0,64 = 19 + j12,74 (MVA) Áp dụng phân bố công suất gần đúng theo tổng trở để tính dòng công suất trên đường dây nối với nguồn: Kiểm tra kết quả: SN-1 + SN-2 = S’1 + S’2 Suy ra công suất trên đoạn 2-1 theo chiều giả thuyết S2-1 = SN-2 - S’2 = 19 +j14,25 – (15,82 + j10,24) = 3,18 + j4,01 (MVA) => công suất theo chiều 2 → 1 N N 1 1 2 SN-1 S2-1 SN-2 S’1 S2 Điểm phân công suất tại nút số 1: Tính tổn thất công suất ở hai đoạn: N-1 và N-2-1: Đoạn N-1: Công suất cuối tổng trở của đoạn N-1: S’’N-1 =20 + j 13,66 (MVA) = P’’N-1 +jQ’’N-1 Tổn thất điện áp trên đoạn N-2: ΔUN-1 = = 2,83 (kV) Phần trăm sụt áp trên đoạn N-1: ΔUN-1% = = 2,57% Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-1: ΔPN-1 = = 0,32 (MW) Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn N-1: ΔQN-1 = = 0,63 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của đoạn N-1: S’N-1 = S’’N-1 + (ΔPN-1 + jΔQN-1) = (20 + j13,66) + (0,32 + j0,63) S’N-1 = 20,32 + j14,29 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-1 : SN-1 = S’N-1 - x U2đm = SN-1 = 20,32 + j13,76 (MVA) Đoạn N-2-1: Công suất cuối tổng trở của đoạn 4-2: S’’2-1 = 3,18 + j3,37 (MVA) = P’’2-1 +jQ’’2-1 Tổn thất điện áp trên đoạn 2-1: ΔU2-1 = = 1,1 (kV) Phần trăm sụt áp trên đoạn 2-1: ΔU2-1% = = 1% Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn 2-1: ΔP2-1 = = 0,033 (MW) Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn 2-1: ΔQ2-1 = = 0,032 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của đoạn 2-1: S’2-1 = S’’2-1 + (ΔP2-1 + Jδq2-1) = (3,18 + j3,37) + (0,33 + j0,32) S’2-1 = 3,21 + j3,4 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 2-1: S2-1 = S’2-1 - x U2đm = S2-1 = 3,2 + j2,76 (MVA) Công suất cuối tổng trở của đoạn N-2: S’’N-2 =19 + j 13,37 (MVA) = P’’N-1 +jQ’’N-1 Tổn thất điện áp trên đoạn N-2: ΔUN-2 = = 5,28 (kV) Phần trăm sụt áp trên đoạn N-2: ΔUN-2% = = 4,8% Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-2: ΔPN-2 = = 0,65 (MW) Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn N-2: ΔQN-2 = = 1,02 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của đoạn N-2: S’N-2 = S’’N-2 + (ΔPN-2 + jΔQN-2) = (19 + j13,37) + (0,65 + j1,02) S’N-2 = 19,65 + j14,39 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-2: SN-2 = S’N-2 - x U2đm = SN-2 = 19,65 + j13,5 (MVA) Sụt áp trên toàn đường dây: ΔUN-2-1% = ΔUN-2% + ΔU2-1% = 4,8% + 9,47% = 14,27% Phương án khu vực 2: Sơ đồ thay thế hình tia liên thông: R-3-4 + jX3-4 N 3 4 RN-3 + jXN-3 S3 S4 2 4 5 - Y j 2 4 3 - Y j Công suất cuối tổng trở của đoạn 3-4: S’’3-4 = 16 + j 11,64 (MVA) = P’’3-4 +jQ’’3-4 Tổn thất điện áp trên đoạn 3-4: ΔU3-4 = = 2,09 (kV) Phần trăm sụt áp trên đoạn 3-4: ΔU3-4% = = 1,9% Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn 3-4: ΔP3-4 = = 0,23 (MW) Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn 3-4: ΔQ3-4 = = 0,3 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của đoạn 3-4: S’3-4 = S’’3-4 + (ΔP3-4 + jΔQ3-4) = (16 + j11,64) + (0,23 + j0,3) S’3-4 = 16,23 + j11,94 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 3-4: S3-4 = S’3-4 - x U2đm = S3-4= 16,23 + j11,58 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở của đoạn N-3: S’’N-3 = 34,23 + j 23,18 (MVA) = P’’N-3 +jQ’’N-3 Tổn thất điện áp trên đoạn N-3: ΔUN-3 = = 3,95 (kV) Phần trăm sụt áp trên đoạn N-3: ΔUN-3% = = 3,59% Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-3: ΔPN-3 = = 0,59 (MW) Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn N-3: ΔQN-3 = = 1,78 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của đoạn N-3: S’N-3 = S’’N-3 + (ΔPN-3 + jΔQN-3) = (34,23 + j23,18) + (0,59 + j1,78) S’N-3 = 34,82 + j24,96 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-3 cũng là công suất của nguồn cung cấp cho toàn đường dây: SN-3 = S’N-3 - x U2đm = SN-3 = 34,82 + j24,41 (MVA) Sụt áp trên toàn đường dây: ΔUN-3-4% = ΔUN-3% + ΔU3-4% = 3,59% + 1,9% = 5,49% S6 S5 N -jΔQC5 -jΔQC5 -jΔQC5-6 -jΔQC5-6 -jΔQC6 -jΔQC6 S’6 S’6 S5-6 SN-5 SN-5 Phương án khu vực 3: Sơ đồ phụ tải tính toán: S’5 S’6 N SN-5 SN-6 S5-6 SB18,88= (MVA) = 18882 (kVA), 4 1 6 Công suất do phân nữa điện dung của đường dây sinh ra: Công suất tính toán ở các nút 5 và 6: S’5 = S5 - jΔQC5 - jΔQC5-6 = 17 + j12,75 – j0,51 – j0,49 = 17 + j11,75 (MVA) S’6 = S6 - jΔQC6 - jΔQC1-6 = 21 + j12,52 – j0,73 – j0,49 = 21 + j11,3 (MVA) Áp dụng phân bố công suất gần đúng theo tổng trở để tính dòng công suất trên đường dây nối với nguồn: Kiểm tra kết quả: SN-5 + SN-6 = S’5 + S’4 Suy ra công suất trên đoạn 5-6 theo chiều giả thuyết S5-6 = SN-5 - S’5 = 20,55 +j12,62 – (17 + j11,75) = 3,55 – j0,87 (MVA) Điểm phân công suất tại nút số 6: 5 6 6 S5 S5-6 SN-6 N N S’5 S’6 Tính tổn thất công suất ở hai đoạn: N-6 và N-5-6: Đoạn N-6: Công suất cuối tổng trở của đoạn N-6: S’’N-6 =21 + j 11,79 (MVA) = P’’N-6 +jQ’’N-6 Tổn thất điện áp trên đoạn N-6: ΔUN-6 = = 4,3 (kV) Phần trăm sụt áp trên đoạn N-6: ΔUN-6% = = 3,9% Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-6: ΔPN-6 = = 0,57 (MW) Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn N-6: ΔQN-6 = = 0,9 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của đoạn N-6: S’N-6 = S’’N-6 + (ΔPN-6 + jΔQN-6) = (21 + j11,79) + (0,57 + j0,9) S’N-6 = 21,57 + j12,69 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-6: SN-6 = S’N-6 - x U2đm = SN-6 = 21,57 + j11,96 (MVA) Đoạn N-5-6: Công suất cuối tổng trở của đoạn 5-6: S’’5-6 = 3,55 – j0,38 (MVA) = P’’5-6 +jQ’’5-6 Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6 = = 0,55 (kV) Phần trăm sụt áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6% = = 0,5% Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn 5-6: ΔP5-6 = = 0,16 (MW) Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn 5-6: ΔQ5-6 = = 0,15 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của đoạn 5-6: S’5-6 = S’’5-6 + (ΔP5-6 + jΔQ5-6) = (3,55 – j0,38) + (0,16 + j0,15) S’5-6 = 3,56 – j0,39 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 5-6: S5-6 = S’5-6 - x U2đm = S5-6 = 3,56 – j0,1 (MVA) Công suất cuối tổng trở của đoạn N-5: S’’N-5 =3,56 – j0,34 (MVA) = P’’N-1 +jQ’’N-1 Tổn thất điện áp trên đoạn N-5: ΔUN-5 = = 0,32 (kV) Phần trăm sụt áp trên đoạn N-5: ΔUN-5% = = 0,29% Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-5: ΔPN-5 = = 0,009 (MW) Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn N-5: ΔQN-5 = = 0,014 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của đoạn N-5: S’N-5 = S’’N-5 + (ΔPN-5 + jΔQN-5) = (3,56 – j0,34) + (0,009 + j0,014) S’N-1 = 3,57 – j0,35 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-5: SN-5 = S’N-5 - x U2đm = SN-5 = 0,57 – j0,16 (MVA) Sụt áp trên toàn đường dây: ΔUN-5-6% = ΔUN-5% + ΔU5-6% = 0,29% + 0,5% = 0,79% Các bảng số liệu tính toán: Khu vực 1: Bảng tổn thất công suất tác dụng và phần trăm sụt áp của phương án a: STT Đường dây Tổn thất công suất tác dụng ΔP (MW) Phần trăm sụt áp ΔU (%) 1 N-1 0,77 2,78 2 1-2 0,41 2,46 TỔNG 1,18 5,24 Bảng tổn thất công suất tác dụng và phần trăm sụt áp của phương án b: STT Đường dây Tổn thất công suất tác dụng ΔP (MW) Phần trăm sụt áp ΔU (%) 1 N-1 0,34 1,96 2 N-2 0,53 3,17 TỔNG 0,87 5,13 Bảng tổn thất công suất tác dụng và phần trăm sụt áp của phương án c: STT Đường dây Tổn thất công suất tác dụng ΔP (MW) Phần trăm sụt áp ΔU (%) 1 N-1 0,32 2,57 2 N1-2 0,03 1 3 N-2 0,65 4,8 TỔNG 1 8,37 Khu vực 2: Bảng tổn thất công suất tác dụng và phần trăm sụt áp của khu vực 2: STT Đường dây Tổn thất công suất tác dụng ΔP (MW) Phần trăm sụt áp ΔU (%) 1 N-6 0,59 3,59 2 3-4 0,23 1,9 TỔNG 0,82 5,49 Khu vực 3: Bảng tổn thất công suất tác dụng và phần trăm sụt áp của khu vực 3: STT Đường dây Tổn thất công suất tác dụng ΔP (MW) Phần trăm sụt áp ΔU (%) 1 N-6 0,57 3,9 2 N-5-6 0,016 0,5 3 N-5 0,009 0,29 TỔNG 0,595 4,69 Bảng tổn thất công suất tác dụng và phần trăm sụt áp của cả 5 phương án: STT Phương án ΣΔP (MW) ΣΔU (%) 1 a, khu vực 1 1,18 5,24 2 b, khu vực 1 0,87 5,13 3 c, khu vực 1 1 8,37 4 Khu vực 2 0,82 5,49 5 Khu vực 3 0,595 4,69 Chọn số bát sứ: Đường dây cao áp trên không dùng chuỗi sứ treo ở các trụ trung gian và chuỗi sứ căng tại các trụ dừng giữa, trụ néo góc và trụ cuối. Điện áp phân bố trên các chuỗi sứ không đều nhau do có điện dung phân bố giữa các bát sứ của các bát sứ với kết cấu xà, trụ điện. Điện áp phân bố lớn nhất trên bát sứ gần dây dẫn nhất (sứ số 1). Chuỗi sứ đường dây 110kV gồm 8 bát sứ. Theo đồ thị điện áp e1 trên chuỗi thứ nhất có treo với dây dẫn bằng khoảng 21% điện áp E giữa dây và đất (E = Uđm) hay: Hiệu suất chuỗi sứ: n : số bát trong chuỗi sứ Chỉ tiêu về công suất kháng điện do điện dung đường dây: Điện trở đặc tính hay điện trở xung của đường dây: RC = () Công suất tự nhiên hay phụ tải điện trở xung SIL: SIL = (MW) (Uđm tính bằng kV) Công suất kháng do điện dung đường dây phát lên: QC (Km) = (MVAr) Chỉ tiêu kinh tế là: QC (km) 0,125.SIL Bảng tính toán cho 05 phương án như sau: Phương án Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) x0 W/km b0 W-1/km x10-6 RC W YC=b0.l 1/W x10-5 QC MVAr 0,125.SIL a, KV1 N-2 2 AC-120 28,28 0,211 5,37 0,198 151,86 6,498 7,638 2-4 2 AC-70 31,62 0,221 5,13 0,207 162,21 6,207 7,306 b, KV1 N-2 2 AC-70 28,28 0,215 5,26 0,202 148,75 6,364 7,487 N-4 2 AC-70 31,62 0,215 5,26 0,202 148,75 6,364 7,487 c, KV1 N-2 1 AC-150 28,28 0,415 2,735 0,389 77,35 2,874 3,888 N-4 1 AC-120 31,62 0,423 2,685 0,397 84,90 3,249 3,809 2-4 1 AC-70 31,62 0,442 2,565 0,415 81,11 3,104 3,664 KV2 N-3 1 AC-185 36,06 0,408 2,79 0,382 100,61 3,376 6,123 3-5 1 AC-120 22,36 0,423 2,69 0,397 60,15 3,255 3,809 KV3 N-1 1 AC-120 31,62 0,423 2,685 0,397 84,90 3,249 3,809 N-6 1 AC-150 31,62 0,415 2,735 0,389 86,48 2,874 3,888 1-6 1 AC-70 28,28 0,442 2,565 0,415 72,54 3,104 3,664 Vậy các đường dây đã chọn trên đạt yêu cầu. Tổn hao vầng quang: Vầng quang điện xảy ra khi điện trường quanh bề mặt dây dẫn vượt quá sức bền về điện của không khí khoảng 21kV (hiệu dụng)/cm. Ở điện trường này không khí bị ion hoá mạnh và độ bền về điện của nó ở vùng quanh dây dẫn xem như bị triệt tiêu, vùng không khí đó coi như dẫn điện, điều này làm dây dẫn trở nên có điện trở lớn. Do đó, tổn hao đường dây bị tăng lên. Vầng quang điện xuất hiện thành các vầng sáng xanh quanh dây dẫn, nhất là ở chỗ bề mặt dây dẫn bị sù sì và đồng thời có tiếng ồn và tạo ra khí ozone, và nếu không khí bị ẩm thì phát sinh khí axit nitơ ; ozon và axit nitơ ăn mòn kim loại và vật liệu cách điện. Điện áp tới hạn phát sinh vầng quang: U0 =21,1.m0..r.2,303.log, kV hiệu dụng pha đến trung tính. Trong đó: m0 : hệ số dạng của bề mặt dây δ : thừa số mật độ của không khí  δ = , δ » 1 b : áp suất không khí, cm/hg, b=76 cm/hg t : nhiệt độ, t =25 0C r : bán kính dây dẫn (cm) D : khoảng cách trung bình giữa các pha (cm) U : điện áp vận hành pha (kV) Bảng tính toán cho 05 phương án như sau : Phương án Đường dây Mã hiệu dây D (cm) d (cm) r (cm) m0 U(kV) U0(kV) a, KV1 N-2 AC-120 1 500 1,52 0,76 1 110/ 104,08 2-4 AC-70 500 1,14 0,57 110/ 81,52 b, KV1 N-2 AC-70 500 1,14 0,57 110/ 81,52 N-4 AC-70 500 1,14 0,57 c, KV1 N-2 AC-150 500 1,70 0,85 110/ 81,52 N-4 AC-120 500 1,52 0,76 110/ 114,39 2-4 AC-70 500 1,14 0,57 KV2 N-3 AC-185 500 1,9 0,95 110/ 104,08 3-5 AC-120 500 1,52 0,76 110/ 81,52 KV3 N-1 AC-120 500 1,52 0,76 110/ 125,62 N-6 AC-150 500 1,70 0,85 1-6 AC-70 500 1,14 0,57 110/ 104,08 110/ 104,08 110/ 114,39 110/ 81,52 Điện áp vận hành U < điện áp tới hạn U0 do đó không có tổn thất vầng quang CHƯƠNG 3 SO SÁNH PHƯƠNG ÁN VỀ KINH TẾ 3.1. Nội dung: So sánh các phương án về mặt kỹ thuật về mặt kinh tế. Khi so sánh các phương án này, sơ đồ nối dây chưa đề cập đến các trạm biến áp, coi các trạm biến áp ở các phương án là giống nhau. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hằng năm là ít nhất. Khi phân chia mạng điện thành nhiều khu vực riêng biệt, tiến hành so sánh phương án cho từng khu vực. Cuối cùng ghép các phương án tối ưu của mỗi khu vực để có phương án tổng thể của toàn mạng điện. 3.2. Tính toán: Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về kinh tế là phí tổn tính toán hàng năm là ít nhất. Phí tổn tính toán hàng năm cho mỗi phương án được tính theo biểu thức Z = (avh + atc).K +c.DA Trong đó: K : Vốn đầu tư của mạng điện avh : Hệ số vận hành, sửa chữa, phục vụ mạng điện avh = 4% = 0,04 atc : Hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ atc = 0,2 c : Tiền 1 kW điện năng c = 0,05$/kWh = 50$/MWh DA : Tổn thất điện năng DA = DPS .t t : Thời gian tổn thất công suất cực đại (giờ/năm) (với Tmax=5000 giờ/năm) Bảng chi phí đầu tư của phưong án a, khu vực 1 Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1 km đường dây (103 $) Tiền đầu tư toàn đường dây(103 $) N-1 2 AC-120 31,62 29 916,98 1-2 2 AC-70 41,23 27 1113,21 Tổng chi phí đầu tư đường dây: Ka = 2030,19 x 103$ Tổn thất điện năng: DAa = DPSa .t = 1,18 x 3411 = 4024,98 (MWh) Phí tổn tính toán hàng năm cho phương án a, khu vực 1: Z = (avh + atc).Ka +c.DAa = (0,04 + 0,2) x 2030,19x103 + 4024,98 = 0,68x106 $ Khối lượng kim loại màu của phương án a, khu vực 1: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) Khối lượng (kg/km/pha) Khối lượng 3 pha (tấn)) N-1 2 AC-120 31,62 492 93,342 1-2 2 AC-70 41,23 275 68,029 TỔNG 161,371 Bảng chi phí đầu tư của phưong án b, khu vực 1: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1 km đường dây (103 $) Tiền đầu tư toàn đường dây(103 $) N-1 2 AC-70 31,62 27 853,74 N-2 2 AC-70 53,85 27 1453,95 Tổng chi phí đầu tư đường dây: Kb = 2307,69 x 103$ Tổn thất điện năng: DAb = DPSb .t = 0,87 x 3411 = 2967,57 (MWh) Phí tổn tính toán hàng năm cho phương án b, khu vực 1: Z = (avh + atc).Kb +c.DAb = (0,04 + 0,2) x 2307,69x103 + 50x 2967,57 = 0,7 x106 $ Khối lượng kim loại màu của phương án b, khu vực 1: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) Khối lượng (kg/km/pha) Khối lượng 3 pha (tấn)) N-1 2 AC-70 31,62 275 52,173 1-2 2 AC-70 53,85 275 88,852 TỔNG 141,025 Bảng chi phí đầu tư của phưong án c, khu vực 1: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1 km đường dây (103 $) Tiền đầu tư toàn đường dây(103 $) N-1 1 AC-150 31,62 17,3 547,026 N-2 1 AC-120 53,85 16,7 899,295 1-2 1 AC-70 41,23 15,4 634,942 Tổng chi phí đầu tư đường dây: Kc = 2081,263 x 103$ Tổn thất điện năng: DAc = DPSc .t = 1 x 3411 = 3411 (MWh) Phí tổn tính toán hàng năm cho phương án c, khu vực 1: Z = (avh + atc).Kc +c.DAc = (0,04 + 0,2) x 2081,263 x103 + 50x3411 = 0,67x106 $ Khối lượng kim loại màu của phương án c, khu vực 1: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) Khối lượng (kg/km/pha) Khối lượng 3 pha (tấn)) N-5 1 AC-150 31,62 617 58,528 N-6 1 AC-120 53,85 492 79,482 5-6 1 AC-70 41,23 275 34,014 TỔNG 172,024 Bảng chi phí đầu tư của phưong án khu vực 2: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1 km đường dây (103 $) Tiền đầu tư toàn đường dây(103 $) N-3 1 AC-240 31,62 19,2 607,104 3-5 1 AC-95 22,36 16 357,76 Tổng chi phí đầu tư đường dây: K2 = 964,864 x 103$ Tổn thất điện năng: DA2 = DPS2 .t = 0,82 x 3411 = 2797,02 (MWh) Phí tổn tính toán hàng năm cho phương án khu vực 2: Z = (avh + atc).K2 +c.DA2 = (0,04 + 0,2) x 964,864x103 + 50x2797,02 = 0,37x106 $ Khối lượng kim loại màu của phương án khu vực 2: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) Khối lượng (kg/km/pha) Khối lượng 3 pha (tấn)) N-3 1 AC-240 31,62 997 94,575 3-4 1 AC-95 22,36 386 25,892 TỔNG 120,467 Bảng chi phí đầu tư của phưong án khu vực 3: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1 km đường dây (103 $) Tiền đầu tư toàn đường dây(103 $) N-5 1 AC-120 31,62 16,7 528,054 N-6 1 AC-120 44,72 16,7 746,824 5-6 1 AC-70 31,62 15,4 486,948 Tổng chi phí đầu tư đường dây: K3 = 1761,826 x 103$ Tổn thất điện năng: DA3 = DPS3 .t = 0,595 x 3411 = 2029,545 (MWh) Phí tổn tính toán hàng năm cho phương án khu vực 3: Z = (avh + atc).K3 +c.DA3 = (0,04 + 0,2) x 1761,826x103 + 50x2029,545 = 0,5x106 $ Khối lượng kim loại màu của phương án khu vực 3: Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) Khối lượng (kg/km/pha) Khối lượng 3 pha (tấn)) N-5 1 AC-120 31,62 492 46,671 N-6 1 AC-120 44,72 492 66,006 5-6 1 AC-70 31,62 275 26,086 TỔNG 138,763 Ghi chú: Giá tiền đầu tư 1 km đường dây cho 4 phương án tra trong PL3.1. Khối lượng kim loại màu tra trong PL2.1. 3.3. Bảng tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế của 03 khu vực: Khu vực 1: Chỉ tiêu Đơn vị Phương án a b c Vốn đầu tư K x103$ 2030,19 2307,69 2081,263 Tổn thất điện năng DA MWh 4024,98 2967,57 3411 DU% lớn nhất % 5,24 5,13 8,37 Kim loại màu sử dụng Tấn 161,371 141,025 172,024 Phí tổn tính toán Z x106$ 0,68 0,7 0,67 Căn cứ vào số liệu tính toán ta chọn phương án a Khu vực 2: Chỉ tiêu Đơn vị Phương án KV2 Vốn đầu tư K x103$ 964,864 Tổn thất điện năng DA MWh 2797,02 DU% lớn nhất % 5,49 Kim loại màu sử dụng Tấn 120,467 Phí tổn tính toán Z x106$ 0,37 Khu vực 3: Chỉ tiêu Đơn vị Phương án KV3 Vốn đầu tư K x103$ 1761,826 Tổn thất điện năng DA MWh 2029,545 DU% lớn nhất % 4,69 Kim loại màu sử dụng Tấn 138,763 Phí tổn tính toán Z x106$ 0,5 CHƯƠNG 4 SƠ ĐỒ NỐI DÂY CHI TIẾT CHO MẠNG ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP 4.1. Nội dung: Kiểu máy biến áp: Chọn loại máy biến áp ba pha hai dây quấn. Số lượng máy biến áp: Phụ tải 1,2, 5, 6 yêu cầu cung cấp điện liên tục vì vậy chọn trạm có hai máy biến áp. Phụ tải 3, 4 không yêu cầu cung cấp liên tục chọn trạm có một máy biến áp. Công suất máy biến áp: * Đối với trạm có một máy biến áp, chọn sơ bộ công suất của máy biến áp theo điều kiện: SđmB ³ Sphụ tải max * Đối với trạm có hai máy biến áp: Cho phép một máy biến áp quá tải sự cố 1,4 lần khi sự cố một máy biến áp (thời gian không quá 5 giờ trong một ngày đêm và trong 5 ngày liên tiếp): Ssc : công suất phải cung cấp khi sự cố một máy biến áp, nếu không cắt bớt phụ tải thì Ssc = Sphụ tải max 4.2. Chọn số lượng và công suất của máy biến áp trong trạm giảm áp: 4.2.1 Phụ tải 1: Yêu cầu cung cấp điện liên tục nên chọn trạm có 02 máy biến áp. Công suất của máy biến áp: = 17,5 (MVA) Tra PL4.1, chọn SđmB = 20.000 (kVA), kiểu T II-20.000/35 4.2.2. Phụ tải 2: Yêu cầu cung cấp điện liên tục nên chọn trạm có 02 máy biến áp. Công suất của máy biến áp: = 17,14 (MVA) SđmB = 18,75 (MVA) = 18750 (KVA) Tra PL4.1, chọn SđmB = 20.000 (kVA), kiểu T II-20.000/35 4.2.3. Phụ tải 3: Yêu cầu không cung cấp điện liên tục nên chọn trạm có 01 máy biến áp. Công suất của máy biến áp: = 22 (MVA) Tra PL4.1, chọn SđmB = 31,500 (kVA), kiểu T II-31,500/35 4.2.4. Phụ tải 4: Yêu cầu cung cấp điện liên tục nên chọn trạm có 02 máy biến áp. Công suất của máy biến áp: = 15 (MVA) Tra PL4.1, chọn SđmB = 15000 (kVA), kiểu T II-15000/35 4.2.5. Phụ tải 4: Yêu cầu không cung cấp điện liên tục nên chọn trạm có 01 máy biến áp. Công suất của máy biến áp: = 20 (MVA) Tra PL4.1, chọn SđmB = 20000 (kVA), kiểu T II-2000/35 4.2.6. Phụ tải 6: Yêu cầu cung cấp điện liên tục nên chọn trạm có 02 máy biến áp. Công suất của máy biến áp: = 17,14 (MVA) Tra PL4.1, chọn SđmB = 20.000 (kVA), kiểu T II-20.000/35 4.3. Các thông số của máy biến áp: Các công thức tính toán thông số của máy biến áp: Công thức tính điện trở: Công thức tính tổng trở: Công thức tính điện kháng: Tổn thất công suất tác dụng trong sắt của máy biến áp: Tổn thất công suất kháng trong sắt của máy biến áp: Tổn thất công suất tác dụng trong đồng của máy biến áp: Tổn thất công suất kháng trong đồng của máy biến áp: Trong đó: (DPN - kW Uđm - kV Sđm - kVA) Tổn hao DPcu và DQcu khi máy biến áp mang tải khác định mức tỷ lệ với bình phương công suất (S2) tải qua máy, trong khi tổn thất công suất trong lõi sắt DPfe và DQfe coi như không đổi. Bảng tính tổng trở và tổn thất sắt của một máy biến áp trong trạm Trạm biến áp Số lượng Sđm B (kVA) Uđm (kV) ΔPN (kW) UN% ΔPFe (kW) i0% RB (Ω) ZB (Ω) XB (Ω) ΔQFe (kVAr) 1 2 20.000 110 148 8 48 2,5 4,48 48,4 48,59 500 2 2 20.000 110 148 8 48 2,5 4,48 48,4 48,59 500 3 1 20.000 110 148 8 48 2,5 4,48 48,4 48,59 500 4 1 15.000 110 133 10,5 50 3,5 7,15 84,7 84,4 525 5 2 20.000 110 180 8 73 2 2,2 30,7 30,62 630 6 2 31.500 110 148 8 48 2,5 4,48 48,4 48,59 500 Tổng trở tương đương và tổn thất sắt của trạm biến áp Trạm biến áp Số máy biến áp RB (Ω) XB (Ω) ΔPFe (kW) ΔQFe (kVAr) 1 2 2,24 24,295 96 1000 2 2 2,24 24,295 96 1000 3 1 4,48 48,59 48 500 4 2 1,1 15,31 100 1050 5 1 2,2 30,62 73 630 6 2 2,24 24,295 96 1000 CHƯƠNG 5 XÁC ĐỊNH DUNG LƯỢNG BÙ KINH TẾ VÀ GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 5.1. Nội dung: - Công tác chống tổn thất được tiến hành thông qua việc phân tích tổn thất trong hệ thống điện, thiết lập các biện pháp phòng chống tổn thất và đánh giá tác dụng của các biện pháp này. - Các biện pháp giảm tổn thất điện năng: * Chống tổn thất thông qua cải tạo lưới điện: Phát triển trục hệ thống truyền tải. Xây dựng các nhà máy và các trạm ở các trung tâm phụ tải. Đơn giản hoá các cấp điện áp. Thay các đường dây phân phối trung áp và hạ áp và biến đổi hệ thống phân phối một pha thành ba pha. Đặt tụ bù để nâng cao cosφ đường dây: Hệ số công suất thấp gây ra bởi các phụ tải động cơ cảm ứng, cùng với tính cảm của đường dây. Điều này gây ra sụt áp lớn và tổn thất điện năng nhiều hơn trên đường dây. Tụ điện bù ngang trên đường dây được dùng ở những nơi cần điều chỉnh cosφ cao hơn trên cơ sở của việc đo hệ số công suất trên đường dây phân phối. Giảm tổn thất trong các máy biến áp phân phối. * Chống tổn thất thông qua cải thiện điều kiện về vận hành. * Công tác giảm tổn thất đối với tổn thất phi kỹ thuật. 