Đề tài Thiết kế trạm biến áp 2100 kVA - 22/ 0,4 kV

LỜI NÓI ĐẦU *****@***** Đất nước đang trên đà phát triển và hội nhập quốc tế.Hệ thống điện Việt Nam cũng ngày càng lớn mạnh mạnh cả về qui mô và chất lượng cung cấp điện. Việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, đảm bảo chất lượng là một vấn đề quan trọng hàng đầu khi thiết kế một mạng điện. Độ tin cậy cung cấp điện tuỳ thuộc vào tính chất, yêu cầu của phụ tải. Chất lượng điện năng được đánh giá qua hai chỉ tiêu là tần số và điện áp. Chỉ tiêu tần số mang tính chất toàn hệ thống, vì vậy chỉ tiêu này do cơ quan điều khiển hệ thống điện Quốc gia điều chỉnh. Người thiết kế phải đảm bảo chất lượng điện áp theo qui định cho khách hàng tại các nút phụ tải. Mạng điện thiết kế phải đảm bảo an toàn cho người vận hành, làm việc tin cậy, vận hành linh hoạt, kinh tế và an toàn cho các thiết bị trong toàn hệ thống. Hệ thống điện thiết kế còn phải đảm bảo tính kinh tế, kỹ thuật cao, do đó người thiết kế cần phải cân nhắc để lựa chọn phương án tối ưu là tổng hợp các yếu tố trên. Nội dung của đồ án thiết kế gồm hai phần: Phần I: Thiết kế lưới điện khu vực gồm một nhà máy nhiệt điện và hệ thống điện, cung cấp điện cho 9 phụ tải. Phần II: Thiết kế trạm biến áp 2´100 kVA - 22/ 0,4 kV. Sau một thời gian học tập, nghiên cứu, dưới sự hướng dẫn trực tiếp của Thầy giáo: TS. Nguyễn Lân Tráng, cùng với sự chỉ bảo nhiệt tình đầy trách nhiệm của các thầy giáo, cô giáo Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, đặc biệt là các thầy, các cô trong Bộ môn Hệ thống điện, em đã hoàn thành bản Đồ án tốt nghiệp của mình. Do thời gian có hạn và khả năng của bản thân còn nhiều hạn chế, vì vậy bản Đồ án không tránh khỏi những khiếm khuyết, em rất mong nhận được sự giúp đỡ chỉ bảo của các thầy, các cô để bản Đồ án của em được hoàn thiện hơn. Em xin chân thành cảm ơn! Hà Nội, ngày tháng năm 2006 Sinh viên Nguyễn Ngọc Hiệp PHẦN I: THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC CHƯƠNG 1 PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI Để chọn được phương án nối điện tối ưu cần tiến hành phân tích những đặc điểm của các nguồn cung cấp và các phụ tải. Trên cơ sở đó xác định những phụ tải và công suất mà các nguồn cần cấp sao cho hợp lý, từ đó dự kiến các sơ đồ nối điện của lưới điện đang thiết kế. Phương án tối ưu sẽ được tính toán lựa chọn trong các sơ đồ đưa ra. CÁC SỐ LIỆU VỀ NGUỒN CUNG CẤP VÀ PHỤ TẢI: Sơ đồ địa lý: 1.1.2. Những số liệu về nguồn cung cấp: Nhà máy nhiệt điện: Công suất đặt: PI = 3 ´ 80 = 240 MW Hệ số công suất: cosj = 0,85 Điện áp định mức: Uđm = 10,5 kV Hệ thống điện: Công suất vô cùng lớn. Hệ số công suất: cosj = 0,85 Điện áp định mức thanh cái: Uđm = 110 kV. 1.1. 3. Những số liệu về phụ tải: Bảng 1-1: Phụ tải Số liệu 1 2 3 4 5 6 7 8 9 PMax ( MW ) 20 28 20 32 30 32 32 28 22 PMin ( MW ) 12 16,8 12 19,2 18 19,2 19,2 16,8 13,2 Cosj 0,95 0,9 0,9 0,92 0,9 0,95 0,85 0,92 0,9 QMax ( MVAr ) 6,57 13,56 9,69 13,62 14,53 10,52 19,83 11,93 10,66 QMin ( MVAr ) 3,94 8,14 5,81 8,18 8,72 6,31 11,42 7,16 6,39 SMax (MVA ) 21,05 31,11 22,22 34,78 33,33 33,68 37,65 30,44 24,44 SMin (MVA ) 12,63 18,67 13,33 20,87 20,00 20,21 22,59 18,26 14,67 Loại hộ phụ tải I I III I I I I III I Yêu cầu điều chỉnh điện áp KT T KT KT T T KT T KT Điện áp thứ cấp ( kV ) 22 22 22 22 22 22 22 22 22 PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI: Từ các số liệu đã cho ở trên, ta có thể rút ra những nhận xét sau: 1.2.1. Nguồn cung cấp: a, Hệ thống điện (HT) Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn , hệ số công suất trên thanh góp 110 kV của hệ thống bằng 0,85. vì vậy cần phải có sự liên hệ giữa hệ thống và nhà máy điện để có thể trao đổi công suất giữa hai nguồn cung cấp khi cần thiết, đảm bảo cho hệ thống thiết kế làm việc bình thường trong các chế độ vận hành. Mặt khác, vì hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên chọn hệ thống là nút cân bằng công suất và nút cơ sở về điện áp. Ngoài ra, do hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên không cần phải dự trữ công suất trong nhà máy nhiệt điện, nói cách khác công suất tác dụng và phản kháng dự trữ sẽ được lấy từ hệ thống điện. b, Nhà máy nhiệt điện (NĐ). Nhà máy nhiệt điện có 3 tổ máy phát. mỗi máy phát có công suất phát định mức 80 MW, coj = 0,85, điện áp định mức 10,5 kV, như vậy tổng công suất định mức của nhà máy nhiệt điện bằng 3 ´ 80 = 240 MW. Nhiên liệu của nhà máy nhiệt điện có thể là than đá, dầu và khí đốt. Hiệu suất của các nhà máy nhiệt điện tương đối thấp (khoảng 30 ¸ 40%). Thời gian khởi động và tăng phụ tải của nhà máy chậm đồng thời công suất tự dùng của nhà máy nhiệt điện thường chiếm khoảng 6 ¸ 15% tuỳ theo loại nhà máy nhiệt điện. Đối với nhà máy nhiệt điện, các máy phát làm việc ổn định khi phụ tải P³ 70% Pđm; khi phụ tải P < 30% Pđm, các máy phát ngừng làm việc. Công suất phát kinh tế của các máy phát nhà máy nhiệt điện thường bằng (70 ¸ 90%) Pđm. Khi thiết kế chọn công suất phát kinh tế bằng 80% Pđm, nghĩa là: Pkt = 80% Pđm. Do đó khi phụ tải cực đại cả 3 máy phát đều vận hành và tổng công suất tác dụng phát ra của nhà máy nhiệt điện bằng: Pkt = MW. Trong chế độ phụ tải cực tiểu, dự kiến ngừng một máy phát để bảo dưỡng, hai máy phát còn lại sẽ phát 70% Pđm, nghĩa là tổng công suất phát của nhà máy nhiệt điện bằng: Pkt = MW. Khi sự cố ngừng một máy phát, hai máy phát còn lại sẽ phát 100% Pđm, như vậy: PF = 2´ 80 = 160 MW. Phần công suất thiếu trong các chế độ vận hành sẽ được cung cấp từ hệ thống điện. 1.2.2. Phụ tải: Trong HTĐ thiết kế có 09 phụ tải, trong đó có 07 phụ tải loại I và 02 hộ phụ tải loại III, thời gian sử dụng phụ tải cực đại Tmax= 4800 h, các phụ tải có 05 phụ tải yêu cầu điều chỉnh khác thường. Điện áp thứ cấp định mức của các trạm hạ áp bằng 22 kV. Phụ tải cực tiểu bằng 0,6 phụ tải cực đại. Theo sơ đồ phân bố phụ tải cho ta thấy phụ tải được phân bố tập trung về hai phía, điều đó cho phép khi thiết kế có thể phân thành 2 vùng phụ tải như sau: - Vùng 1 nhận điện từ nhà máy nhiệt điện: Gồm 05 phụ tải 1, 2, 3, 4 và 5. - Vùng 2 nhận điện từ hệ thống: Gồm 03 phụ tải 7, 8 và 9. - Riêng phụ tải 6 nằm giữa nhà máy nhiệt điện và hệ thống nên nhận điện từ 2 nguồn. Trong 9 phụ tải, có 7 phụ tải loại I có yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện cũng như chất lượng điện năng cao. Vì hộ loại I nếu xảy ra mất điện sẽ gây thiệt hại lớn về kinh tế, chính trị và an toàn cho tính mạng con người, nên khi thiết kế đối với các phụ tải loại I ta phải cấp điện bằng đường dây kép hoặc mạch vòng. Phụ tải ở xa nguồn nhất là phụ tải 3 (82,46 km). Phụ tải gần nguồn nhất là phụ tải 2 (60,83 km). Đây là khu công nghiệp và dân cư, với khoảng cách giữa nhà máy nhiệt điện và hệ thống cũng như khoảng cách từ nguồn đến phụ tải xa nhất là khá lớn, do vậy ta phải sử dụng đường dây trên không để tải điện, sử