5.2. Tính toán bù kinh tế: Các giả thiết và điều kiện: Dùng công suất kháng của phụ tải trước khi bù. (Bảng 1.1 - Chương 1) Không xét đến tổn thất công suất tác dụng do P gây ra. Không xét tới tổn thất trong sắt của máy biến áp và công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra. Chỉ xét sơ đồ điện trở đường dây và máy biến áp. 5.2.1. Phí tổn tính toán của mạng khi đặt thiết bị bù: Chi phí tính toán cho bởi: Z = Z1 + Z2 + Z3 Trong đó: Z1 : phí tổn hàng năm do đầu tư vào thiết bị bù Qb. Z1 = (avh + atc)×k0×Qb avh: hệ số vận hành của thiết bị bù avh = 0,1 atc : hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ atc = 0,125 k0 : giá tiền một đơn vị công suất thiết bị bù đồng/MVAr (k0 =5000$/MVAr) Z2 : phí tổn do tổn thất điện năng do thiết bị bù Z2 = c×T×ΔP*×Qb c : tiền 1 MWh tổn thất điện năng ( c = 50$/MWh) ΔP* : tổn thất công suất tương đối của thiết bị bù, với tụ điện tĩnh lấy bằng 0,005 T : thời gian vận hành tụ điện, xét tụ vận hành suốt năm T = 8760h. Z3 : chi phí do tổn thất điện năng do thanh phần công suất kháng tải trên đường dây và máy biến áp sau khi đặt thiết bị bù. Đối với mạng điện hở cung cấp cho một phụ tải. Z3 = c×ΔP×τ , (Tmax=5000 giờ) Tính toán các phí tổn: Z1 = (avh + atc)×k0×Qb = (0,1 + 0,125)×5000×Qb = 1125×Qb Z2 = c×T×ΔP*×Qb = 50×8760×0,005×Qb = 2190×Qb Z3 = c×ΔP×τ = 50×3410,9× = 50×3410,9× = 14,095×(Q-Qb)2×R Vậy chi phí tính toán: Z = Z1 + Z2 + Z3 = 1125×Qb + 2190×Qb + 14,095×(Q-Qb)2×R 5.2.2. Tính toán dung lượng bù kinh tế: N 5.2.2.1. Xét mạng khu vực 1: 15,75-Qb5 (MVAr) 12,75-Qb4 (MVAr) RN-2 = 4,67 W RN-4 = 5,23 W 2 1 RB2 = 2,4 W RB4 = 1,1 W Đoạn N-1 : Hàm chi phí tính toán : Z = Z1 + Z2 + Z3 Z1 = (avh + atc).Ko.Qbù2 = (0,1+0,125) x 5000 x Qbù2 = 1125xQbù2 Z2 = c.T.ΔP*.Qbù2 = 50 x 8760 x 0,005 x Qbù2 = 2190xQbù2 Z3 = c.τ.ΔP = x [(Q2 – Qbù2)2 x (RN-2 + RB2)] = x [(14,19 - Qbù2)2 x (4,27 + 2,24)] = 91,758 x (14,19 - Qbù2)2 Z = 1125xQbù2 + 2190xQbù2 + 97,397 x (14,19 - Qbù2)2 = 3315 x Qbù2 + 97,397 x (14,19 - Qbù2)2 Phương trình đạo hàm riêng: = 3315 – 194,794 x (15,75 - Qbù2) = 0 Qbù2 = -1,268 = 0 (MVAr) Đoạn N-2: Hàm chi phí tính toán : Z = Z1 + Z2 + Z3 Z1 = (avh + atc).Ko.Qbù4 = (0,1+0,125) x 5000 x Qbù4 = 1125xQbù4 Z2 = c.T.ΔP*.Qbù4 = 50 x 8760 x 0,005 x Qbù4 = 2190xQbù4 Z3 = c.τ.ΔP = x [(Q2 – Qbù4)2 x (RN-4 + RB4)] = x [(14,25 - Qbù4)2 x (9,48 + 2,24)] = 81,089 x (14,25 - Qbù4)2 Z = 1125xQbù4 + 2190xQbù4 + 81,089 x (14,25 - Qbù4)2 = 3315 x Qbù4 + 81,089 x (14,25 - Qbù4)2 Phương trình đạo hàm riêng: = 3315 – 162,178 x (12,75 - Qbù4) = 0 Qbù4 = -7,615 = 0 (MVAr) 5.2.2.2. Xét mạng khu vực 2: N 4 3 RB3 = 2,2W RN-3 = 4,17W R3-5 = 7,38 W RB5 = 4,48W 12,15-Qbu3 (MVAr) 12-Qbu4 (MVAr) Hàm chi phí tính toán : Z = Z1 + Z2 + Z3 Z1 = (avh + atc).Ko.(Qbù3 + Qbù4)= (0,1+0,125) x 5000 x (Qbù3 + Qbù4) = 1125x(Qbù3 + Qbù4) Z2 = c.T.ΔP*.(Qbù3 + Qbù4) = 50 x 8760 x 0,005 x (Qbù3 + Qbù4) = 2190 x (Qbù3 + Qbù4) Z3 = c.τ.ΔP = x [(Q3 – Qbù3)2 x (RN-3 + RB3) + (Q5 – Qbù4)2 x RB4 + + (Q3 + Q4 - Qbù3 - Qbù4)2 x R3-4] = x [(12,15 - Qbù3)2 x (4,17 + 2,2) + (12 – Qbù4)2 x 4,48 + + (12,15 + 12 - Qbù3 - Qbù4)2 x 7,38] Z = 1125x(Qbù3 + Qbù4) + 2190x(Qbù3 + Qbù4) + 89,785x(12,15 - Qbù3)2 + + 63,146x(12 – Qbù4)2 + 104,02x(24,15 - Qbù3 - Qbù4)2 = 3315 x (Qbù3 + Qbù4) + 89,785x(12,15 - Qbù3)2 + 63,146x(12 – Qbù4)2 + + 104,02x(24,15 - Qbù3 - Qbù4)2 Các phương trình đạo hàm riêng: = 3315 – 179,57 x (12,15 - Qbù3) – 208,04 x (24,15 - Qbù3 - Qbù4) = 0 ó - 3890,94 + 387,6xQbù3 + 208,04Qbù4 = 0 (1) = 3315 – 203,312 x (12 – Qbù4) – 208,04 x (24,15 - Qbù3 - Qbù4) = 0 ó - 4221,724 + 411,342xQbù4 + 208,04Qbù3 = 0 (2) Giải hệ phương trình (1) & (2), ta được: Qbù3 = 6,21 (MVAr) Qbù4 = 7,12 (MVAr) 5.2.2.3. Xét mạng khu vực 3: N 5 6 RN-5 = 8,54 W R5-6 = 14,54 W RN-6 = 12,07 W 12,75 – Qb5 (MVAr) RB5 = 3,58 W RB6 = 2,24 W 12,52 – Qb6 (MVAr) Q5 Q6 QI-VI Phân bố công suất kháng trong sơ đồ điện trở : + Q5 = + Q6 = Kiểm tra lại: Q5 + Q6 = (12,75 – Qb5) + (12,52 – Qb6) + = (12,75 – Qb5) + (12,52 – Qb6) Suy ra Q5-6 theo chiều giả thiết như trên hình vẽ: Q5-6 = Q6 – (19,36 – Qbù6) = 0,307 x (17,6 – Qbù1) – 0,236 x (19,36 – Qbù6) Hàm chi phí tính toán: Z = Z1 + Z2 + Z3 Z1 = (avh + atc).Ko.(Qbù5 + Qbù6)= (0,1+0,125) x 5000 x (Qbù5 + Qbù6) = 1125x(Qbù5 + Qbù6) Z2 = c.T.ΔP*.(Qbù5 + Qbù6) = 50 x 8760 x 0,005 x (Qbù5 + Qbù6) = 2190 x (Qbù5 + Qbù6) Z3 = c.τ.ΔP = x [(Q5 – Qbù3)2 x RB5 + (Q6 – Qbù6)2 x RB6 + + []2 x RN-5 + + []2 x RN-6 + [0,2 x (12,75 – Qbù5) – 0,25 x (12,52 – Qbù6)]2 x R5-6 = x [(12,75 - Qbù5)2 x 3,58 + (12,52 – Qbù6)2 x 2,24 + + []2 x 8,54 + + []2 x 12,07 + + [0,2 x (12,75 – Qbù5) – 0,25 x (12,52 – Qbù6)]2 x 14,54 = 50,46 x (12,75 – Qbù5)2 + 31,573 x (12,52 – Qbù6)2 + + 120,371 x (16,46 – 0,8 x Qbù5 – 0,25 x Qbù6)2 + + 170,126 x (11,94 – 0,2 x Qbù5 – 0,75 x Qbù6)2 + + 204,94 x (-0,58 – 0,2 x Qbù1 + 0,25 x Qbù6)2 Z = 3315 x (Qbù5 + Qbù6) + 50,46 x (12,75 – Qbù5)2 + 31,573 x (12,52 – Qbù6)2 + + 120,371 x (16,46 – 0,8 x Qbù5 – 0,25 x Qbù6)2 + + 170,126 x (11,94 – 0,2 x Qbù5 – 0,75 x Qbù6)2 + + 204,94 x (-0,58 – 0,2 x Qbù5 + 0,25 x Qbù6)2 Các phương trình đạo hàm riêng: = 3315 – 100,92 x (12,75 – Qbù5) – 192,594 x (16,46 – 0,8 x Qbù5 – 0,25 x Qbù6) – – 68 x (11,94 – 0,2 x Qbù5 – 0,75 x Qbù6) – – 81,976 x (-0,58 – 0,2 x Qbù5 + 0,25 x Qbù6) = – 1906,201 +221,094 x Qbù5 + 78.654 x Qbù6 = 0 (1) = 3315 – 63,146 x (12,52 – Qbù6) – 60,185 x (16,46 – 0,8 x Qbù5 – 0,25 x Qbù6) – – 255,185 x (11,94 – 0,2 x Qbù5 – 0,75 x Qbù6) + + 102,47 x (-0,58 – 0,2 x Qbù5 + 0,25 x Qbù6) = 1087,307 + 119,679 x Qbù5 + 243,963 x Qbù6 = 0 (2) Giải hệ phương trình (1) & (2), ta được: Qbù5 = 12,36 (MVAr) Qbù6 = -10,52 (MVAr) Hệ số công suất tại các nút sau khi bù: 5.2.2.4. Bảng kết quả bù kinh tế: Phụ tải P (MW) Q (MVAr) Cosφ Qb (MVAr) Q - Qb (MVAr) Cosφ' sau khi bù 1 20 20,4 0,7 15,1 5,3 0,96 2 19 14,25 0,8 0,44 13,81 0,81 3 18 18,36 0,7 6,21 12,15 0,83 4 16 12 0,8 7,12 4,88 0,95 5 17 12,75 0,8 12,36 0,39 0,99 6 21 18,52 0,75 0 18,52 0,75 Tổng 111 96,28 55,05 CHƯƠNG 6 TÍNH TOÁN CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG VÀ TÍNH TOÁN PHÂN BỐ THIẾT BỊ BÙ CƯỠNG BỨC 6.1 Nội dung : Trong phần này tính toán cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện. Nếu nguồn không phát đủ công suất phản kháng cần thiết thì phải bù thêm sự thiếu hụt công suất kháng ở các phụ tải nhưng phải có sự phân bố hợp ly các thiết bị bù. 6.2 Tính cân bằng công suất kháng: 6.2.1 Khu vực 1: ZN-1 N SN-1 S’N-1 S”N-1 SRN-1 1 ΔPFe1 + jΔQFe1 ZB1 P1 + jQ1 a. Đoạn N-1 : Các thông số đường dây : ZN-1 = RN-1 + jXN-1 = 3,82 + j6,67 (Ω) ZB1 = RB1 + jXB1 = 2,24 + j24,295 (Ω) = j84,9x10-6 (1/Ω) ΔPFe1 + jΔQFe1 = 0,096 + j1 (MVA) P1 + jQ1 = 20 + j5,3 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B1 : ΔPB1 = = 0,079 (MW) ΔQB1 = = 0,859 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-1 : SRN-1 = (P1 + jQ1) + (ΔPB1 + ΔQB1) + (ΔPFe1 + jΔQFe1) = (20 + j14,19) + (0,079 + j0,859) + (0,096 + j1) = 20,175 + j16,049 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-1: S”N-1 = SRN-1 – x U2đm = 20,175 + j16,049 – j84,9x10-6 x 1102 = 19,147 + j16,049 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn N-1 : ΔPN-1 = = 0,209 (MW) ΔQN-1 = = 0,366 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở ZN-1: S’N-1 = S”N-1 + (ΔPN-1 + jΔQN-1) = (20,175 + j16,049) + (0,209 + j0,366) = 20,384 +j16,415 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-1 : SN-1 = S’N-1 – x U2đm = 20,384 + j16,415 – j84,9x10-6 x 1102 = 20,384 + j15,387 (MVA) Z1-2 N S1-2 S’1-2 S”1-2 SR1-21 2 ΔPFe2 + jΔQFe2 ZB2 P2 + jQ2 b. Đoạn N-2 : Các thông số đường dây : Z1-2 = R1-2 + jX1-2 = 9,48 + j9,11 (Ω) ZB2 = RB2 + jXB2 = 2,24 + j24,3 (Ω) = j105,75x10-6 (1/Ω) ΔPFe2 + jΔQFe2 = 0,096 + j1 (MVA) P2 + jQ2 = 19 + j13,81 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B2: ΔPB2 = = 0,102 (MW) ΔQB2 = = 1,107 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 1-2 : SR1-2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + jΔQB2) + (ΔPFe2 + jΔQFe2) = (19 + j13,8) + (0,102 + j1,107) + (0,096 + j1) = 19,198 + j15,907 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z1-2: S”1-2 = SR1-2 – x U2đm = 19,198 + j15,907 – j105,75x10-6 x 1102 = 19,198 + j14,627 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn 1-2: ΔP1-2 = = 0,456 (MW) ΔQ1-2 = = 0,438 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = S”1-2 + (ΔP1-2 + jΔQ1-2) = (19,198 + j14,627) + (0,456 + j0,438) = 19,654 +j15,065 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 1-2: S1-2 = S’1-2 – x U2đm = 119,654 +j15,065 – j105,75x10-6 x 1102 = 19,654 + j13,785 (MVA) Công sất đầu nguồn phát: SN = SN-1 + S1-2 = 20,384 + j15,387 + 19,654 + j13,785 = 40,038 + j29,172 (MVA) 6.2.2 Khu vực 2: ZN-3 3 Z3-4 4 N SN-3 S’N-3 S”N-3 SRN-3 S3-4 S’3-4 S”3-4 SR3-4 ΔSFe3 ΔSFe4 RB3 RB4 P3 + jQ3 P4 + jQ4 Các thông số đường dây: ZN-3 = RN-3 + jXN-3 = 4,17 + j12,58 (Ω) Z3-4 = R3-4 + jX4-3 = 7,38 + j9,63 (Ω) = j45,055 x 10-6 (1/Ω) = j29,4 x 10-6 (1/Ω) ZB3 = RB3 + jXB3 = 2,2 + j30,62 (Ω) ZB4 = RB4 + jXB4 = 4,48 + j48,59 (Ω) ΔSFe3 = ΔPFe3 + jΔQFe3 = 0,073 + j0,63 (MVA) ΔSFe4 = ΔPFe4 + jΔQFe4 = 0,048 + j0,5 (MVA) P3 + jQ3 = 18 + j12,15 (MVA) P4 + jQ4 = 16 + j4,88 (MVA) Đoạn 3-4: Tổn thất công suất trạm biến áp B4: ΔPB4 = = 0,103 (MW) ΔQB4 = = 1,123 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 