dụng dây nhôm lõi thép (AC) làm dây truyền tải điện để đảm bảo khả năng dẫn điện, độ bền cơ cũng như tính kinh tế cao, sử dụng cột bê tông li tâm cho những vị trí cột đỡ, Những vị trí néo, góc, vượt đường, sông, đồi núi được sử dụng cột sắt mạ kẽm nhúng nóng. Toàn tuyến đường dây được sử dụng sứ chuỗi. CHƯƠNG 2 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN Đặc điểm của quá trình sản xuất điện năng là công suất do các nhà máy trong hệ thống sản xuất ra phải luôn cân bằng với công suất tiêu thụ của các phụ tải tại mọi thời điểm, kể cả tổn thất công suất trong các mạng điện. Nếu sự cân bằng bị phá vỡ thì chỉ tiêu chất lượng điện năng bị giảm, dẫn đến giảm chất lượng của sản phẩm hoặc có thể làm mất ổn định, nguy hại hơn là làm tan rã hệ thống. Việc cân bằng công suất trong hệ thống điện cho thấy khả năng cung cấp của các nguồn phát và yêu cầu của các phụ tải có cân bằng hay không, từ đó sơ bộ định ra phương thức vận hành cho nhà máy để đảm bảo cung cấp công suất, thoả mãn các yêu cầu về kỹ thuật và có hiệu quả kinh tế cao nhất. Đặc biệt việc tính toán cân bằng công suất cho hệ thống trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và chế độ sự cố, nhằm đảm bảo độ tin cậy của hệ thống, đảm bảo các chỉ tiêu về chất lượng điện cung cấp cho các phụ tải. 2.1. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG Công suất tác dụng có quan hệ chặt chẽ với tần số của dòng điện xoay chiều, tần số trong hệ thống sẽ thay đổi khi sự cân bằng công suất trong hệ thống bị phá vỡ. Giảm công suất tác dụng phát ra dẫn đến giảm tần số, ngược lại tăng công suất tác dụng phát ra dẫn đến tăng tần số. Vì vậy, tại mỗi thời điểm trong các chế độ xác lập của hệ thống điện, các nhà máy điện trong hệ thống cần phát đủ công suất bằng công suất của hộ tiêu thụ, kể cả tổn thất công suất trong hệ thống. Cân bằng sơ bộ công suất tác dụng được thực hiện trong chế độ phụ tải cực đại của hệ thống. Phương trình cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống điện được biểu diễn như sau: PNĐ + PHT = Ptt = mSPpt + SDPmđ + SPtd + SPdtr ( 2-1 ) Trong đó: + PNĐ : Là công suất tác dụng của các nhà máy điện phát ra. Trong chương trước đã tính được công suất phát kinh tế của nhà máy nhiệt điện bằng: PNĐ = Pkt = 192 MW. + PHT : Công suất nhận từ hệ thống. PHT = Ptt - PNĐ + m : Là hệ số đồng thời ( ở đây lấy m = 1 ). + SPpt : Là tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ SPpt = 20 + 28 + 20 + 32 + 30 + 32 + 32 + 28 + 22 = 244 MW + SDPmđ : Là tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp trong tính toán sơ bộ ta chọn: SDPmđ = 5% mSPpt = 5%. 244 = 12,2 MW + Ptd : Là công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện. Ta chọn: Ptd = 10%Pđm = 0,1 ´ 240 = 24 MW + SPdtr : Là tổng công suất tác dụng dự trữ của toàn hệ thống. Bởi vì hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên công suất dự trữ sẽ lấy từ hệ thống, do đó Pdtr = 0. Do đó công suất tiêu thụ của lưới điện bằng : Ptt = 244 + 12,2 + 24 = 280,20 MW Như vậy trong chế độ phụ tải cực đại công suất mà lưới điện nhận từ hệ thống bằng : PHT = Ptt - PNĐ = 280,20 - 192 = 88,20 MW 2.2. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Sự cân bằng công suất đòi hỏi không chỉ đối với công suất tác dụng mà còn cả đối với công suất phản kháng. Cân bằng công suất phản kháng có ý nghĩa quyết định đến chất lượng điện áp của mạng điện. Phá hoại sự cân bằng công suất sẽ dẫn đến thay đổi điện áp ở hộ tiêu thụ, nếu thiếu công suất phản kháng làm cho điện áp ở hộ tiêu thụ bị giảm thấp, ngược lại sẽ làm tăng điện áp. Vì vậy, để đảm bảo chất lượng điện áp ở hộ tiêu thụ cần phải cân bằng công suất phản kháng. Phương trình cân bằng công suất phản kháng được biểu diễn như sau: QNĐ + QHT =Qtt = mSQpt + SDQB + SDQL - SQC + SQtd + SQdtr ( 2-2 ) Trong đó: + QNĐ : Là tổng công suất phản kháng do nhà máy nhiệt điện phát ra. QNĐ = PNĐ .tgjF Nhà máy điện cho: CosjF = 0,85 Þ tgjf = 0,62, do đó ta có: QNĐ = 192 . 0,62 = 119,04 MVAr. + QHT : Là công suất phản kháng nhận từ hệ thống. QHT = PHT . tgjHT Do cojHT = 0,85 Þ tgjHT = 0,62 vậy ta có: QHT = 88,2 . 0,62 = 54,68 MVAr + Qtt: Công suất tiêu thụ của lưới điện. + m : Là hệ số đồng thời (ở đây lấy m = 1). + SQpt : Là tổng công suất phản kháng cực đại của các phụ tải SQpt = SQptmax = 6,57 + 13,56 + 9,69 + 13,63 + 14,53 + 10,52 + 19,83 +11,93 + 10,66 = 110,92 MVAr. + SDQB : Là tổng tổn thất công suất phản kháng trong các máy biến áp của hệ thống Ta lấy: SDQB = 15%SQpt = 15%. 110,92= 16,64 MVAr. + SDQL: Là tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây của mạng điện. + SQC: Là tổng công suất phản kháng do dung dẫn của các đường dây cao áp trong mạng điện sinh ra. Với mạng điện đang xét, trong tính toán sơ bộ ta có thể coi: SDQL = SQC + Qtd : Là công suất phản kháng tự dùng của nhà máy nhiệt điện. Qtd = Ptd . tgjtd Chọn Cosjtd = 0,75 Þ tgjtd = 0,882 do đó ta có: SQtd = 24. 0,882 = 19,73 MVAr + SQdtr : Là tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống, ở đây do hệ thống có công suất vô cùng lớn ta lấy Qdtr = 0. Như vậy tổng công suất tiêu thụ trong mạng điện bằng : Qtt = 110,92 + 16,64 + 19,73 = 147,29 MVAr. Tổng công suất do nhà máy và hệ thống cung cấp bằng : QNĐ + QHT = 119,04 + 54,68 = 173,72 MVAr Ta thấy QNĐ + QHT > Qtt , do vậy trong bước tính sơ bộ ta không cần đặt thêm các thiết bị bù công suất phản kháng. 2.3. SƠ BỘ XÁC ĐỊNH PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH CHO NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN: 2.3.1. Chế độ phụ tải cực đại: Tổng công suất tác dụng tiêu thụ của mạng điện trong chế độ phụ tải cực đại (chưa kể đến dự trữ của hệ thống) bằng: Ptt = mSPpt + SDPmđ + SPtd Ptt = 244 + 12,2 + 24 = 280,2 MW Vì hệ thống và nhà máy nhiệt điện có vai trò là như nhau, nhưng hệ thống có công suất vô cùng lớn do đó ta cho nhà máy nhận tải trước. Các nhà máy nhiệt điện vận hành kinh tế khi công suất phát chiếm (70 ¸ 90%) công suất định mức của các tổ máy, vì vậy ta cho nhà máy phát 80% công suất đặt. PNĐ = Pkt = 80%. 240 = 192 MW. Lượng công suất còn lại do hệ thống cung cấp bằng: PHT = SPy/c - PNĐ = 280,2 - 192 = 88,2 MW 2.3.2. Chế độ phụ tải cực tiểu: Tổng công suất tiêu thụ trong chế độ phụ tải Min bằng: Ptt = 60%(SPttMax + SDPmđMax) = 0,6( 244 + 0,05. 244) = 153,72 MW. Trong chế độ cực tiểu dự kiến ngừng một máy phát , hai máy phát còn lại sẽ phát 70 % công suất, nghĩa là công suất phát của nhà máy : PNĐ = 70% .2.80 = 112 MW Trong đó : + Phần tự dùng là : PtdNĐ = 10%. 160 = 16 MW + Phần phát lên lưới là : PvhNĐ = 112 - 16 = 96 MW Lượng công suất còn lại do hệ thống cung cấp bằng : PHT = 153,72 - 96 = 57,72 MW 2.3.3. Trường hợp sự cố: Với giả thiết không xét đến sự cố xếp chồng thì sự cố nặng nề nhất là hỏng 1 tổ máy 80 MW, khi đó để đáp ứng nhu cầu của phụ tải ta phải cho nhà máy phát 100% công suất của 2 tổ máy còn lại. PNĐ = 160 MW Trong đó: + Phần tự dùng là: PtdNĐ = 10%. 160 = 16 MW + Phần phát lên lưới là: PvhNĐ = 160 - 16 = 144 MW Lượng công suất còn lại do hệ thống cung cấp bằng : PHT = 244 + 0,05. 244 - 144 = 112,2 MW Bảng 2-1 Chế độ phụ tải Nguồn cấp Công suất phát Pf (MW) Tự dùng (MW) Số tổ máy làm việc Pf / Pđm (%) Max NĐ 192 24 3´80 80 HT 88,2 Min NĐ 112 16 2´80 70 HT 57,72 Sự cố NĐ 160 16 2´80 100 HT 112,2 CHƯƠNG 3 LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP ĐỊNH MỨC CỦA MẠNG ĐIỆN 3.1. NGUYÊN TẮC CHỌN ĐIỆN ÁP TẢI ĐIỆN: Trong quá trình thiết kế mạng điện việc lựa chọn hợp lý điện áp định mức là một trong những khâu quan trọng, vì nó ảnh hưởng trực tiếp đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện như : Vốn đầu tư, tổn thất điện áp, tổn thất điện năng, chi phí vận hành,... Để chọn được cấp điện áp hợp lý phải thoả mãn các yêu cầu sau: Đáp ứng được các yêu cầu của phụ tải . Phù hợp với lưới điện hiện tại và lưới điện Quốc gia. Mạng điện có chi phí tính toán là nhỏ nhất. Khi tính toán thực tế ta sử dụng công thức kinh nghiệm sau: Ui = 4,34 (kV) Trong đó: + li : Là chiều dài đoạn đường dây thứ i, (km) + Pi : Là công suất truyền tải trên đoạn đường dây thứ i, (MW) + Ui : Là điện áp tại phụ tải thứ i, (với i = 1 ¸ 9) . Nếu tính được Ui = (70 ¸ 160) kV, thì ta chọn cấp điện áp định mức là Uđm = 110 kV. 3.2. TÍNH CHỌN CẤP ĐIỆN ÁP VẬN HÀNH CHO MẠNG ĐIỆN: Để đơn giản ta có thể dùng sơ đồ hình tia như sau để tính toán chọn điện áp cho toàn mạng điện: - Tính điện áp vận hành cho nhánh NĐ - PT1: U1 = 4,34 = 85,79 kV. - Tính công suất truyền tải trên đường dây liên lạc NĐ - PT6 - HT: + Công suất truyền tải giữa NĐ và phụ tải 6 được xác định theo công thức sau: PNĐ - 6 = PNĐ - SP1,2,3,4,5 - SDPmđ 1,2,3,4,5 - PtdNĐ Trong đó: + SP1,2,3,4,5 = 20 + 28 + 20 +32 +30 = 130 MW + SDPmđ 1,2,3,4,5 = 5% SP1,2,3,4,5 = 0,05.130 = 6,5 MW + PtdNĐ = 10% PNĐ = 0,1.240 = 24 MW. + PNĐ = Pkt = 192 MW (đã tính được ở mục 2.3.1) Þ PNĐ - 6 = 192 - 130 - 6,5 - 24 = 31,5 MW + Công suất truyền tải giữa HT và phụ tải 6 là: PHT - 6 = P6 + SDPmđ6 - PNĐ - 6 = 32 + 0,05.32 - 31,5 = 2,1 MW - Tính điện áp vận hành cho nhánh NĐ - PT6 và PT6 - HT: UNĐ-6 = 4,34 = 104,04 kV. UHT-6 = 4,34 = 39,92 kV. Tính toán tương tự cho các nhánh còn lại, ta có kết quả tính toán trong bảng sau: Bảng 3 - 1 Lộ đường dây li (km) Pi (MW) Ui (kV) NĐ - PT1 70,71 20 85,79 NĐ - PT2 60,83 28 97,89 NĐ - PT3 82,46 20 87,07 NĐ - PT4 67,08 32 104,44 NĐ - PT5 72,80 30 102,04 NĐ - PT6 70,71 31,5 104,04 HT - PT6 50,99 2,1 39,92 HT -PT7 60,83 32 103,87 HT -PT8 72,11 28 98,97 HT -PT9 64,03 22 88,52 Từ bảng kết quả tính toán ở trên, ta thấy tất cả các giá trị điện áp tính được hầu hết đều nằm trong khoảng (70 ¸ 160) kV. Vậy ta chọn cấp điện áp định mức tải điện cho toàn mạng điện thiết kế là Uđm = 110 kV và tất cả các phương án thiết kế đều chọn cấp điện áp này. CHƯƠNG 4 CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU 4.1. NHỮNG YÊU CẦU CHÍNH ĐỐI VỚI MẠNG ĐIỆN Việc dự kiến các phương án và lựa chọn phương án nối dây tối ưu của mạng điện khi thiết kế có tính quyết định, vì nó ảnh hưởng tới việc thi công, quản lý vận hành cũng như các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật. Các phương án nối dây của lưới điện phải xuất phát từ các yêu cầu về: 1) Độ tin cậy cung cấp điện. 2) Đảm bảo chất lượng điện. 3) Đảm bảo tính linh hoạt cao. 4) Đảm bảo an toàn cung cấp điện. 4.2. LỰA CHỌN DÂY DẪN Dây dẫn dùng để dẫn điện từ nguồn đến các phụ tải, các vật liệu dùng để chế tạo dây dẫn là: đồng, nhôm, thép và hợp kim. Dây đồng: Đồng là vậy liệu dẫn điện tốt nhất vì có điện trở suất nhỏ. Bề mặt của các sợi dây đồng bọc một lớp oxit đồng nên khả năng chống ăn mòn tốt. Nhược điểm của dây đồng là rất đắt tiền, do đó chỉ được sử dụng trong các mạng điện đặc biệt. Dây nhôm: Nhôm là kim loại dẫn điện tốt chỉ sau đồng. Dây nhôm có khả năng chống ăn mòn tốt, song độ bền cơ tương đối nhỏ. Dây nhôm lõi thép: Được sử dụng phổ biến nhất ở các đường dây trên không điện áp từ 35kV trở lên. Dây nhôm lõi thép có độ bền cơ rất tốt, giá thành tương đối rẻ. Vậy đối với đường dây thiết kế, để đảm bảo tính kinh tế - kỹ thuật ta chọn sử dụng loại dây nhôm lõi thép (AC). 4.3. PHÂN VÙNG CẤP ĐIỆN Căn cứ vào sơ đồ địa lý giữa nguồn và các phụ tải, công suất đặt và chế độ làm việc của các nhà máy điện, ta có thể phân vùng cung cấp điện như sau: Vùng 1: Gồm các phụ tải 1,2,3,4 và 5 được cung cấp điện từ nhà máy NĐ. Vùng 2: Gồm các phụ tải 7,8 và 9 được cung cấp điện từ HT. Riêng phụ tải 6 nhận điện từ cả 2 nguồn là nhà máy NĐ và HT. Để liên lạc giữa nhà máy điện và hệ thống ta dùng đường dây kép qua PT6. 4.4. TÍNH TOÁN SO SÁNH KỸ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN Sử dụng phương pháp mô men phụ tải, sơ bộ chọn được các phương án sau: 4.4.1. CÁC PHƯƠNG ÁN CHỌN SƠ BỘ 1) Phương án 1: 2) Phương án 2: 3) Phương án 3: 4)Phương án 4: 5) Phương án 5: 4. 4.2. TÍNH TOÁN SO SÁNH KỸ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN: Đối với 5 phương án đã chọn, ta thấy trong cả 5 phương án đều có sơ đồ nối dây là: NĐ và HT được liên lạc với nhau qua phụ tải 6. Do vậy ta sẽ kiểm tra kỹ thuật của đường dây liên lạc cố định giữa 2 nguồn cung cấp cho mạng điện qua phụ tải 6 của phương án1, các phương án sau ta sử dụng kết quả đã tính mà không phải tính lại nhiều lần. Để giảm khối lượng tính toán các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật, trước hết ta tính các thông số kỹ thuật cho các phương án, loại bỏ các phương án không đảm bảo điều kiện kỹ thuật, giữ lại các phương án đảm bảo về mặt kỹ thuật để tính toán và so sánh về mặt kinh tế. Khi so sánh các phương án về mặt kỹ thuật ta cần tiến hành các bước sau: 1) Chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện Jkt: Dây dẫn lựa chọn là dây nhôm lõi thép (AC), loại dây này có độ dẫn điện tốt, độ bền cơ cao và giá thành hợp lý, do đó được sử dụng rộng rãi trong thực tế. Vì mạng điện thiết kế là mạng 110 kV có chiều dài lớn, nên tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ dòng điện kinh tế (Jkt). Tiết diện kinh tế được tính theo công thức sau: Fi = (mm2) Trong đó: + Fi : Là tiết diện dây dẫn tính toán của đoạn đường dây thứ i (mm2) + IMax i : Là dòng điện chạy trên đoạn đường dây thứ i khi phụ tải cực đại (A) + Jkt : Là mật độ dòng điện kinh tế, nó phụ thuộc vào thời gian sử dụng công suất lớn nhất (TMax) và loại dây dẫn. (A/mm2) Với thời gian sử dụng công suất lớn nhất đã cho: TMax = 4800h và dùng dây AC cho toàn mạng. Tra bảng 2- 4, Trang 64 - Thiết kế các mạng & Hệ thống điện - NXB Khoa học Kỹ thuật 2004 của tác giả Nguyễn Văn Đạm, ta có: Jkt = 1,1 A/mm2. Đối với đường dây một mạch thì: IMax = . 103 = . 103 (A) Đối với đường dây 2 mạch thì: IMax = . 103 = . 