3-4: SR3-4 = (P4 + jQ4) + (ΔPB4 + jΔQB4) + (ΔPFe4 + jΔQFe4) = (16 + j4,88) + (0,103 + j1,123) + (0,048 + j0,5) = 16,176 + j6,633 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z3-4: S”3-4 = SR3-4 – x U2đm = 16,176 + j6,633 – j29,4 x 10-6 x 1102 = 16,176 + j6,277 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 3-4: ΔP3-4 = = 0,183 (MW) ΔQ3-4 = = 0,239 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z3-4: S’3-4 = S”3-4 + (ΔP3-4 + jΔQ3-4 ) = (16,176 + j6,277) + (0,183 + j0,239) = 16,359 + j6,516 (MVA) Công xuất đầu đoạn 3-4: S3-4 = S’3-4 – x U2đm = 16,359 + j6,516 – j29,4 x 10-6 x 1102 = 16,359 + j6,16 (MVA) Đoạn N-3: Tổn thất công suất trạm biến áp B3: ΔPB3 = = 0,085 (MW) ΔQB3 = = 1,193 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-3: SRN-3 = S3-4 + (P3 + jQ3) + (ΔPB3 + jΔQB3) + (ΔPFe3 + jΔQFe3) = (16,359 + j6,16) + (18 +j12,15) + (0,085 + j1,193) + (0,073 +j0,63) = 34,517 + j20,133 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-3: S”N-3 = SRN-3 – x U2đm = 34,517 + j20,133 – j45,055 x 10-6 x 1102 = 34,517 + j19,587 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-3: ΔPN-3 = = 0,542 (MW) ΔQN-3 = = 1,637 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-3: S’N-3 = S”N-3 + (ΔPN-3 + jΔQN-3 ) = (34,517 + j19,587) + (0,542 + j1,637) = 35,059 + j21,224 (MVA) Công xuất đầu đoạn N-3 cũng là công suất của nguồn cung cấp cho toàn đường dây: SN = SN-3 = S’N-3 – x U2đm = 35,059 + j21,224 – j45,055 x 10-6 x 1102 = 35,059 + j20,678 (MVA) 6.2.3 Khu vực 3: S’T5 ST6 S’T6 P5 + jQ5 ZB5 ΔSFe5 S’5 5 ZN-6 ZN-5 Z5-6 S*5 S*6 6 S*5 - 6 S’6 ΔSFe6 ZB6 P6 + jQ6 ST5 N Các thông số đường dây: ZN-5 = RN-5 + jXN-5 = 8,45 + j13,38 (Ω) ZN-6 = RN-6 + jXN-6 = 12,07 + j18,92 (Ω) Z5-6 = R5-6 + jX5-6 = 14,54 + j13,97 (Ω) = j42,53 x 10-6 (1/Ω) = j60,15 x 10-6 (1/Ω) = j40,55 x 10-6 (1/Ω) ZB5= RB5 + jXB5 = 3,58 + j42,2 (Ω) ZB6 = RB6 + jXB6 = 2,24 + j24,30 (Ω) ΔSFe5 = ΔPFe5 + jΔQFe5 = 0,1 + j1,05 (MVA) ΔSFe6 = ΔPFe6 + jΔQFe6 = 0,096 + j1 (MVA) P5 + jQ5 = 17 + j0,39 (MVA) P6 + jQ6 = 21 + j18,52 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B5: ΔPB5 = = 0,085 (MW) ΔQB5 = = 1,008 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B5: S’T5 = (P5 + jQ5) + (ΔPB5 + jΔQB5) = (17 + j0,39) + (0,085 + j1,008) = 17,085 + j1,398 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B5: ST5 = PT5 + jQT5 = P’T5 + ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5) = (17,085 + 0,1) + j(1,398 +1,05) = 17,185 + j2,448 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của đoạn đường dây N-5 và 5-6 phát ra: ΔQCN-5 = x U2đm = 0,515 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 5 (phía cao áp): S’5 = PT5 + j(QT5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = P’T5 + ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = (17,085 + 0,096) + j(1,398 +1 – 0,515 – 0,49) = 17,181 + j14 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B6: ΔPB6 = = 0,145 (MW) ΔQB6 = = 1,574 (MW) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B6: S’T6 = (P6 + jQ6) + (ΔPB6 + jΔQB6) = (21 +j18,52) + (0,145 + j1,574) = 21,145 + j20,094 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B6: ST6 = PT6 + jQT6 = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6) = (21,145 + 0,096) + j(20,094 +1) = 21,241 + j21,094 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của đoạn đường dây N-6 và 5-6 phát ra: ΔQCN-6 = x U2đm = 0,727 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 6 (phía cao áp): S’6 = PT6 + j(QT6 – ΔQCN-6 – ΔQC1-6) = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6 – ΔQCN-6 – ΔQC1-6) = (21,145 + 0,096) + j(21,094 +1 – 0,727 – 0,49) = 21,241 + j20,877 (MVA) Phân bố gần đúng công suất theo tổng trở: Công suất trên đoạn N-5: => SN-5 = 21,123 + j8,9 (MVA) Công suất trên đoạn N-6: => SN-6 = 17,115 + j13,521 (MVA) Kiểm tra lại: SN-5 + SN-6 = 21,123 + j8,9 + 17,115 + j13,521 = 38,238 + j22,421 S’T5 + S’T6 = 17,181 + j1,4 + 21,241 + j20,877 = 38,422 + j22,321 => SN-5 + SN-6 = S’T5 + S’T6 Suy ra công suất trên doạn 5-6 có chiều như hình vẽ S5-6 = SN-5 – S’5 = (21,123 + j8,9) – (17,181 + j1,4) = 3,942 – j7,456 (MVA) Điểm phân công suất tại nút số 6. S’6 N SN-5 S’N-5 S”N-1 SRN-1 1 S1-6 S’1-6 S”1-6 6 6 S”N-6 S’N-6 SN-6 N ZN-5 Z1-6 ZN-6 ST5 S’T5 S’6 ZB5 P5 + jQ5 Như vậy việc tính toán mạng điện kín được chuyển về tính toán theo mạng điện hở hình tia. Đoạn N-6: Công suất ở cuối tổng trở ZN-6: S”N-6 = SN-6 = 17,115 + j13,521 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn N-6: ΔUN-6 = = 4,1 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-6: ΔPN-6 = = 0,474 (MW) ΔQN-6 = = 0,743 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-6: S’N-6 = S”N-6 + (ΔPN-6 + jΔQN-6 ) = (17,115 + j13,521) + (0,474 + j0,743) = 17,589 + j14,264 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-6: SN-6 = S’N-6 – x U2đm = 17,589 + j14,264 – j60,15x10-6 x 1102 = 17,589 + j13,53 (MVA) Đoạn 5-6: Công suất ở cuối tổng trở Z5-6: S”5-6 = S5-6 = 3,942 – j7,456 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6 = = 1,46 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 5-6: ΔP5-6 = = 0,085 (MW) ΔQ5-6 = = 0,082 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = S”5-6 + (ΔP5-6 + jΔQ5-6 ) = (3,942 – j7,456) + (0,085 + j0,082) = 4,027 – j7,374 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 5-6: S5-6 = S’5-6 – x U2đm = 4,027 – j7,374 – j40,55x10-6 x 1102 = 4,027 – j7,86 (MVA) Đoạn N-5: Công suất cuối đoạn N-5: SRN-5 = S5-6 + ST5 = (4,027 – j7,86) + (17,185 + j2,448) = 21,212 + j5,4 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-5: S”N-5 = SRN-5 – x U2đm = 21,212 + j5,4 – j42,24x10-6 x 1102 = 20,70 + j5,4 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn N-5: ΔUN-5 = = 2,26 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-5: ΔPN-5 = = 0,28 (MW) ΔQN-5 = = 0,44 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = S”N-5 + (ΔPN-5 + jΔQN-5 ) = (20,7 + j5,4) + (0,28 + j0,44) = 20,98 + j4,96 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-5: SN-5 = S’N-5 – x U2đm = 20,98 + j4,96 – j42,53x10-6 x 1102 = 20,465 + j4,96 (MVA) Công suất đầu nguồn phát N: SN = SN-5 + SN-6 = 20,465 + j4,96 + 17,589 + j13,53 = 38,054 + j8,57 (MVA) 6.2.4 Bảng số liệu: P & Q Khu vực Tổng 1 2 3 P (MW) 0,038 35,059 38,054 113,151 Q (MVAr) 29,172 20,678 8,57 58,42 Tổng công suất yêu cầu nguồn phát ra tại thanh cái cao áp: ΣSYC = ΣPYC + jΣQYC = 113,151 + j58,42 (MVA) Tổng công suất tác dụng của nguồn: ΣPF = 113,151 (MW) cosφF = 0,8 Tổng công suất phản kháng của nguồn: ΣQF = ΣPF x tgφF = 113,151 x 0,75 = 84,86 (MVAr) Vì ΣQF = 84,86 (MVAr) > ΣQYC = 58,42 (MVAr), nên không cần bù cưỡng bức. Nguồn cung cáp công suất ΣQF = ΣQYC => cosφF mới là: tgφF(mới) = ΣQF / ΣPF = 58,42 / 113,151 => cosφF(mới) = 0,88 CHƯƠNG 7 TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN 7.1 Nội dung: Phần này tính toán chính xác các tình trạng làm việc của mạng điện lúc phụ tải cực đại, cực tiểu và sự cố. Kết quả tính toán bao gồm điện áp lệch pha tại các nút, tổn thất công suất tác dụng và phản kháng trên đường dây và máy biến áp, tổng công suất tác dụng và phản kháng của nguồn tính từ thanh góp cao áp của nhà máy điện. Đây là kết quả của bài toán phân bố công suất xác lập trong mạng điện. 7.2 Tính toán phân bố công suất lúc phụ tải cực đại: 1. Khu vực 1: Quá trình tính nghịch: ZN-1 N SN-1 S’N-1 S”N-1 SRN-1 1 ΔPFe1 + jΔQFe1 ZB1 P1 + jQ1 a. Đoạn N-1 : Các thông số đường dây : ZN-1 = RN-1 + jXN-1 = 3,82 + j6,67 (Ω) ZB1 = RB1 + jXB1 = 2,24 + j24,295 (Ω) = j84,9x10-6 (1/Ω) ΔPFe1 + jΔQFe1 = 0,096 + j1 (MVA) P1 + jQ1 = 20 + j5,3 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B1 : ΔPB1 = = 0,079 (MW) ΔQB1 = = 0,859 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-1 : SRN-1 = (P1 + jQ1) + (ΔPB1 + ΔQB1) + (ΔPFe1 + jΔQFe1) = (20 + j14,19) + (0,079 + j0,859) + (0,096 + j1) = 20,175 + j16,049 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-1: S”N-1 = SRN-1 – x U2đm = 20,175 + j16,049 – j84,9x10-6 x 1102 = 19,147 + j16,049 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn N-1 : ΔPN-1 = = 0,209 (MW) ΔQN-1 = = 0,366 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở ZN-1: S’N-1 = S”N-1 + (ΔPN-1 + jΔQN-1) = (20,175 + j16,049) + (0,209 + j0,366) = 20,384 + j16,415 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-1 : SN-1 = S’N-1 – x U2đm = 20,384 + j16,415 – j84,9x10-6 x 1102 = 20,384 + j15,387 (MVA) Z1-2 1 S1-2 S’1-2 S”1-2 SR1-2 2 ΔPFe2 + jΔQFe2 ZB2 P2 + jQ2 b. Đoạn 1-2 : Các thông số đường dây : Z1-2 = R1-2 + jX1-2 = 9,48 + j9,11 (Ω) ZB2 = RB2 + jXB2 = 2,24 + j24,3 (Ω) = j105,75x10-6 (1/Ω) ΔPFe2 + jΔQFe2 = 0,096 + j1 (MVA) P2 + jQ2 = 19 + j13,81 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B2: ΔPB2 = = 0,102 (MW) ΔQB2 = = 1,107 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 1-2 : SR1-2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + ΔQB2) + (ΔPFe2 + jΔQFe2) = (19 + j13,81) + (0,102 + j1,107) + (0,096 + j1) = 19,198 + j15,907 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z1-2: S”1-2 = SR1-2 – x U2đm = 19,198 + j15,907 – j105,75x10-6 x 1102 = 19,198 + j14,627 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn 1-2: ΔP1-2 = = 0,456 (MW) ΔQ1-2 = = 0,438 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = S”1-2 + (ΔP1-2 + jΔQ1-2) = (19,198 + j14,627) + (0,456 + j0,438) = 19,654 + j15,065 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 1-2: S1-2 = S’1-2 – x U2đm = 19,654 + j15,065 – j105,75x10-6 x 1102 = 19,654 + j13,785 (MVA) Công sất đầu nguồn phát: SN = SN-1 + S1-2 = 20,384 + j15,387 + 119,654 + j13,785 = 40,038 + j29,172(MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-1: Công suất đầu tổng trở ZN-1: S’N-1 = P’N-1 + jQ’N-1 = 20,384 + j16,415 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-1: ΔUN-1 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-1 = = 1,62 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-1: UN-1 = UN – ΔUN-1 = 121 – 1,62 = 119,38 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B2: SB1 = (P1 + jQ1) + (ΔPB1 + jΔQB1) ΔPB1 và ΔQB1 đã có trong quá trình tính ngược => SB1 = (20 + j5,3) + (0,079 + j0,859) = 20,079 + j6,159 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B1: ΔUB1 = = 1,63 (kV) Điện áp phụ tải 1 quy đổi về phía cao áp: U’N-1 = UN-1– ΔUB1 = 119,38 – 1,63 = 118,75 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B1: Uhạ1 = = 26,125 (kV) %Độ lệch điện áp = = 18,75% b. Đoạn 1-2: Công suất đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = P’1-2 + jQ’1-2 = 19,654 + j15,065 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 1-2: ΔU1-2 = Với U1 = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔU1-2 = = 2,67 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 1-2: U1-2 = U1 – ΔU1-2 = 121 – 2,67 = 118,33 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B2: SB2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + jΔQB2) ΔPB2 và ΔQB2 đã có trong quá trình tính ngược => SB2 = (19 + j13,81) + (0,102 + j1,107) = 19,102 + j14,917 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B2: ΔUB2 = = 3,42 (kV) Điện áp phụ tải 2 quy đổi về phía cao áp: U’1-2 = U1-2 – ΔUB2 = 118,33 – 3,42 = 114,91 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B2: Uhạ2 = = 25,28 (kV) %Độ lệch điện áp = = 14,9% 2. Khu vực 2: Quá trình tính nghịch: ZN-3 3 Z3-4 4 N SN-3 S’N-3 S”N-3 SRN-3 S3-4 S’3-4 S”3-4 SR3-4 ΔSFe3 ΔSFe4 RB3 RB4 P3 + jQ3 P5 + jQ5 Các thông số đường dây: ZN-3 = RN-3 + jXN-3 = 4,17 + j12,58 (Ω) Z3-4 = R3-4 + jX4-3 = 7,38 + j9,63 (Ω) = j45,055 x 10-6 (1/Ω) = j29,4 x 10-6 (1/Ω) ZB3 = RB3 + jXB3 = 2,2 + j30,62 (Ω) ZB4 = RB4 + jXB4 = 4,48 + j48,59 (Ω) ΔSFe3 = ΔPFe3 + jΔQFe3 = 0,073 + j0,63 (MVA) ΔSFe4 = ΔPFe4 + jΔQFe4 = 0,048 + j0,5 (MVA) P3 + jQ3 = 18 + j12,15 (MVA) P4 + jQ4 = 16 + j4,88 (MVA) Đoạn 3-4: Tổn thất công suất trạm biến áp B5: ΔPB4 = = 0,103 (MW) ΔQB4 = = 1,123 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 3-4: SR3-4 = (P4 + jQ4) + (ΔPB + jΔQB4) + (ΔPFe4 + jΔQFe4) = (16 + j4,88) + (0,103 + j1,123) + (0,048 + j0,5) = 16,176 + j6,633 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z3-4: S”3-4 = SR3-4 – x U2đm = 16,176 +j6,633 – j29,4 x 10-6 x 1102 = 16,176 + j6,277 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 3-4: ΔP3-4 = = 0,183 (MW) ΔQ3-4 = = 0,239 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z3-4: S’3-4 = S”3-4 + (ΔP3-4 + jΔQ3-4 ) = (16,176 + j6,277) + (0,183 + j0,239) = 16,359 + j6,516 (MVA) Công xuất đầu đoạn 3-4: S3-4 = S’3-4 – x U2đm = 16,359 + j6,516 – j29,4 x 10-6 x 1102 = 16,359 + j6,16 (MVA) Đoạn N-3: Tổn thất công suất trạm biến áp B3: ΔPB3 = = 0,085 (MW) ΔQB3 = = 1,193 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-3: SRN-3 = S3-5 + (P3 + jQ3) + (ΔPB3 + jΔQB3) + (ΔPFe3 + jΔQFe3) = (16,359 + j6,16) + (18 + j12,15) + (0,085 + j1,193) + (0,073 + j0,63) = 34,517 + j20,133 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-3: S”N-3 = SRN-3 – x U2đm = 34,517 + j20,133 – j45,055 x 10-6 x 1102 = 34,517 + j19,587 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-3: ΔPN-3 = = 0,542 (MW) ΔQN-3 = = 1,637 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-3: S’N-3 = S”N-3 + (ΔPN-3 + jΔQN-3 ) = (34,517 + j19,587) + (0,542 + j1,637) = 35,059 + j21,224 (MVA) Công xuất đầu đoạn N-3 cũng là công suất của nguồn cung cấp cho toàn đường dây: SN = SN-3 = S’N-3 – x U2đm = 35,059 + j21,224 – j45,055 x 10-6 x 1102 = 35,059 + j20,678 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-3: Công suất đầu tổng trở ZN-3: S’N-3 = P’N-3 + jQ’N-3 = 35,059 +j21,224 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-3: ΔUN-3 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-3 = = 3,41 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-3: UN-3 = UN – ΔUN-3 = 121 – 3,41 = 117,5 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B3: SB3 = (P3 + jQ3) + (ΔPB3 + jΔQB3) ΔPB3 và ΔQB3 đã có trong quá trình tính ngược => SB3 = (18 + j12,15) + (0,085 + j1,193) = 18,085 + j13,343 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B3: ΔUB3 = = 3,81 (kV) Điện áp phụ tải 3 quy đổi về phía cao áp: U’N-3 = UN-3 – ΔUB3 = 117,5 – 3,81 = 113,6 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B3: Uhạ3 = = 24,99 (kV) %Độ lệch điện áp = = 13,59% b. Đoạn 3-5: Công suất đầu tổng trở Z3-4: S’3-4 = P’3-4 + jQ’3-4 = 16,359 + j6,516 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 3-4: ΔU3-4 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔU3-4 = = 1,51 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 3-4: U3-4 = UN – ΔU3-4 = 121 – 1,51 = 119,4 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B4: SB4 = (P4 + jQ4) + (ΔPB4 + jΔQB4) ΔPB4 và ΔQB4 đã có trong quá trình tính ngược => SB4 = (16 + j4,88) + (0,103 + j1,123) = 16,103 + j6,003 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B4: ΔUB4 = = 3,04 (kV) Điện áp phụ tải 4 quy đổi về phía cao áp: U’3-4 = U3-4 – ΔUB4 = 119,4 – 3,04 = 116,3 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B5: Uhạ4 = = 25,58 (kV) S’T5 ST6 S’T6 P5 + jQ5 ZB5 ΔSFe5 S’5 5 ZN-6 ZN-5 Z5-6 S*5 S*6 6 S*5-6 S’6 ΔSFe6 ZB6 P6 + jQ6 ST5 N %Độ lệch điện áp = = 16,27% 3. Khu vực 3: Quá trình tính nghịch: Các thông số đường dây: ZN-5 = RN-5 + jXN-5 = 8,45 + j13,38 (Ω) ZN-6 = RN-6 + jXN-6 = 12,07 + j18,92 (Ω) Z5-6 = R5-6 + jX5-6 = 14,54 + j13,97 (Ω) = j42,53 x 10-6 (1/Ω) = j60,15 x 10-6 (1/Ω) = j40,55 x 10-6 (1/Ω) ZB5 = RB5 + jXB5 = 3,58 + j42,2 (Ω) ZB6 = RB6 + jXB6 = 2,24 + j24,295 (Ω) ΔSFe5 = ΔPFe5 + jΔQFe5 = 0,1 + j1,05 (MVA) ΔSFe6 = ΔPFe6 + jΔQFe6 = 0,096 + j1 (MVA) P5 + jQ5 = 17 + j0,39 (MVA) P6 + jQ6 = 21 + j18,52 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B5: ΔPB5 = = 0,085 (MW) ΔQB5 = = 1,008 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B5: S’T5 = (P5 + jQ5) + (ΔPB5+ jΔQB5) = (17 + j0,39) + (0,085 + j1,008) = 17,085 + j1,398 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B5: ST5 = PT5 + jQT5 = P’T5 + ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5) = (17,085 + 0,1) + j(1,398 +1,05) = 17,185 + j2,448 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của doạn đường dây N-5 và 5-6 phát ra: ΔQCN-5 = x U2đm = 0,515 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 5 (phía cao áp): S’5 = PT5 + j(QT5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = P’T5 + ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = (17,085 + 0,096) + j(1,398 +1 – 0,515 – 0,49) = 17,181 + j1,4 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B6: ΔPB6 = = 0,145 (MW) ΔQB6 = = 1,574 (MW) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B6: S’T6 = (P6 + jQ6) + (ΔPB6 + jΔQB6) = (21 + j18,52) + (0,145 + j1,574) = 21,145 + j20,094 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B6: ST6 = PT6 + jQT6 = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6) = (21,145 + 0,096) + j(20,094 +1) = 21,241 + j21,094 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của đoạn đường dây N-6 và 5-6 phát ra: ΔQCN-6 = x U2đm = 0,727 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 6 (phía cao áp): S’6 = PT6 + j(QT6 – ΔQCN-6 – ΔQC5-6) = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6 – ΔQCN-6 – ΔQC5-6) = (21,145 + 0,096) + j(21,094 +1 – 0,727 – 0,49) = 21,241 + j20,877 (MVA) Phân bố gần đúng công suất theo tổng trở: Công suất trên đoạn N-5: => SN-5 = 21,123 + j8,9 (MVA) Công suất trên đoạn N-6: => SN-6 = 17,115 + j13,521 (MVA) Kiểm tra lại: SN-5 + SN-6 = 21,123 + j8,9 + 17,115 + j13,521 = 38,238 + j22,421 S’T5 + S’T6 = 17,181 + j1,444 + 21,241 + j20,877 = 38,442 +j22,321 => SN-5 + SN-6 = S’T5 + S’T6 Suy ra công suất trên doạn 5-6 có chiều như hình vẽ S5-6 = SN-5 – S’5 = (21,123 + j8,9) – (17,181 + j1,444) = 3,942 – j7,456 (MVA) Điểm phân công suất tại nút số 6. S’6 N SN-5 S’N-5 S”N-1 SRN-1 1 S1-6 S’1-6 S”1-6 6 6 S”N-6 S’N-6 SN-6 N ZN-5 Z5-6 ZN-6 ST5 S’T5 S’6 ZB5 P5 + jQ5 Như vậy việc tính toán mạng điện kín được chuyển về tính toán theo mạng điện hở hình tia. a. Đoạn N-6: Công suất ở cuối tổng trở ZN-6: S”N-6 = SN-6 = 17,115 + j13,521 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn N-6: ΔUN-6 = = 4,2 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-6: ΔPN-6 = = 0,474 (MW) ΔQN-6 = = 0,743 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-6: S’N-6 = S”N-6 + (ΔPN-6 + jΔQN-6 ) = (17,115 + j13,521) + (0,474 + j0,743) = 17,589 + j14,264 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-6: SN-6 = S’N-6 – x U2đm = 17,589 + j14,264 – j60,15x10-6 x 1102 = 17,589 + j13,53 (MVA) b. Đoạn 5-6: Công suất ở cuối tổng trở Z5-6: S”5-6 = S5-6 = 3,942 – j7,456 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6 = = 1,46 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 5-6: ΔP5-6 = = 0,085 (MW) ΔQ5-6 = = 0,082 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = S”5-6 + (ΔP5-6 + jΔQ5-6 ) = (3,942 – j7,456) + (0,085 + j0,084) = 4,027 – j7,374 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 5-6: S5-6 = S’5-6 – x U2đm = 4,027 – j7,374 – j40,55x10-6 x 1102 = 4,027 – j7,86 (MVA) c. Đoạn N-5: Công suất cuối đoạn N-5: SRN-5 = S5-6 + ST5 = (4,027 – j7,86) + (17,185 + j2,448) = 21,212 + j5,4 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-5: S”N-5 = SRN-5 – x U2đm = 21,212 +j5,4 – j42,24x10-6 x 1102 = 20,70 + j5,4 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn N-5: ΔUN-5 = = 2,26 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-5: ΔPN-5 = = 0,28 (MW) ΔQN-5 = = 0,44 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = S”N-5 + (ΔPN-5 + jΔQN-5 ) = (20,7 + j5,4) + (0,28 + j0,44) = 20,98 + j4,96 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-5: SN-5 = S’N-5 – x U2đm = 20,98 + j4,96 – j42,53x10-6 x 1102 = 20,465 + j4,96 (MVA) Công suất đầu nguồn phát 5: S5 = SN-5 + SN-6 = 20,465 + j4,96 + 17,589 + j13,53 = 38,054 + j8,57 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-5: Công suất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = P’N-5 + jQ’N-5 = 20,98 + j4,96 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-5: ΔUN-5 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-5 = = 2,02 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-5: UN-5 = UN – ΔUN-5 = 121 – 2,02 = 118,98 (kV) Công suất S’T5 đầu tổng trở của máy biến áp B1 đã được tính trong quá trình tính ngược: S’T5 = 17,085 + j1,398 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B5: ΔUB5 = = 1,009 (kV) Điện áp phía thứ cấp máy biến áp B5 quy đổi về cao áp: U’N-5 = UN-5 – ΔUB5 = 118,98 – 1,009 = 117,97 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B5: Uhạ5 = = 25,95 (kV) %Độ lệch điện áp = = 17,95% b. Đoạn 5-6: Công suất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = P’5-6 + jQ’5-6 = 3,942 – j7,456 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔU5-6 = = 1,33 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 5-6: U5-6 = UN – ΔU5-6 = 121 – 1,33 = 119,67 (kV) Công suất S’T6 đầu tổng trở của máy biến áp B6 đã được tính trong quá trình tính ngược: S’T6 = 21,145 + j20,094 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B6: ΔUB6 = = 8,03 (kV) Điện áp phía thứ cấp máy biến áp B6 quy đổi về cao áp: U’5-6 = U5-6 – ΔUB6 = 119,67 – 8,03 = 111,64 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B6: Uhạ6 = = 24,56 (kV) %Độ lệch điện áp = = 11,63% c. Đoạn N-6: Công suất đầu tổng trở ZN-6: S’N-6 = P’N-6 + jQ’N-6 = 17,589 + j13,53 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-6: ΔUN-6 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-6 = = 3,86 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-6: UN-6 = UN – ΔUN-6 = 121 – 3,86 = 117,14 (kV) Do trong quá trình tính toán có sai số chút ít. Tạm tính điện áp tại nút số 6 = = 118,4 (kV) BẢNG KẾT QUẢ TÍNH TỔN THẤT ĐƯỜNG DÂY Khu vực Đường dây Tổn thất công suất tác dụng ∆PL (MW) Tổn thất công suất phản kháng ∆QL (MVAr) Công suất kháng do ½ điện dung đường dây sinh ra ΔQC (MVAr) 1 N-1 0,209 0,366 1,02 1-2 0,456 0,438 1,27 2 3-4 0,183 0,239 0,355 N-3 0,542 1,637 0,545 3 N-6 0,474 0,743 0,727 5-6 0,085 0,082 0,49 N-5 0,28 0,44 0,515 TỔNG 2,229 3,945 4,922 BẢNG TỔN THẤT CÔNG SUẤT TRONG TRẠM BIẾN ÁP Trạm biến áp ΔPFe (kW) ΔQFe (kVAr) ΔPCu = ΔPB (MW) ΔQCu = ΔQB (MVAr) 1 96 1000 0,079 0,859 2 96 1000 0,102 1,107 3 73 630 0,085 1,193 4 48 500 0,103 1,123 5 100 1050 0,085 1,088 6 96 1000 0,145 1,574 TỔNG 509 5180 0,575 8,294 BẢNG KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP LÚC PHỤ TẢI CỰC ĐẠI Phụ tải Điện áp phía cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp (kV) % Độ lệch điện áp phía thứ cấp 1 119,38 118,75 26,125 18,75 2 118,33 114,91 25,28 14,9 3 117,5 113,6 24,99 18,59 4 119,4 116,3 25,58 16,27 5 118,98 117,97 25,95 17,95 6 118,4 111,64 24,56 11,63 BẢNG CÔNG SUẤT ĐẦU ĐƯỜNG DÂY CÓ NỐI VỚI NGUỒN STT Đường dây Công suất tác dụng đầu đường dây PS (MW) Công suất phản kháng đầu đường dây QS (MVAr) 1 N-1 40,38 29,172 2 N-3 35,059 20,678 3 N-5 20,98 4,96 4 N-6 17,589 13,53 TỔNG CÔNG SUẤT NGUỒN 113,666 68,34 7.3 Tính toán phân bố công suất lúc phụ tải cực tiểu: Không vận hành thiết bị bù, dùng phụ tải Pmin , cosφ theo đề cho Pmin = 40%Pmax => Qmin = tgφ.Pmin Ta có bảng sau: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 Pmin (MW) 8 7,6 7,2 6,4 6,8 8,4 Cosφ 0,7 0,8 0,7 0,8 0,8 0,75 Tgφ 1,02 0,75 1,02 0,75 0,88 0,88 Qmin (MW) 8,16 5,7 7,34 4,8 5,98 7,39 1. Khu vực 1: Quá trình tính nghịch: ZN-1 N SN-1 S’N-1 S”N-1 SRN-1 1 ΔPFe1 + jΔQFe1 ZB1 P1 + jQ1 a. Đoạn N-1 : Các thông số đường dây : ZN-1 = RN-1 + jXN-1 = 3,82 + j6,67 (Ω) ZB1 = RB1 + jXB1 = 2,24 + j24,295 (Ω) = j84,9x10-6 (1/Ω) ΔPFe1 + jΔQFe1 = 0,096 + j1 (MVA) P1 + jQ1 = 8 + j8,16 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B1 : ΔPB1 = = 0,024 (MW) ΔQB1 = = 0,262 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-1 : SRN-1 = (P1 + jQ1) + (ΔPB1 + ΔQB1) + (ΔPFe1 + jΔQFe1) = (8 + j8,16) + (0,024+ j0,262) + (0,096 + j1) = 8,12 + j9,422 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-1: S”N-1 = SRN-1 – x U2đm = 8,12 + j9,442 – j84,9x10-6 x 1102 = 7,092 + j9,422 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn N-1 : ΔPN-1 = = 0,044 (MW) ΔQN-1 = = 0,076 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở ZN-2: S’N-2 = S”N-2 + (ΔPN-2 + jΔQN-2) = (8,516 + j6,62) + (0,04 + j0,06) = 8,556 + j6,68 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-1 : SN-1 = S’N-1 – x U2đm = 7,136 + j9,518 – j84,9x10-6 x 1102 = 7,136 + j8,49 (MVA) Z1-2 1 S1-2 S’1-2 S”1-2 SR1-2 2 ΔPFe2 + jΔQFe2 ZB2 P2 + jQ2 b. Đoạn 1-2 : Các thông số đường dây : Z1-2 = R1-2 + jX1-2 = 9,48 + j9,11 (Ω) ZB2 = RB2 + jXB2 = 2,24 + j24,3 (Ω) = j105,75x10-6 (1/Ω) ΔPFe2 + jΔQFe2 = 0,096 + j1 (MVA) P2 + jQ2 = 7,6 + j5,7 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B2: ΔPB2 = = 0,016 (MW) ΔQB2 = = 0,181 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 1-2 : SR1-2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + ΔQB2) + (ΔPFe2 + jΔQFe2) = (7,6 + j5,7) + (0,016 + j0,181) + (0,096 + j1) = 7,712 + j6,881 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z1-2: S”1-2 = SR1-2 – x U2đm = 7,712 + j6,881 – j105,75x10-6 x 1102 = 7,712 + j5,6 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn 1-2: ΔP1-2 = = 1,46 (MW) ΔQ1-2 = = 1,4 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = S”1-2 + (ΔP1-2 + jΔQ1-2) = (7,712 + j5,6) + (1,46 + j1,4) = 9,172 +j7 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 1-2: S1-2 = S’1-2 – x U2đm = 9,712 + j7 – j105,75x10-6 x 1102 = 9,172 + j5,72 (MVA) Công sất đầu nguồn phát: SN = SN-1 + S1-2 = 7,136 + j8,49 + 9,172 + j5,72 = 16,308 + j14,21 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-1: Công suất đầu tổng trở ZN-1: S’N-1 = P’N-1 + jQ’N-1 = 7,136 + j9,518 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-1: ΔUN-1 = Với UN = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔUN-1 = = 0,78 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-1: UN-1 = UN – ΔUN-1 = 115,5 – 0,78 = 114,7 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B1: SB1 = (P1 + jQ1) + (ΔPB1 + jΔQB1) ΔPB1 và ΔQB1 đã có trong quá trình tính ngược => SB1 = (8 + j8,16) + (0,024 + j0,262) = 8,024 + j8,42 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B1: ΔUB1 = = 1,94 (kV) Điện áp phụ tải 1 quy đổi về phía cao áp: U’N-1 = UN-1 – ΔUB1 = 114,7 – 1,94= 112,76 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B2: Uhạ1 = = 23,67 (kV) %Độ lệch điện áp = = 7,59% b. Đoạn 1-2: Công suất đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = P’1-2 + jQ’1-2 = 9,172 + j7 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 1-2: ΔU1-2 = Với U1 = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔU1-2 = = 1,304 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 1-2: U1-2 = U1 – ΔU1-2 = 115,5 – 1,304 = 114,19 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B2: SB2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + jΔQB2) ΔPB2 và ΔQB2 đã có trong quá trình tính ngược => SB2 = (7,6 + j5,7) + (0,096 + j1) = 7,696 + j6,7 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B2: ΔUB2 = = 1,57 (kV) Điện áp phụ tải 2 quy đổi về phía cao áp: U’1-2 = U1-2 – ΔUB2 = 114,35 – 1,59 = 112,75 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B2: Uhạ2 = = 23,67 (kV) %Độ lệch điện áp = = 7,59% 2. Khu vực 2: Quá trình tính nghịch: ZN-3 3 Z3-4 4 N SN-3 S’N-3 S”N-3 SRN-3 S3-4 S’3-4 S”3-4 SR3-4 ΔSFe3 ΔSFe4 ZB3 ZB4 P3 + jQ3 P4 + jQ4 Các thông số đường dây: ZN-3 = RN-3 + jXN-3 = 4,17 + j12,58 (Ω) Z3-4 = R3-4 + jX5-3 = 7,38 + j9,63 (Ω) = j45,055 x 10-6 (1/Ω) = j29,4 x 10-6 (1/Ω) ZB3 = RB3 + jXB3 = 2,2 + j30,62 (Ω) ZB4= RB4 + jXB4 = 4,48 + j48,59 (Ω) ΔSFe3 = ΔPFe3 + jΔQFe3 = 0,073 + j0,63 (MVA) ΔSFe4 = ΔPFe4 + jΔQFe4 = 0,048 + j0,5 (MVA) P3 + jQ3 = 7,2 + j7,34 (MVA) P4 + jQ4 = 6,4 + j4,8 (MVA) Đoạn 3-4: Tổn thất công suất trạm biến áp B4: ΔPB4 = = 0,02 (MW) ΔQB4 = = 0,25 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 3-4: SR3-4 = (P4 + jQ4) + (ΔPB4 +jΔQB4) + (ΔPFe4 + jΔQFe4) = (6,4 + j4,8) + (0,02 + j0,25) + (0,048 +j0,5) = 6,468 + j5,53 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z3-4: S”3-4 = SR3-4 – x U2đm = 6,468 +j5,53 – j48,59x10-6 x 1102 = 6,468 + j4,94 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 3-4: ΔP3-4 = = 0,04 (MW) ΔQ3-4 = = 0,05 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z3-4: S’3-4 = S”3-4 + (ΔP3-4 + jΔQ3-4 ) = (6,468 + j4,94) + (0,04 + j0,05) = 6,058 + j4,99 (MVA) Công xuất đầu đoạn 3-4: S3-4 = S’3-4 – x U2đm = 6,508 + j4,99 – j29,4x10-6 x 1102 = 6,058 + j4,63 (MVA) Đoạn N-3: Tổn thất công suất trạm biến áp B3: ΔPB3 = = 0,019 (MW) ΔQB3 = = 0,267 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-3: SRN-3 = S3-5 + (P3 + jQ3) + (ΔPB3 + jΔQB3) + (ΔPFe3 + jΔQFe3) = (6,508 + j4,63) + (7,2 + j7,34) + (0,019 + j0,267) + (0,073 + j0,63) = 13,8 + j12,86 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-3: S”N-3 = SRN-3 – x U2đm = 13,8 + j12,86 – j45,055 x 10-6 x 1102 = 13,8 + j12,32 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-3: ΔPN-3 = = 0,117 (MW) ΔQN-3 = = 0,355 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-3: S’N-3 = S”N-3 + (ΔPN-3 + jΔQN-3 ) = (13,8 + j12,32) + (0,117 + j0,355) = 13,917 + j12,675 (MVA) Công xuất đầu đoạn N-3 cũng là công suất của nguồn cung cấp cho toàn đường dây: SN = SN-3 = S’N-3 – x U2đm = 13,917 + j12,675 – j45,055x10-6 x 1102 = 13,917 + j12,12 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-3: Công suất đầu tổng trở ZN-3: S’N-3 = P’N-3 + jQ’N-3 = 13,917 + j12,675 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-3: ΔUN-3 = Với UN = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔUN-3 = = 1,88 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-3: UN-3 = UN – ΔUN-3 = 115,5 – 1,88 = 113,6 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B3: SB3 = (P3 + jQ3) + (ΔPB3 + jΔQB3) ΔPB3 và ΔQB3 đã có trong quá trình tính ngược => SB3 = (7,2 + j7,34) + (0,019 + j0,267) = 7,2 + j7,6 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B3: ΔUB3 = = 2,18 (kV) Điện áp phụ tải 3 quy đổi về phía cao áp: U’N-3 = UN-3 – ΔUB3 = 113,6 – 2,18 = 111,4 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B3: Uhạ3 = = 23,39 (kV) %Độ lệch điện áp = = 6,3% b. Đoạn 3-4: Công suất đầu tổng trở Z3-4: S’3-4 = P’3-4 + jQ’3-4 = 6,058 + j4,63 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 3-4: ΔU3-4 = Với UN = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔU3-4 = = 0,8 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 3-4: U3-4 = UN – ΔU3-4 = 115,5 – 0,8 = 114,69 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B4: SB4 = (P4 + jQ4) + (ΔPB4 + jΔQB4) ΔPB4 và ΔQB4 đã có trong quá trình tính ngược => SB4 = (6,4 + j4,8) + (0,02 + j0,25) = 6,42 + j5,05 