103 (A) Từ Fi tính toán được, ta chọn tiết diện tiêu chuẩn gần nhất (Ftc), sau đó kiểm tra tiết diện dây dẫn đã chọn theo các điều kiện: Vầng quang điện, độ bền cơ, điều kiện phát nóng dây dẫn và điều kiện tổn thất điện áp cho phép. 2) Kiểm tra tiết diện dây dẫn vừa chọn theo các điều kiện: a) Điều kiện vầng quang điện: Đối với cấp điện áp 110 kV, để đảm bảo không phát sinh vầng quang thì dây dẫn phải có tiết diện F ³ 70 mm2. Điều kiện này được phối hợp với điều kiện độ bền cơ (khi dây dẫn đã đảm bảo điều kiện vầng quang thì luôn luôn đảm bảo độ bền cơ). b) Điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố dùng để kiểm tra điều kiện kỹ thuật với lộ kép là khi đứt 1 nhánh trong lộ kép của đường dây, với mạch vòng thì ta phải xét cụ thể sự cố xảy ra trên các nhánh. Kiểm tra theo điều kiện phát nóng là: dòng điện chạy trên dây dẫn khi xảy ra sự cố phải thoả mãn: ISC £ k. ICP Trong đó: + K : Là hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ khác nhiệt độ tiêu chuẩn, ứng với nhiệt độ môi trường là 250c thì k = 0,8. + ICP : Là dòng điện cho phép của dây dẫn, nó phụ thuộc vào bản chất và tiết diện dây dẫn (Tra bảng). c) Kiểm tra điều kiện tổn thất điện áp: Kiểm tra trong 2 điều kiện là khi vận hành bình thường ở chế độ phụ tải cực đại và khi sự cố nặng nề nhất. DUbt Max (%) £ DUbt CP (%) = 10% DUSC Max (%) £ DUSC CP (%) = 20% Nếu hộ tiêu thụ ở xa nguồn mà dự kiến dùng MBA điều áp dưới tải, vì loại MBA này có phạm vi điều chỉnh rộng nên có thể cho phép: DUbt Max (%) £ DUbt CP (%) = 15 ¸ 20% DUSC Max (%) £ DUSC CP (%) = 20 ¸ 25% Trong đó: DUbt Max , DUSC Max : Là tổn thất điện áp lúc bình thường với phụ tải cực đại và tổn thất điện áp lúc sự cố nặng nề nhất. Nó được tính theo công thức: DUi% = . 100 (%) + Pi , Qi : Là công suất chạy trên đoạn đường dây thứ i (MW, MVAr). + Ri , Xi : Là điện trở tác dụng và điện kháng của đoạn đường dây thứ i (W). Phương án 1: Sơ đồ nối dây như sau: (*)Xét đường dây liên lạc: NĐ - PT6 và HT - PT6, ta có: - Công suất truyền tải trên đoạn đường dây NĐ - PT6 được xác định theo biểu thức sau: PNĐ - 6 = PNĐ - SP1,2,3,4,5 - SDPmđ 1,2,3,4,5 - Ptd Trong đó: + SP1,2,3,4 = P1 + P2 + P3 + P4 + P5 + SDPmđ 1,2,3,4 = 5% SP1,2,3,4,5 + Ptd = 10% PNĐ - Công suất truyền tải trên đoạn đường dây HT - PT6 được xác định theo biểu thức sau: PHT - 6 = P6 + SDPmđ6 - PNĐ - 6 (+) Trong chế độ phụ tải Max ta đã tính được (mục 3.2): . PNĐ - 6 = 31,5 MW . PHT - 6 = 2,10 MW Công suất phản kháng do NĐ truyền vào đường dây NĐ - 6 có thể được tính gần đúng như sau : . QNĐ - 6 = PNĐ - 6 ´ tgj6 = 31,5 ´ 0,33 = 10,40 MVAr ; (coj6 = 0,95 ) Công suất phản kháng truyền vào đường dây HT - 6 được tính như sau : . QHT - 6 = Q6 +SDQ6 - Q NĐ- 6 = 10,52 + 0,15 ´ 10,52 - 10,40 = 1,70 MVAr (+) Trong chế độ phụ tải Min, ta có: . PNĐ - 6 = PNĐ - SP1,2,3,4,5 - SDPmđ 1,2,3,4,5 - Ptd Trong đó : . SP1,2,3,4,5 = 12 + 16,8 + 12 + 19,2 + 18 = 78 MW . SDPmđ 1,2,3,4,5 = 5% SP1,2,3,4,5 = 0,05.78 = 3,9 MW . PtdNĐ = 10% PNĐ = 0,1.160 = 16 MW. . PNĐ = 112 MW (đã tính được ở mục 2.3.2) Þ PNĐ - 6 = 112 - 78 - 3,9 - 16 = 14,10 MW . PHT - 6 = P6 + SDPmđ6 - PNĐ - 6 = 19,2 + 0,05.19,2 - 14,10 = 6,06 MW Công suất phản kháng từ NĐ truyền vào HT có thể được tính bằng : . QNĐ - 6 = PNĐ - 6 ´ tgj6 = 14,10 ´ 0,33 = 4,65 MVAr . QHT - 6 = Q6 + 0,15Q6 - QNĐ - 6 = 6,31 + 0,15 ´ 6,31 - 4,65 = 2,61 MVAr (+) Khi sự cố 1 tổ máy 80MW, công suất truyền tải giữa NĐ - PT6 được xác định như sau: . PNĐ - 6 = PNĐ - SP1,2,3,4,5 - SDPmđ 1,2,3,4,5 - Ptd = 160 - 130 - 6,5 - 16 = 7,50 MW Trong đó: PNĐ = 160 MW (đã tính được ở mục 2.3.3 ) Như vậy công suất truyền tải giữa HT và phụ tải 6 được tính như sau: . PHT - 6 = P6 + SDPmđ6 - PNĐ -6 = 32 +1,6 - 7,50 = 26,10 MW. . QNĐ - 6 = PNĐ - 6 . tgj6 = 7,50 . 0,33 = 2,48 MVAr . QHT - 6 = Q6 + 0,15Q6 - QNĐ - 6 = 10,52 + 0,15. 10,52 - 2,48 = 9,62 MVAr Từ các số liệu tính toán, ta có bảng tổng hợp kết quả trong các chế độ như sau: Bảng 4 - 1 Chế độ phụ tải SNĐ - 6 (MVA) SHT - 6 (MVA) Max 31,5 + j 10,40 2,10 + j 1,70 Min 14,1 + j 4,65 6,06 + j 2,61 Sự cố 7,50 + j 2,48 26,10 + j 9,62 Nhìn vào bảng kết quả trên ta thấy ở chế độ phụ tải Max, dòng công suất truyền tải SNĐ - 6 lớn hơn ở chế độ phụ tải Min, do vậy ta chọn tiết diện dây dẫn của đường dây NĐ - PT6 theo chế độ Max, còn đường dây HT - PT6 dòng công suất trong chế độ phụ tải Min lớn hơn chế độ phụ tải Max vì vậy ta chọn tiết diện dây dẫn của đoạn này theo chế độ phụ tải Min. Đồng thời dòng công suất chạy trên đoạn đường dây liên lạc NĐ - PT6 lớn nhất khi phụ tải Max, do đó sự cố đứt dây sẽ nguy hiểm hơn sự cố hỏng 1 tổ máy và dòng công suất chạy trên đoạn đường dây HT - 6 sẽ lớn nhất khi sự cố hỏng một tổ máy, vì vậy ta kiểm tra khi sự cố đứt dây đối với đoạn đường dây NĐ - 6 và sự cố hỏng một tổ máy đối với đoạn đường dây HT - 6. * Tính chọn dây dẫn cho đoạn NĐ - PT6: Dòng điện cực đại chạy trên đoạn NĐ - PT6 là: INĐ - 6 = = = 87,06 A. FNĐ - 6 = = = 79,14 mm2 Tra bảng 2.4 - Trang 64 - Thiết kế các mạng và hệ thống điện - NXB KHKT - 2004 của tác giả Nguyễn Văn Đạm, ta chọn được dây dẫn tiêu chuẩn gần nhất là dây AC - 70. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn trong chế độ sự cố nguy hiểm nhất: Ở trên ta đã tính toán (Bảng 4.1) và nhận xét sự cố nguy hiểm nhất đối với đường dây NĐ - 6 khi đứt 1 lộ đường dây trong chế độ phụ tải Max khi đó dòng điện chạy trên đường dây còn lại tăng lên gấp 2 lần: Isc Max = 2. 87,06 = 174,12 A. Dây AC-70, đặt ngoài trời có: ICP = 265 A Þ k. ICP = 0,8 . 265 = 212 A Ta thấy: I Max = 2.87,06 = 174,12 A < k. ICP = 212 AÞ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc Max Dây AC 70 có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km Þ RN - 6 = . r0 . l N - 6 = . 0,46 .70,71 = 16,26 W XN - 6 = . x0 . lN -6 = . 0,44 .70,71 = 15,63 W Þ DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 5,58% Ta thấy DUbt Max(%) = 5,58 % < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đây là đường dây kép và dòng điện chạy trên đường dây lớn nhất khi phụ tải Max nên sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 trong 2 mạch của đường dây, khi đó tổng trở của đường dây tăng lên gấp 2 lần. Do vậy tổn thất điện áp khi sự cố đứt 1 đường dây cũng tăng lên 2 lần so với tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường . DUSC1 (%) = 5,58% . 2 = 11,16 %. Trường hợp sự cố một máy phát khi đó sự cố trên đường dây PT6 - NĐ bằng : DUSC2(%) = . 100 = . 100 = 1,33% Vậy DUSCMax = DUSC1 = 11,16 Ta thấy DUSCMax = 11,16% < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vây đường dây liên lạc NĐ - PT6 ta chọn loại dây AC-70 là đạt yêu cầu (đảm bảo điều kiện vầng quang điện, độ bền cơ, tổn thất điện áp cho phép và điều kiện phát nóng dây dẫn). * Chọn dây dẫn cho đoạn đường dây HT - PT6: Chọn dòng công suất khi phụ tải Min, tính tương tự ta có: IHT - 6 = = = 17,37 A. FHT - 6 = = = 15,74 mm2 Để không xuất hiện vầng quang khi vận hành đường dây ta chọn dây AC-70. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Xét sự cố khi đứt một mạch của đường dây lộ kép. Khi đó: ISC1 = 2 . 17,37 = 34,64 A Khi hỏng một tổ máy phát 80 MW khi đó dòng điện chạy trên đoạn đường dây HT - 6 bằng : ISC2 = = 73,00 A Như vậy dòng điện sự cố Max chạy trên đoạn đường dây HT - 6 là : ISCMax = ISC2 = 73,00 A Mà dây AC-70, đặt ngoài trời có: ICP = 265A Þ k. ICP = 0,8 . 265 = 212A Ta thấy: ISC Max = 73,00 A < k. ICP = 212A Þ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng cho phép. Dây AC-70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km Þ RHT - 6 = . r0 . lHT -6 = . 0,46 . 50,99 = 11,73W XHT -6 = . x0 . lHT - 6 = . 0,44 . 50,99 = 11,22 W - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 0,83% Ta thấy DUbt Max(%) = 0,83% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: + Trường hợp sự cố khi đứt 1 trong 2 lộ của đường dây, khi đó tổng trở của đường dây tăng lên gấp 2 lần. Do vậy tổn thất điện áp khi sự cố đứt 1 đường dây cũng tăng lên 2 lần so với tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường. DUSC 1 (%) = 0,83% . 2 = 1,66 %. + Trường hợp sự cố một tổ máy phát 80 MW khi đó tổn thất điện áp trên đoạn đường dây HT - 6 bằng : DUSC2 HT - 6 (%) = . 100 = .100 = 3,42% Như vậy: DUSC 2 (%) = DUMax (%) = 3,42% Ta thấy DUSC Max = 3,42% < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn PT6 - HT ta chọn dây AC-70. (*) Xét đoạn NĐ - PT1: Tính toán tương tự ta có: IN - 1 = . 103 = . 103 = 55,25 A FN - 1 = = = 50,23 mm2 Để không xuất hiện vầng quang khi vận hành ta chọn dây AC-70. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 55,25 = 110,50 A Dây AC-70, đặt ngoài trời có: ICP = 265A Þ k. ICP = 0,8 . 265 = 212 A Ta thấy: ISC Max = 110,50 A < k. ICP = 212 AÞ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC-70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km Þ RN - 1 = . r0 . lN -1 = . 0,46 . 70,71 = 16,26 W XN - 1 = . x0 . lN - 1 = . 0,44 . 70,71 = 15,56 W Þ DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 3,53% Ta thấy DUbt Max(%) = 3,53% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 3,53% = 7,06 % Vậy DUSC Max = 7,06 % < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT1 ta chọn dây AC-70. (*) Xét đoạn NĐ - PT2: Tính toán tương tự ta có: IN - 2 = . 103 = . 103 = 81,65 A FN - 2 = = = 74,23 mm2 Tra bảng chọn dây AC - 70. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 81,65 = 163,30 A Dây AC - 70, đặt ngoài trời có: ICP = 265A Þ k. ICP = 0,8 . 265 = 212A Ta thấy: ISC Max = 163,30 A < k. ICP = 212 AÞ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. Dây AC-70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km Þ RN - 2 = . r0 . lN -2 = . 0,46 . 60,83 = 13,99 W XN -2 = . x0 . lN - 2 = . 0,44 . 60,83 = 13,38 W Þ DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 4,74% Ta thấy DUbt Max(%) = 4,74% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 4,74% = 9,48 % Vậy DUSC Max = 9,48 % < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT2 ta chọn dây AC-70. (*) Xét đoạn NĐ - PT3: Vì phụ tải 3 là phụ tải loại III nên ta dùng đường dây đơn để tải điện do đó: IN - 3 = . 103 = . 103 = 116,64 A FN - 3 = = = 106,04 mm2 Tra bảng chọn dây AC-95, có : r0 = 0,33 W/km ; x0 = 0,429 W/km RN - 3 = r0 . LN - 3 = 0,33 . 82,46 = 27,21 W XN - 3 = x0 . LN - 3 = 0,429 . 82,46 = 35,38 W - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Phát nóng mạnh nhất đối với đường dây 1 mạch khi dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn nghĩa là: I Max = Ibt Max = 116,64 A Dây AC-95, đặt ngoài trời có: ICP = 330A Þ k. ICP = 0,8 . 330 = 264A Ta thấy: I Max = 116,64 A < k. ICP = 264 AÞ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 7,33% Ta thấy DUbt Max(%) = 7,33% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT3, ta chọn dây AC-95. (*) Xét đoạn NĐ - PT4: Tính toán tương tự ta có: IN - 4 = . 103 = . 103 = 91,28 A FN - 4 = = = 82,98 mm2 Tra bảng chọn dây AC-95. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 91,28 = 182,56 A Dây AC-95, đặt ngoài trời có: ICP = 330A Þ k. ICP = 0,8 . 330 = 264 A Ta thấy: I SCMax = 182,56 A < k. ICP = 264 A Þ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. Dây AC-95, có: r0 = 0,33 W/km ; x0 = 0,429 W/km Þ RN - 4 = . r0 . lN - 4 = . 0,33 . 67,08 = 11,07 W XN - 4 = . x0 . lN - 4 = . 0,429 . 67,08 = 14,39 W Þ DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 4,55% Ta thấy DUbt Max(%) = 4,55% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2.4,55% = 9,10% Vậy DUSC Max = 9,10 % < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT4 ta chọn dây AC-95. (*) Xét đoạn NĐ - PT5: Tính toán tương tự ta có: IN - 5 = . 103 = . 103 = 87,48 A FN - 5 = = = 79,52 mm2 Tra bảng chọn dây AC-70. Dây AC-70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km Þ RN - 5 = . r0 . lN - 5 = . 0,46 . 72,80 = 16,74 W XN - 5 = . x0 . lN - 5 = . 0,44 . 72,80 = 16,02 W Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 87,48 = 174,96 A. Ta thấy: ISC Max = 174,96A < k. ICP = 212 A Þ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 6,07% Ta thấy DUbt Max(%) = 6,07% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. DUbt Max(%) = 2. 6,07% = 12,14% Ta thấy: DUSC Max = 12,14% < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT5, ta chọn dây AC-70. (*) Xét đoạn HT - PT7: Tính toán tương tự ta có: IHT - 7 = . 103 = . 103 = 98,80 A FHT - 7 = = = 89,82 mm2 Tra bảng chọn dây AC-95, có : r0 = 0,33 W/km ; x0 = 0,429 W/km RHT - 7 = .r0 . LHT - 7 = .0,33 . 60,83 = 10,04 W XHT - 7 = .x0 . LHT - 7 = .0,429 . 60,83 = 13,05 W Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 98,80 = 197,60 A. Ta thấy: ISC Max = 197,60 A < k. ICP = 0,8.330 = 264 A Þ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 4,79% Ta thấy DUbt Max(%) = 4,79% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. DUbt Max(%) = 2. 4,79% = 9,58% Ta thấy: DUSC Max = 9,58% < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn HT - PT7, ta chọn dây AC-95. (*) Xét đoạn HT - PT8: Tính toán tương tự ta có: IHT - 8 = . 103 = . 103 = 159,75 A FHT - 8 = = = 145,22 mm2 Tra bảng chọn dây AC-150, có : r0 = 0,21 W/km ; x0 = 0,416 W/km RHT - 8 = r0 . LHT - 8 = 0,21 . 72,11 = 15,14 W XHT - 8 = x0 . LHT - 8 = 0,416 . 72,11 = 30,00 W - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Phát nóng mạnh nhất đối với đường dây 1 mạch khi dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn nghĩa là: I Max = Ibt Max = 159,75 A Dây AC-150, đặt ngoài trời có: ICP = 445A Þ k. ICP = 0,8 . 445 = 356A Ta thấy: I Max =159,75 A < k. ICP = 356 AÞ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 6,46% Ta thấy DUbt Max(%) = 6,46% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn HT - PT8, ta chọn dây AC-150. (*) Xét đoạn HT - PT9: Tính toán tương tự ta có: IHT - 9 = . 