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B4: ΔUB4 = = 2,39 (kV) Điện áp phụ tải 4 quy đổi về phía cao áp: U’3-4 = U3-4 – ΔUB4 = 114,69 – 2,39 = 112,29 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B4: Uhạ4 = = 23,58 (kV) S’T5 ST6 S’T6 P5 + jQ5 ZB5 ΔSFe5 S’5 5 ZN-6 ZN-5 Z5-6 S*5 S*6 6 S*5-6 S’6 ΔSFe6 ZB6 P6 + jQ6 ST5 N %Độ lệch điện áp = = 7,18% 3. Khu vực 3: Quá trình tính nghịch: Các thông số đường dây: ZN-5 = RN-5+ jXN-5 = 8,45 + j13,38 (Ω) ZN-6 = RN-6 + jXN-6 = 12,07 + j18,92 (Ω) Z5-6 = R5-6 + jX5-6 = 14,54 + j13,97 (Ω) = j42,53 x 10-6 (1/Ω) = j60,15 x 10-6 (1/Ω) = j40,55 x 10-6 (1/Ω) ZB5 = RB5 + jXB5 = 3,58 + j42,2 (Ω) ZB6 = RB6 + jXB6 = 2,24 + j24,29 (Ω) ΔSFe5 = ΔPFe5 + jΔQFe5 = 0,1 + j1,05 (MVA) ΔSFe6 = ΔPFe6 + jΔQFe6 = 0,096 + j1 (MVA) P5 + jQ5 = 6,8 + j5,98 (MVA) P6 + jQ6 = 8,4 + j7,39 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B5: ΔPB5 = = 0,02 (MW) ΔQB5 = = 0,28 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B5: S’T5 = (P5 + jQ5) + (ΔPB5 + jΔQB5) = (6,8 + j5,98) + (0,02 + j0,28) = 6,82 + j6,26 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B5: ST5 = PT5 + jQT5 = P’T5+ ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5) = (6,82 + 0,1) + j(6,26 +1,05) = 6,82 + j7,41 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của doạn đường dây N-5 và 5-6 phát ra: ΔQCN-5 = x U2đm = 0,515 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 5 (phía cao áp): S’5 = PT5 + j(QT5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = P’T5 + ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = (6,82 + 0,1) + j(6,26 +1,05 – 0,515 – 0,49) = 8,116 + j7,306 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B6: ΔPB6 = = 0,02 (MW) ΔQB6 = = 0,25 (MW) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B6: S’T6 = (P6 + jQ6) + (ΔPB6 + jΔQB6) = (8,4 + j7,39) + (0,02 + j0,25) = 8,42 + j7,64 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B6: ST6 = PT6 + jQT6 = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6) = (8,42 + 0,096) + j(7,64 +1) = 8,516 + j8,64 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của đoạn đường dây N-6 và 5-6 phát ra: ΔQCN-6 = x U2đm = 0,727 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 6 (phía cao áp): S’6 = PT6 + j(QT6 – ΔQCN-6 – ΔQC5-6) = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6 – ΔQCN-6 – ΔQC5-6) = (8,42 + 0,096) + j(7,64 +1 – 0,727 – 0,49) = 8,516 + j7,423 (MVA) Phân bố gần đúng công suất theo tổng trở: Công suất trên đoạn N-5: => SN-5 = 8,407 + j7,33 (MVA) Công suất trên đoạn N-6: => SN-6 = 7,029 + j6,379 (MVA) Kiểm tra lại: SN-5 + SN-6 = 8,407 + j7,33 + 7,029 + j6,379 = 15,436 + j13,709 S’T5 + S’T6 = 6,82 + j6,26 + 8,42 + j7,64 = 15,24 + j13,9 => SN-5 + SN-6 = S’T5 + S’T6 Suy ra công suất trên doạn 5-6 có chiều như hình vẽ S5-6 = SN-5 – S’5 = (8,407 + j7,33) – (6,92 + j6,305) = 1,487 – j1,025 (MVA) Điểm phân công suất tại nút số 6. S’6 N SN-5 S’N-5 S”N-1 SRN-1 1 S1-6 S’1-6 S”1-6 6 6 S”N-6 S’N-6 SN-6 N ZN-5 Z5-6 ZN-6 ST5 S’T5 S’6 ZB5 P5 + jQ5 Như vậy việc tính toán mạng điện kín được chuyển về tính toán theo mạng điện hở hình tia. Đoạn N-6: Công suất ở cuối tổng trở ZN-6: S”N-6 = SN-6 = 7,029 + j6,379 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn N-6: ΔUN-6 = = 1,86 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-6: ΔPN-6 = = 0,089 (MW) ΔQN-6 = = 0,14 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-6: S’N-6 = S”N-6 + (ΔPN-6 + jΔQN-6 ) = (7,029 + j6,379) + (0,089 + j0,14) = 7,118 + j6,519 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-6: SN-6 = S’N-6 – x U2đm = 7,118 + j6,519 – j60,15x10-6 x 1102 = 7,118 + j5,79 (MVA) Đoạn 5-6: Công suất ở cuối tổng trở Z5-6: S”5-6 = S5-6 = 1,487 – j1,025 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6 = = 0,32 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 5-6: ΔP5-6 = = 0,0039 (MW) ΔQ5-6 = = 0,0037 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = S”5-6 + (ΔP5-6 + jΔQ5-6) = (1,487 – j1,025) + (0,0039 + j0,0037) = 1,49 – j1,02 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 5-6: S5-6 = S’5-6 – x U2đm = 1,49 – j1,02 – j40,55x10-6 x 1102 = 1,49 – j1,51 (MVA) Đoạn N-5: Công suất cuối đoạn N-5: SRN-5 = S5-6 + ST5 = (1,49 – j1,51) + (6,82 + j7,41) = 8,31+ j5,89 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-5: S”N-5 = SRN-5 – x U2đm = 8,31 + j5,89 – j42,53x10-6 x 1102 = 8,31 + j5,37 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn N-5: ΔUN-5 = = 1,29 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-5: ΔPN-5 = = 1,4 (MW) ΔQN-5 = = 2,2 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = S”N-5 + (ΔPN-5 + jΔQN-5 ) = (8,31 + j5,37) + (1,4 + j2,2) = 9,71 + j7,57 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-5: SN-5 = S’N-5 – x U2đm = 9,71 + j7,57 – j42,53x10-6 x 1102 = 9,71 + j7,05 (MVA) Công suất đầu nguồn phát N: SN = SN-5 + SN-6 = 9,71 + j7,05 + 7,188 + j5,79 = 16,828 + j12,84 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-5: Công suất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = P’N-5 + jQ’N-5 = 9,71 + j7,57 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-5: ΔUN-5 = Với UN = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔUN-5 = = 1,59 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-5: UN-5 = UN – ΔUN-5 = 115,5 – 1,59 = 113,91 (kV) Công suất S’T5 đầu tổng trở của máy biến áp B5 đã được tính trong quá trình tính ngược: S’T5 = 6,82 + j6,26 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B5: ΔUB5 = = 2,53 (kV) Điện áp phía thứ cấp máy biến áp B5 quy đổi về cao áp: U’N-5 = UN-5 – ΔUB5 = 113,91 – 2,53 = 111,38 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B5: Uhạ5 = = 23,8 (kV) %Độ lệch điện áp = = 8,18% b. Đoạn 5-6: Công suất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = P’5-6 + jQ’5-6 = 1,49 – j1,02 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6 = Với UN = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔU5-6 = = 0,31 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 5-6: U5-6 = UN – ΔU5-6 = 115,5 – 0,31 = 115,18 (kV) Công suất S’T6 đầu tổng trở của máy biến áp B6 đã được tính trong quá trình tính ngược: S’T6 = 8,42 + j7,64 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B6: ΔUB6 = = 1,77 (kV) Điện áp phía thứ cấp máy biến áp B6 quy đổi về cao áp: U’5-6 = U5-6 – ΔUB6 = 115,18 – 1,77 = 113,4 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B6: Uhạ6 = = 23,81 (kV) %Độ lệch điện áp = = 8,22% c. Đoạn N-6: Công suất đầu tổng trở ZN-6: S’N-6 = P’N-6 + jQ’N-6 = 7,118 + j6,519 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-6: ΔUN-6 = Với UN = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔUN-6 = = 1,81 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-6: UN-6 = UN – ΔUN-6 = 115,5 – 1,81 = 113,68 (kV) Do trong quá trình tính toán có sai số chút ít. Tạm tính điện áp tại nút số 6 = = 114,43 (kV) BẢNG KẾT QUẢ TÍNH TỔN THẤT ĐƯỜNG DÂY Khu vực Đường dây Tổn thất công suất tác dụng ∆PL (MW) Tổn thất công suất phản kháng ∆QL (MVAr) Công suất kháng do ½ điện dung đường dây sinh ra ΔQC (MVAr) 1 N-1 0,044 0,076 1,02 1-2 1,46 1,4 1,27 2 3-4 0,04 0,05 0,355 N-3 0,117 0,355 0,545 3 N-6 0,089 0,44 0,727 5-6 0,0039 0,0037 0,49 N-5 1,4 2,2 0,515 TỔNG 3,15 4,22 4,922 BẢNG TỔN THẤT CÔNG SUẤT TRONG TRẠM BIẾN ÁP Trạm biến áp ΔPFe (kW) ΔQFe (kVAr) ΔPB (MW) ΔQB (MVAr) 1 96 1000 0,02 0,28 2 96 1000 0,024 0,262 3 73 630 0,019 0,267 4 48 500 0,016 0,181 5 100 1050 0,02 0,25 6 96 1000 0,02 0,25 TỔNG 509 5180 0,119 1,49 BẢNG KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP LÚC PHỤ TẢI CỰC TIỂU Phụ tải Điện áp phía cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp (kV) % Độ lệch điện áp phía thứ cấp 1 114,7 112,75 23,67 7,59 2 114,19 112,75 23,67 7,59 3 113,6 111,4 23,39 6,3 4 114,69 112,29 23,58 7,18 5 113,91 111,38 23,8 8,18 6 114,43 113,4 23,1 8,22 BẢNG CÔNG SUẤT ĐẦU ĐƯỜNG DÂY CÓ NỐI VỚI NGUỒN STT Đường dây Công suất tác dụng đầu đường dây PS (MW) Công suất phản kháng đầu đường dây QS (MVAr) 1 N-1 16,308 8,49 2 N-3 13,917 12,12 3 N-5 8,407 7,33 4 N-6 7,029 6,379 TỔNG CÔNG SUẤT NGUỒN 45,661 40,039 7.4 Tính toán phân bố công suất lúc sự cố: 1. Khu vực 1: Khi đứt 01 dây trên đường dây lộ kép, dây còn lại phải tải toàn bộ dòng điện phụ tải còn lại. Quá trình tính nghịch: ZN-1 N SN-1 S’N-1 S”N-1 SRN-1 1 ΔPFe1 + jΔQFe1 ZB1 P1 + jQ1 a. Đoạn N-1 : Các thông số đường dây : ZN-1 = RN-1 + jXN-1 = 7,64 + j13,34 (Ω) ZB1= RB1 + jXB1 = 2,24 + j24,295 (Ω) = j42,45x10-6 (1/Ω) ΔPFe1 + jΔQFe1 = 0,096 + j1 (MVA) P1 + jQ1 = 8+ j8,16 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B1 : ΔPB1 = = 0,024 (MW) ΔQB1 = = 0,262 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-2 : SRN-2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + ΔQB2) + (ΔPFe2 + jΔQFe2) = (8,4 + j6,3) + (0,02+ j0,22) + (0,096 + j1) = 8,516 + j7,52 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-1: S”N-1 = SRN-1 – x U2đm = 8,12 + j9,42 – j42,45x10-6 x 1102 = 8,12 + j8,9 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn N-1 : ΔPN-1 = = 0,09 (MW) ΔQN-1 = = 0,16 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở ZN-1: S’N-1 S”N-1 + (ΔPN-1 + jΔQN-1) = (8,12 + j8,9) + (0,09 + j0,16) = 8,12 + j9,06 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-1 : SN-1 = S’N-1 – x U2đm = 8,12 + j9,061– j42,45x10-6 x 1102 = 8,21 + j8,54 (MVA) Z1-2 N S1-2 S’1-2 S”1-2 SR1-2 2 ΔPFe2 + jΔQFe2 ZB2 P2 + jQ2 b. Đoạn 1-2 : Các thông số đường dây : Z1-2= R1-2+ jX1-2= 18,96 + j18,22 (Ω) ZB2 = RB2 + jXB2 = 2,24 + j24,3 (Ω) = j52,875x10-6 (1/Ω) ΔPFe2 + jΔQFe2 = 0,096 + j1 (MVA) P2+ jQ2 = 7,6 + j5,7 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B2: ΔPB2 = = 0,016 (MW) ΔQB2 = = 0,181 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 1-2 : SR1-2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + ΔQB2) + (ΔPFe2 + jΔQFe2) = (7,6 + j5,7) + (0,016 + j0,181) + (0,096 + j1) = 7,71 + j6,88 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z1-2: S”1-2 = SR1-2 – x U2đm = 7,71 + j6,88 – j52,87x10-6 x 1102 = 7,71 + j6,24 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn 1-2: ΔP1-2 = = 0,15 (MW) ΔQ1-2= = 0,14 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = S”1-2 + (ΔP1-2+ jΔQ1-2) = (7,71 + j6,24) + (0,15 + j0,14) = 7,86 + j6,38 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 1-2: S1-2 = S’1-2– x U2đm = 7,86 + j6,38 – j52,87x10-6 x 1102 = 7,86 + j5,74 (MVA) Công sất đầu nguồn phát: SN = SN-1 + S1-2 = 8,21 + j8,54 + 7,86 + j5,74 = 16,07 + j14,28 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-1: Công suất đầu tổng trở ZN-1: S’N-1 = P’N-1 + jQ’N-1 = 8,21 + j9,06 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-2: ΔUN-1 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-1 = = 1,51 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-1: UN-1 = UN – ΔUN-1 = 121 – 1,51 = 119,49 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B1: SB1 = (P1 + jQ1) + (ΔPB1 + jΔQB1) ΔPB1 và ΔQB1 đã có trong quá trình tính ngược => SB1 = (8 + j8,16) + (0,024 + j0,262) = 8,024 + j8,42 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B1: ΔUB1 = = 1,83 (kV) Điện áp phụ tải 1 quy đổi về phía cao áp: U’N-1 = UN-1 – ΔUB1 = 119,49 – 1,83 = 117,66 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B1: Uhạ1 = = 265,88 (kV) %Độ lệch điện áp = = 17,66% b. Đoạn 1-2: Công suất đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = P’1-2+ jQ’1-2= 7,86 + j6,38 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 1-2: ΔU1-2= Với U1 = 1,1Uđm = 1,05x110 = 121 (kV) => ΔU1-2= = 2,26 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 1-2: U1-2 = U1 – ΔU1-2= 121 – 2,26 = 118,73 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B2: SB2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + jΔQB2) ΔPB2 và ΔQB2 đã có trong quá trình tính ngược => SB2 = (7,6 + j5,7) + (0,016 + j0,181) = 7,616 + j5,88 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B2: ΔUB2 = = 1,34 (kV) Điện áp phụ tải 2 quy đổi về phía cao áp: U’1-2= U1-2– ΔUB2 = 118,73 – 1,34 = 117,39 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B2: Uhạ2 = = 25,8 (kV) %Độ lệch điện áp = = 17,27% 2. Khu vực 2: do không liên tục nên không cần tính sự cố: 3. Khu vực 3: Sự cố mạch kín, đứt đoạn N-6 là nặng nhất Quá trình tính nghịch: ZN-5 5 Z5-6 6 N SN-5 S’N-5 S”N-5 SRN-5 S5-6 S’5-6 S” 5-6 SR5-6 ΔSFe5 ΔSFe6 ZB5 ZB6 P5 + jQ5 P6 + jQ6 Các thông số đường dây: ZN-5 = RN-5 + jXN-5 = 8,45 + j13,38 (Ω) Z5-6 = R5-6 + jX5-6 = 14,54 + j13,97 (Ω) = j42,53 x 10-6 (1/Ω) = j40,55 x 10-6 (1/Ω) ZB5= RB5 + jXB5 = 3,58 + j42,2 (Ω) ZB6 = RB6 + jXB6 = 2,24 + j24,295 (Ω) ΔSFe5 = ΔPFe5 + jΔQFe5 = 0,1 + j1,05 (MVA) ΔSFe6 = ΔPFe6 + jΔQFe6 = 0,096 + j1 (MVA) P5 + jQ5 = 17 + j0,39 (MVA) P6 + jQ6 = 21+ j18,52 (MVA) Đoạn 5-6: Tổn thất công suất trạm biến áp B6: ΔPB6 = = 0,145 (MVAr) ΔQB6 = = 1,574 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 5-6: SR5-6 = (P6 + jQ6) + (ΔPB6 +jΔQB6) + (ΔPFe6 + jΔQFe6) = (21 + j18,52) + (0,145 + j1,57) + (0,096 + j1) = 21,241+ j21,09 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z5-6: S”5-6 = SR5-6 – x U2đm = 21,241 + j21,09– j40,55x 10-6 x 1102 = 21,24 + j20,59 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 5-6: ΔP1-6 = = 1,05 (MW) ΔQ5-6 = = 1,01 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = S”5-6 + (ΔP5-6 + jΔQ5-6 ) = (21,24+ j20,59) + (1,05 + j1,01) = 22,29 + j21,6 (MVA) Công xuất đầu đoạn 5-6: S5-6 = S’5-6 – x U2đm = 22,29 + j21,6 – j40,55 x 10-6 x 1102 = 22,29 + j21,1 (MVA) Đoạn N-5: Tổn thất công suất trạm biến áp B5: ΔPB5 = = 0,085 (MW) ΔQB5 = = 1,008 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-5: SRN-5 = S5-6 + (P5 + jQ5) + (ΔPB5 +jΔQB5) + (ΔPFe5 + jΔQFe5) = (22,29 + j21,1) + (17 +j0,39) + (0,085 + j1,008) + (0,1 + j1,05) = 39,47 + j23,55 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-5: S”N-5 = SRN-5 – x U2đm = 39,47 + j23,55– j42,53 x 10-6 x 1102 = 39,47 + j23 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-5: ΔPN-5 = = 1,45 (MW) ΔQN-5 = = 2,3 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = S”N-5 + (ΔPN-5 + jΔQN-5 ) = (39,47 + j23) + (1,45 + j2,3) = 40,92 + j25,3 (MVA) Công xuất đầu đoạn N-5 cũng là công suất của nguồn cung cấp cho toàn đường dây: SN = SN-5 = S’N-5 – x U2đm = 40,92 + j25,3– j42,53x10-6 x 1102 = 40,92 + j24,78 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-5: Công suất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = P’N-5 + jQ’N-5 = 40,92+ j25,3 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-5: ΔUN-5 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-5 = = 5,65 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-5: UN-5 = UN – ΔUN-5 = 121 – 5,65 = 115,34 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B5: SB5 = (P5 + jQ5) + (ΔPB5 + jΔQB5) ΔPB5 và ΔQB5 đã có trong quá trình tính ngược => SB5 = (17 + j0,39) + (0,085 + j1,008) = 17,085 + j1,39 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B5: ΔUB5 = = 1,03 (kV) Điện áp phụ tải 5 quy đổi về phía cao áp: U’N-5 = UN-5 – ΔUB5 = 115,34– 1,03 = 114,3 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B1: Uhạ5 = = 25,146 (kV) %Độ lệch điện áp = = 14,3% b. Đoạn 5-6: Công suất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = P’5-6 + jQ’5-6 = 22,29 + j21,6 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔU5-6 = = 5,17 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 5-6: U5-6 = UN – ΔU5-6 = 121 – 5,17 = 115,82 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B5: SB6 = (P6 + jQ6) + (ΔPB6 + jΔQB6) ΔPB6 và ΔQB6 đã có trong quá trình tính ngược => SB6 = (21 + j18,52) + (0,145 + j1,57) = 22,145+ j19,82 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B6: ΔUB6 = = 0,82 (kV) Điện áp phụ tải 6 quy đổi về phía cao áp: U’5-6 = U5-6 – ΔUB6 = 115,82 – 0,82 = 114,99 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B6: Uhạ6 = = 25,29 (kV) %Độ lệch điện áp = = 14,95% BẢNG KẾT QUẢ TÍNH TỔN THẤT ĐƯỜNG DÂY Khu vực Đường dây Tổn thất công suất tác dụng ∆PL (MW) Tổn thất công suất phản kháng ∆QL (MVAr) Công suất kháng do ½ điện dung đường dây sinh ra ΔQC (MVAr) 1 N-1 0,09 0,16 0,5 1-2 0,15 0,14 0,63 3 5-6 1,05 1,01 0,439 N-5 1,45 2,3 0,51 TỔNG 2,74 3,61 2,079 BẢNG TỔN THẤT CÔNG SUẤT TRONG TRẠM BIẾN ÁP Trạm biến áp ΔPFe (kW) ΔQFe (kVAr) ΔPB (MW) ΔQB (MVAr) 1 96 1000 0,02 0,28 2 96 1000 0,024 0,262 5 100 1050 0,085 1,008 6 96 1000 0,145 1,57 TỔNG 509 5180 0,274 3,12 BẢNG KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP LÚC SỰ CỐ Phụ tải Điện áp phía cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp (kV) % Độ lệch điện áp phía thứ cấp 1 119,49 117,66 25,88 17,66 2 118,73 117,39 25,8 17,27 5 115,34 114,3 25,14 14,3 6 115,84 114,99 25,29 14,95 BẢNG CÔNG SUẤT ĐẦU ĐƯỜNG DÂY CÓ NỐI VỚI NGUỒN STT Đường dây Công suất tác dụng đầu đường dây PS (MW) Công suất phản kháng đầu đường dây QS (MVAr) 1 N-1 8,21 8,54 2 N-3 35,059 20,67 3 N-5 40,92 24,78 4 N-6 17,58 13,53 TỔNG CÔNG SUẤT NGUỒN 109,62 73,26 CHƯƠNG 8 ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN 8.1 Nội dung: Nhiều biện pháp điều chỉnh điện áp tại phụ tải được áp dụng nhằm đảm bảo chất lượng điện áp vận hành, đặt thiết bị bù, phân bố công suất hợp lí trong mạng điện, thay đổi đầu phân áp của máy biến áp thường và máy biến áp điều áp dưới tải Trong phạm vi đồ án môn học ngoài việc điều chỉnh thanh cái cao áp của nguồn sẽ tính toán chọn đầu phân áp tại các trạm giảm áp nhằm đảm bảo điện áp tại thanh cái ha áp trong phạm vi độ lệch cho phép. Việc chọn máy biến áp có đầu phân áp điều chỉnh thường (phải cắt điện máy biến áp khi thay đổi đầu phân áp), hay máy biến áp có đầu phân áp điều dưới tải phụ thuộc vào việc tính toán chọn đầu phân áp ứng với các chế độ làm việc khác nhau của mạng điện và vào yêu cầu phải điều chỉnh.Yêu cầu điều chỉnh điện áp phía hạ áp của Mạng điện là : +5% 8.2 Chọn đầu phân áp: Trong chương 7 ta đã có kết qủa tính toán điện áp phía hạ và độ lệch điện áp khi phía cao áp giả thiết đang dùng đầu định mức. Đầu phân áp Upa cao hay Upa tiêu chuẩn (kV) +14,24% 125,664 +12,46% 123,706 +10,68% 121,748 +8,90 % 119,79 +7,12 % 117,832 +5,34 % 115,874 +3,56 % 113,916 +1,78 % 111,958 0 % 110 kV (đầu định mức) - 1.78% 108.042 - 3.56% 106.084 - 5.34% 104.126 - 7.12% 102.168 - 8.90% 100.21 - 10.68% 98.252 -12.46% 96.294 - 14.24% 94.366 Chọn máy biến áp có 1 đầu định mức và ±8 × 1,78% theo bảng PL 4.4 Uđm cao / Uđm hạ = 110 / 22 (kV) Chọn Ukt hạ = 1,05 x Udm hạ = 1,05 x 22= 23,1 (kV) Với Uyc hạ = 22 + 5% = 22 - 23,1 (kV) Sơ đồ thay thế của máy biến áp lúc không tải Sơ đồ thay thế của máy biến áp lúc mang tải 8.3 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trong các trình trạng làm việc của mạng điện: 8.3.1 - Lúc phụ tải cực đại: - Máy biến áp 1: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp. Chọn đầu phân áp (+5) ứng với Upa cao = 119,79kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 2: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+3) ứng với Upa cao = 115,874 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 3: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 4: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+4) ứng với Upa cao = 117,832 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 5: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+5) ứng với Upa cao = 119,79kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 6: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916kV (kV) Độ lệch điện áp: BẢNG KẾT QUẢ CHỌN ĐẦU PHÂN ÁP LÚC PHỤ TẢI CỰC ĐẠI Trạm biến áp Uhạ trước khi chọn đầu phân áp Đầu phân áp chọn Uhạ sau khi chọn đầu phân áp % Độ lệch điện áp sau khi điều chỉnh 1 26,12 +5 x 1,78% 22,89 4,04 2 25,28 +3 x 1,78% 22,9 4,09 3 24,99 +2 x 1,78% 23,03 4,68 4 25,58 +4 x 1,78% 22,79 3,59 5 25,95 +5 x 1,78% 22,74 3,36 6 24,06 +2 x 1,78% 22,63 2,86 8.3.2 - Lúc phụ tải cực tiểu: - Máy biến áp 1: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp. Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 2: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 3: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+1) ứng với Upa cao = 111,958 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 4: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 5: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 6: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916 kV (kV) Độ lệch điện áp: BẢNG KẾT QUẢ CHỌN ĐẦU PHÂN ÁP LÚC PHỤ TẢI CỰC TIỂU Trạm biến áp Uhạ trước khi chọn đầu phân áp Đầ