103 = . 103 = 64,15 A FHT - 9 = = = 58,32 mm2 Để đường dây khi vận hành không xuất hiện vầng quang ta chọn dây AC-70. Dây AC-70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km Þ RN - 5 = . r0 . lN - 5 = . 0,46 . 64,03 = 14,73 W XN - 5 = . x0 . lN - 5 = . 0,44 . 64,03 = 14,09 W Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 64,15 = 128,15 A. Ta thấy: ISC Max = 128,15 A < k. ICP = 212 A Þ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 3,92% Ta thấy DUbt Max(%) = 3,92% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. DUbt Max(%) = 2. 3,92% = 7,84% Ta thấy: DUSC Max = 7,84% < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn HT - PT9, ta chọn dây AC-95. Cuối cùng ta có bảng thống kê kết quả tính toán kỹ thuật phương án 1 như sau : Bảng thống kê kết quả tính toán của phương án 1 như sau: Thông số Các lộ đường dây NĐ - 1 NĐ - 2 NĐ - 3 NĐ - 4 NĐ - 5 NĐ - 6 HT - 6 HT - 7 HT - 8 HT9 PMax(MW) 20 28 20 32 30 31,50 6,06 32 28 22 QMax(MVAr) 6,57 13,56 9,69 13,62 14,53 10,40 2,61 19,83 11,93 10,66 Ibt Max(A) 55,25 81,56 116,64 91,28 87,48 87,06 17,32 98,80 159,75 64,15 ISC Max(A) 110,50 163,12 - 182,56 174,96 174,12 34,64 197,60 - 128,30 Fkt (mm2) 50,23 74,23 106,04 82,98 79,52 79,14 15,74 89,92 145,22 58,32 Loại dây AC-70 AC-70 AC-95 AC- 95 AC - 70 AC - 70 AC - 70 AC- 95 AC - 150 AC - 70 k. ICP (A) 212 212 264 264 212 212 212 264 356 212 r0 (W/km) 0,46 0,46 0,33 0,33 0,46 0,46 0,46 0,33 0,21 0,46 x0 (W/km) 0,44 0,44 0,429 0,429 0,44 0,44 0,44 0,429 0,416 0,44 L (km) 70,71 60,83 82,46 67,08 72,80 70,71 50,99 60,83 72,11 64,03 R (W) 16,26 13,99 27,21 11,07 16,74 16,26 11,73 10,04 15,14 14,73 X (W) 15,56 13,38 35,38 14,39 16,02 15,63 11,22 13,05 30,00 14,09 DUbt (%) 3,53 4,74 7,33 4,55 6,07 5,58 0,83 4,79 6,46 3,92 DUSC (%) 7,06 9,48 - 9,10 12,14 11,16 3,42 9,58 - 7,84 DUbt Max (%) 7,33 DUSC Max (%) 12,14 ( khi đứt một mạch trên đường dây lộ kép NĐ - PT5 ). Phương án 2: Sơ đồ nối dây như sau: Nhận xét: Phương án 2 khác phương án 1 ở sơ đồ nối dây từ NĐ đến phụ tải 3 đi qua phụ tải 2 (nhánh NĐ - PT2 - PT3) và sơ đồ nối dây từ HT đến phụ tải 8 qua phụ tải 7 (nhánh HT - PT7 - PT8), do đó ta chỉ cần tính toán thiết kế cho 2 mạch nhánh NĐ - PT2 - PT3 và HT - PT7 - PT8, còn các phụ tải khác và đường dây liên lạc ta giữ nguyên như phương án 1. 1. Xét đoạn đường dây NĐ - PT2: Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: SN - 2 = (P2 + P3) + j (Q2 + Q3) = (28 + 20) + j (13,56 + 9,69) = 48 + j 23,25 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: IN - 2 = . 103 = . 103 = 139,97 A FN - 2 = = = 125,25 mm2 Tra bảng ta chọn dây AC - 120. Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 139,97 = 279,94 A Dây AC-120, đặt ngoài trời có: ICP = 380 A Þ k. ICP = 0,8 . 380 = 304 A Ta thấy: ISC Max = 279,94 A < k. ICP = 304 A Þ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. + Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC-150, có: r0 = 0,27 W/km ; x0 = 0,423 W/km Þ RN - 2 = .r0 . LN - 2 = . 0,27. 60,83 = 8,21 W XN - 2 = .x0 . LN - 2 = . 0,423. 60,83 = 12,87 W DUbt Max(%) = .100 = . 100 = 5,73% Ta thấy DUbt Max(%) = 6,00% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 5,73% = 11,46 % Ta thấy DUSC Max = 11,46% < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT2, ta chọn dây AC-120. 2. Xét đoạn PT2 - PT3: Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: S2 - 3 = P3 + j Q3 = 20 + J 9,69 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: I2 - 3 = . 103 = . 103 = 116,64 A F2 - 3 = = = 106,04 mm2 Tra bảng chọn dây AC - 95, có : r0 = 0,33 W/km ; x0 = 0,429 W/km R2 - 3 = r0 . L2 - 3 = 0,33 . 36,06 = 11,90 W X2 - 3 = x0 . L2 - 3 = 0,429 . 36,06 = 15,47 W - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Phát nóng mạnh nhất đối với đường dây 1 mạch khi dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn nghĩa là: I Max = Ibt Max = 116,64 A Dây AC-95, đặt ngoài trời có: ICP = 330 Þ k. ICP = 0,8 . 330 = 264A Ta thấy: I Max = 116,64 A < k. ICP = 264 A Þ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 3,21% Ta thấy DUbt Max(%) = 3,21% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn PT2 - PT3, ta chọn dây AC - 95. + Tổn thất điện áp nhánh NĐ - PT2 - PT3: . Chế độ làm việc bình thường là: DUbt Max(%) = DUbt N-2(%) + DUbt 2-3(%) = 5,73 + 3,21 = 8,94 % . Chế độ sự cố là: DUSC Max(%) = DUSC N-2(%) + DUbt 2-3(%) = 11,46 + 3,21 = 14,67 %. 3. Xét đoạn đường dây HT - PT7: Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: SHT - 7 = (P7 + P8) + j(Q7 + Q8) = (32 + 28) + j(19,83 + 11,93) = 60 + j 31,76 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: IHT - 7 = . 103 = . 103 = 178,18 A FHT - 7 = = = 161,96 mm2 Tra bảng ta chọn dây AC - 150. Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 178,18 = 356,36 A Dây AC -150, đặt ngoài trời có: ICP = 445 A Þ k. ICP = 0,8 . 445 = 336 A Ta thấy: ISC Max = 356,18 A > k. ICP = 336 A Þ Dây dẫn đã chọn không đảm bảo điều kiện phát nóng, vậy ta chọn dây AC-185. + Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC-185, có: r0 = 0,17 W/km ; x0 = 0,409 W/km Þ RHT - 7 = .r0 . LHT -7 = . 0,17. 60,83 = 5,17 W XHT - 7 = .x0 . LHT -7 = . 0,409. 60,83 = 12,44 W DUbt Max(%) =. 100 = .100 = 5,83% Ta thấy DUbt Max(%) = 5,83% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 5,83% = 11,66 % Ta thấy DUSC Max = 11,66% < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn HT - PT7, ta chọn dây AC-185. 4. Xét đoạn PT7 - PT8: Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: S7 - 8 = P8 + jQ8 = 28 + j 11,93 MVA I7 - 8 = . 103 = . 103 = 159,75 A F7 - 8 = = = 145,22 mm2 Tra bảng chọn dây AC -150, có : r0 = 0,21 W/km ; x0 = 0,416 W/km R7 - 8 = r0 . L7 - 8 = 0,21 . 50 = 10,50 W X7 - 8 = . x0 . L7 - 8 = 0,416 . 50 = 20,80 W - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Phát nóng mạnh nhất đối với đường dây 1 mạch khi dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn nghĩa là: I Max = Ibt Max = 159,75 A Dây AC - 150, đặt ngoài trời có: ICP = 445A Þ k. ICP = 0,8 . 445 = 356A Ta thấy: I Max =159,75 A < k. ICP = 356 A Þ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 4,48% Ta thấy DUbt Max(%) = 4,48% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn PT7 - PT8, ta chọn dây AC-150. + Tổn thất điện áp nhánh HT - PT7 - PT8: . Chế độ làm việc bình thường là: DUbt Max(%) = DUbt HT-7(%) + DUbt 7-8(%) = 5,83 + 4,48 = 10,31 % . Chế độ sự cố là: DUSC Max(%) = DUSC HT-7(%) + DUbt 7-8(%) =11,66 + 4,48 = 16,14 %. Vậy ta có bảng tổng kết tính toán kỹ thuật phương án 2 như sau: Bảng thống kê kết quả tính toán của phương án 2 như sau: Thông số Các lộ đường dây NĐ - 1 NĐ - 2 2 - 3 NĐ - 4 NĐ - 5 NĐ - 6 HT - 6 HT - 7 7 - 8 HT - 9 PMax(MW) 20 48 20 32 30 31,50 6,06 60 28 22 QMax(MVAr) 6,57 23,25 9,69 13,62 14,53 10,40 2,61 31,76 11,93 10,66 Ibt Max(A) 55,25 139,97 116,64 91,28 87,48 87,06 17,32 178,18 159,75 64,15 ISC Max(A) 110,50 279,94 - 182,56 174,96 174,12 34,64 356,36 - 128,30 Fkt (mm2) 50,23 127,25 106,04 82,98 79,52 79,14 15,74 161,96 145,22 58,32 Loại dây AC - 70 AC-120 AC-95 AC - 95 AC - 70 AC - 70 AC - 70 AC- 185 AC - 150 AC - 70 k. ICP (A) 212 304 264 264 212 212 212 408 356 212 r0 (W/km) 0,46 0,27 0,33 0,33 0,46 0,46 0,46 0,17 0,21 0,46 x0 (W/km) 0,44 0,423 0,429 0,429 0,44 0,44 0,44 0,409 0,416 0,44 L (km) 70,71 60,83 36,06 67,08 72,80 70,71 50,99 60,83 72,11 64,03 R (W) 16,26 8,21 11,90 11,07 16,74 16,26 11,73 5,17 10,50 14,73 X (W) 15,56 12,87 15,47 14,39 16,02 15,63 11,22 12,44 20,80 14,09 DUbt (%) 3,53 5,73 3,21 4,55 6,07 5,58 0,83 5,83 4,48 3,92 DUSC (%) 7,06 11,46 - 9,10 12,14 11,16 3,42 11,66 - 7,84 DUbt Max (%) = DUbt HT - 7 - 8 = 5,83 + 4,48 = 10,31%. ( Tổn thất đường dây HT - PT7 - PT8 ). DUSC Max (%) = DUSC HT - 7 + DUbt 7 - 8 = 11,66 + 4,48 = 16,14 % . ( khi đứt 1 mạch lộ kép HT - PT7 - PT8 ) Phương án 3: Sơ đồ nối dây như sau: Nhận xét: Phương án 3 khác phương án 1 ở sơ đồ nối dây từ NĐ đến PT3 đi qua PT2 (nhánh NĐ - PT2 - PT3) và NĐ đến PT5 qua PT4, ở phương án 2 ta đã tính toán thiết kế được đoạn đường dây NĐ - PT2 - PT3. Do đó ta chỉ cần tính toán thiết kế cho mạch nhánh NĐ - PT4 - PT5, còn các phụ tải khác và đường dây liên lạc ta giữ nguyên như phương án 1. 1. Xét đoạn đường dây NĐ - PT4: Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: SN - 4 = (P4 + P5) + j(Q4 + Q5) = (32 + 30) + j(13,62 + 14,52) = 62 + j 28,14 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: IN - 4 = . 103 = . 103 = 178,69 A FN - 4 = = = 162,45 mm2 Tra bảng ta chọn dây AC-150. Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 178,69 = 357,38 A. Dây AC - 150, đặt ngoài trời có: ICP = 445A Þ k. ICP = 0,8 . 445 = 356A Ta thấy: ISC Max = 357,38 A > k. ICP = 356 A Þ Dây dẫn đã chọn không đảm bảo điều kiện phát nóng. Vậy ta chọn dây dẫn tăng lên một cấp là dây AC-185. Dây AC -185 , đặt ngoài trời có: ICP = 510 A Þ k. ICP = 0,8 . 510 = 408A Ta thấy: ISC Max = 357,38 A < k. ICP = 408 A Þ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. + Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC - 185, có: r0 = 0,17 W/km ; x0 = 0,409 W/km Þ RN - 4 = .r0 . LN - 4 = . 0,17. 67,08 = 5,70 W XN - 4 = .x0 . LN - 4 = . 0,409. 67,08 = 13,72 W DUbt Max(%) = . 100 = .100 = 6,11% Ta thấy DUbt Max(%) = 6,11% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 6,11% = 12,22 % Ta thấy DUSC Max = 12,22 % < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT4, ta chọn dây AC - 185. 2. Xét đoạn PT4 - PT5: Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: S4 - 5 = P5 + j Q5 = 30 + j 14,53 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: I4 - 5 = . 103 = . 103 = 87,48 A F4 - 5 = = = 79,53 mm2 Tra bảng chọn dây AC-70, có : r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km R4 - 5 = . r0 . L4 -5 = . 0,46 . 50,99 = 11,73 W X4 - 5 = . x0 . L4 -5 = . 0,44 .50,99 = 11,22 W - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 87,48 = 174,96 A Dây AC-70, đặt ngoài trời có: ICP = 265A Þ k. ICP = 0,8 . 265 = 212 A Ta thấy: ISC Max = 174,96 A < k. ICP = 212 AÞ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 4,26% Ta thấy DUbt Max(%) = 4,26% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 4,36% = 8,52 % Ta thấy: DUSC Max = 8,52 % < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn PT4 - PT5, ta chọn dây AC-70. + Tổn thất điện áp nhánh NĐ - PT4 - PT5: . Chế độ làm việc bình thường là: DUbt Max(%) = DUbt N - 4(%) + DUbt 4 -5(%) = 6,11 + 4,26 = 10,37% . Chế độ sự cố là: DUSC Max(%) = DUSC N -4(%) + DUbt 4 -5(%) = 12,22 + 4,26 = 16,48% Bảng thống kê kết quả tính toán của phương án 3 như sau: Thông số Các lộ đường dây NĐ - 1 NĐ - 2 2 - 3 NĐ - 4 4 - 5 NĐ - 6 HT - 6 HT - 7 HT - 8 HT - 9 PMax(MW) 20 48 20 62 30 31,50 6,06 32 28 22 QMax(MVAr) 6,57 23,25 9,69 28,14 14,53 10,40 2,61 19,83 11,93 10,66 Ibt Max(A) 55,25 139,97 116,64 178,69 87,48 87,06 17,32 98,80 159,75 64,15 ISC Max(A) 110,50 279,94 - 357,58 174,96 174,12 34,64 197,60 - 128,30 Fkt (mm2) 50,23 127,25 106,04 162,45 79,52 79,14 15,74 89,92 145,22 58,32 Loại dây AC - 70 AC-120 AC-95 AC - 185 AC - 70 AC - 70 AC - 70 AC- 95 AC - 150 AC - 70 k. ICP (A) 212 304 264 408 212 212 212 264 356 212 r0 (W/km) 0,46 0,27 0,33 0,17 0,46 0,46 0,46 0,33 0,21 0,46 x0 (W/km) 0,44 0,423 0,429 0,409 0,44 0,44 0,44 0,429 0,416 0,44 L (km) 70,71 60,83 36,06 67,08 50,99 70,71 50,99 60,83 72,11 64,03 R (W) 16,26 8,21 11,90 5,70 11,73 16,26 11,73 10,04 15,14 14,73 X (W) 15,56 12,87 15,47 13,72 11,22 15,63 11,22 13,05 30,00 14,09 DUbt (%) 3,53 5,73 3,21 6,11 4,26 5,58 0,83 4,79 6,46 3,92 DUSC (%) 7,06 11,46 - 12,22 8,52 11,16 3,42 9,58 - 7,84 DUbt Max (%) = DUbt NĐ - 4 - 5 = 6,11 + 4,26 = 10,37%. ( Tổn thất đường dây NĐ - PT4 - PT5 ). DUSC Max (%) = DUSCNĐ - 4 + DUbt 4 - 5 = 12,22 + 4,26 = 16,48 % . ( khi đứt 1 mạch lộ kép NĐ - PT 4 - PT5 ) Phương án 4: Sơ đồ nối dây như sau: Nhận xét: Phương án 4 chỉ khác phương án 1 là phụ tải 1 được cấp từ NĐ qua phụ tải 2 (NĐ - PT2 - PT1), do đó ta chỉ cần tính toán thiết kế cho mạch nhánh NĐ - PT2 - PT1, còn các phụ tải khác và đường dây liên lạc ta giữ nguyên như phương án 1. 1. Xét đoạn đường dây NĐ - PT2 Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: SN - 2 = (P1 + P2) + j (Q1 + Q2) = (20 + 28) + j (6,57 + 13,56) = 48 + j 20,13 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: IN - 2 = . 103 = . 103 = 136,60 A FN - 2 = = = 124,18 mm2 Tra bảng ta chọn dây AC-120. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 136,60 = 273,20 A Dây AC - 120 đặt ngoài trời có: ICP = 380A Þ k. ICP = 0,8.380 = 304A Ta thấy: ISC Max = 273,20 A < k. ICP = 304A Þ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. + Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC - 120, có: r0 = 0,27 W/km ; x0 = 0,423 W/km Þ RN - 2 = .r0 . LN - 2 = . 0,27. 60,83 = 8,21 W XN - 2 = .x0 . LN - 2 = . 0,423. 60,83 = 12,87 W DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 5,40% Ta thấy DUbt Max(%) = 5,40% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 5,40% = 10,80 % Ta thấy DUSC Max = 10,80% < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT2, ta chọn dây AC-120. 2. Xét đoạn PT2 - PT1 Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: S2 - 1 = P1 + j Q1 = 20 + J6,57 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: I2 - 1 = . 103 = . 103 = 55,25 A F2 - 1 = = = 50,22 mm2 Để đảm bảo không phát sinh hồ quang ta chọn dây AC-70. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 55,25 = 110,50 A Dây AC-70, đặt ngoài trời có: ICP = 265A Þ k. ICP = 0,8 . 265 = 212 A Ta thấy: ISC Max = 110,50 A < k. ICP = 212 A Þ Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC-70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km Þ R2 - 1 = . r0 . l2 -1 = . 0,46 . 41,23 = 9,48 W X2 - 1 = . x0 . l2 - 1 = . 0,44 . 41,23 = 9,07 W Þ DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 2,06% Ta thấy DUbt Max(%) = 2,06% < DUbt CP (%) = 10% Þ Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 2,06% = 4,12% Vậy DUSC Max = 4,12 % < DUSC CP = 20% Þ Đạt yêu cầu. Vậy đoạn PT2 - PT1, ta chọn dây AC-70. 3. Tổn thất điện áp nhánh NĐ - PT2 - PT1 Chế độ làm việc bình thường là: DUbt Max(%) = DUbt N -2(%) + DUbt 2 -1(%) = 5,40 + 2,06 = 7,46 % Chế độ sự cố là: DUSC Max(%) = DUSC N -2(%) + DUbt 2 - 1(%) = 10,80 + 2,06 = 12,86 %. Bảng thống kê kết quả tính toán của phương án 4 như sau: Thông số Các lộ đường dây NĐ - 2 2 - 1 NĐ - 3 NĐ - 4 NĐ - 5 NĐ - 6 HT - 6 HT - 7 HT- 8 HT- 9 PMax(MW) 48 20 20 32 30 31,50 6,06 32 28 22 QMax(MVAr) 20,13 6,57 9,69 13,62 14,53 10,40 2,61 19,83 11,93 10,66 Ibt Max(A) 136,60 55,25 116,64 91,28 87,48 87,06 17,32 98,80 159,75 64,15 ISC Max(A) 273,20 110,50 - 182,56 174,96 174,12 34,64 197,60 - 128,30 Fkt (mm2) 124,18 50,23 106,04 82,98 79,52 79,14 15,74 89,92 145,22 58,32 Loại dây AC - 120 AC - 70 AC - 95 AC - 95 AC - 70 AC - 70 AC - 70 AC- 95 AC - 150 AC - 70 k. ICP (A) 304 212 264 264 212 212 212 264 356 212 r0 (W/km) 0,27 0,46 0,33 0,33 0,46 0,46 0,46 0,33 0,21 0,46 x0 (W/km) 0,423 0,44 0,429 0,429 0,44 0,44 0,44 0,429 0,416 0,44 L (km) 60,83 41,23 82,46 67,08 72,80 70,71 50,99 60,83 72,11 64,03 R (W) 8,21 9,48 27,21 11,07 16,74 16,26 11,73 10,04 15,14 14,73 X (W) 12,87 9,07 35,38 14,39 16,02 15,63 11,22 13,05 30,00 14,09 DUbt (%) 5,40 2,06 7,33 4,55 6,07 5,58 0,83 4,79 6,46 3,92 DUSC (%) 10,80 4,12 - 9,10 12,14 11,16 3,42 9,58 - 7,84 DUbt Max (%) 7,46 (Trên đoạn đường dây NĐ -PT 2 - PT1 ) DUSC Max (%) 12,86 (Khi sự cố 1 mạch đoạn đường dây kép NĐ -PT 2 trên mạch kép NĐ - PT2 - PT1) Phương án 5: Sơ đồ nối dây như sau: Nhận xét: Phương án 5 chỉ khác phương án 1 ở sơ đồ nối dây từ NĐ đến phụ tải 1 và phụ tải 2 tạo thành mạch vòng kín, do đó ta chỉ cần tính toán thiết kế cho mạch vòng này, còn các phụ tải khác và đường dây liên lạc ta đã tính như phương án 1. *. Xét mạch vòng NĐ - PT1 - PT2 - NĐ: Để xác định các dòng công suất ta giả thiết rằng, mạch điện đồng nhất và tất cả các đoạn đường dây của mạch vòng đều có cùng một tiết diện. Dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây của mạch vòng này được xác định như sau: - Dòng công suất chạy trên đoạn NĐ - PT1 là: SN - 1 = = = 21,67 + j 8,66 MVA - Dòng công suất chạy trên đoạn NĐ - PT2 là: SN - 2 = S1 + S2 - SN - 1 = 20 + j 6,57 + 28 + j 13,56 - 21,67 - j 8,66 = 26,33 + j 11,47 MVA - Dòng công suất chạy trên đoạn PT1 - PT2 là: S1 - 2 = SN - 1 - S1 = 21,67 + j 8,66 - 20 - j 6,57 = 1,67 + j 2,09 MVA Vậy nút 2 là điểm phân chia công suất duy nhất của mạch vòng NĐ - PT1 - PT2 - NĐ. Giả sử khi sự cố đứt một trong hai đoạn đường dây đầu nguồn trong mạch vòng kín này, thì dòng điện lớn nhất chạy trên đoạn đầu nguồn còn lại sẽ là: ISC = . 103 = . 103 = 273,20 A Dòng điện lớn nhất chạy trên đoạn PT1 - PT2 khi sự cố đoạn đường dây NĐ - PT2 của mạch vòng đang xét (SPT2 > SPT1): ISC 1 - 2 = . 103 = . 103 = 163,29 A * Chọn dây dẫn cho đoạn đường dây NĐ - PT1: Dòng công suất chạy trên đoạn NĐ - PT1 là: SN - 1 = 21,67 + j 8,66 MVA, chiều dài đoạn đường dây là: LN - 1 = 70,71 km. Dòng điện cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: IN -1 Max = . 103 = . 103 = 122,49 A FN - 1 kt = = = 111,35 mm2. Tra bảng ta chọn dây AC - 120, có: r0 = 0,27 W/km ; x0 = 0,423 W/km Þ RN - 1 = r0 . LN - 1 = 0,27 . 70,71 = 19,09 W XN - 1 = x0 . LN - 1 = 0,423. 70,71 = 29,91 W + Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn trong chế độ sự cố: Đây là mạch vòng kín, đường dây đơn nên sự cố nặng nề nhất là khi đứt một trong các đoạn đường dây đầu nguồn, dòng điện sự cố lớn nhất khi đó là: ISC Max = 273,20 A. Mà dây AC - 120 có ICP = 380 A Þ k. ICP = 0,8 . 380 = 304 A. Ta thấy: ISC Max = 273,20 A < k. ICP = 304A Þ Dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng. + Tính tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 5,56% + Tính tổn thất điện áp trong chế độ sự cố đoạn đường dây NĐ - PT2: DUSC Max(%) = . 100 = . 100 = 12,55% Vậy đoạn NĐ - PT1 ta chọn dây AC - 120. * Chọn dây dẫn cho đoạn đường dây NĐ - PT2: Dòng công suất chạy trên đoạn NĐ - PT2 là: SN - 2 = 26,33 + j 11,47 MVA, chiều dài đoạn đường dây là: LN - 2 = 60,83 km. Dòng điện cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: IN -2 Max = . 103 = . 103 = 150,74 A FN - 2 kt = = = 137,04 mm2. Tra bảng ta chọn dây AC - 150, có: r0 = 0,21 W/km ; x0 = 0,416 W/km Þ RN - 2 = r0 . LN - 2 = 0,21 . 60,83 = 12,77 W XN - 2 = x0 . LN - 2 = 0,416. 60,83 = 25,31 W + Bởi vì dùng dây AC - 150 có tiết diện lớn hơn đoạn đường dây NĐ - 1 và cùng dòng sự cố là 273,20 A nên ta kết luận ngay là dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng. + Tính tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 5,18% + Tính tổn thất điện áp trong chế độ sự cố đoạn đường dây NĐ - PT1: DUSC Max(%) = . 100 = . 100 = 9,28 % Vậy đoạn NĐ - PT2 ta chọn dây AC - 150. * Chọn dây dẫn cho đoạn đường dây PT1 - PT2: Dòng công suất chạy trên đoạn PT1 - PT2 là: S1 - 2 = 1,67 + j 2,09 MVA , chiều dài đoạn đường dây là: L1 -2 = 41,23 km. Dòng điện cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: I1 -2 Max = . 103 = . 103 = 14,04 A F1-2 kt = = = 12,77 mm2. Để đảm bảo điều kiện vầng quang điện và độ bền cơ ta chọn dây AC - 70. + Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn trong chế độ sự cố: Chế độ sự cố ta đã tính được ISC Max 2 -1 = 163,29 A. Mà dây AC - 70, có: ICP = 265A Þ k. ICP = 0,8 . 265 = 212A, ta thấy: ISC Max = 163,29A < k. ICP = 212A Þ Dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng. + Tính tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC - 70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km Þ R 1 - 2 = r0 . L1 - 2 = 0,46 . 41,23 = 18,97 W X1 - 2 = x0 . 61 - 2 = 0,44 . 41,23 = 18,14 W Þ DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 0,58% + Tính tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Sự cố khi đứt đoạn đường dây NĐ - PT1, khi đó ta có: DUSC 2-1(%) = . 100 = . 100 = 4,12% Sự cố khi đứt đoạn đường dây NĐ - PT2, khi đó ta có: DUSC 1-2(%) = . 100 = . 100 = 6,42% Vậy đoạn PT1 - PT2 ta chọn dây AC - 70. (*) Tổn thất điện áp trên mạch vòng kín NĐ - PT1 - PT2 - NĐ : - Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường với dòng phụ tải Max là: Đối với mạch vòng ta xét chỉ có một điểm phân chia công suất duy nhất là nút 2, do đó nút này sẽ có điện áp thấp nhất trong mạch vòng, nghĩa là tổn thất điện áp lớn nhất trong mạch vòng sẽ bằng : DUbt Max (%) = DUbt N - 2 Max (%) = 5,18% - Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: . Khi đứt đoạn NĐ - PT1, ta có: DUSC Max1(%) = DUSC N -2(%) + DUSC 2-1(%) = 9,82 + 4,12 = 13,40% . Khi đứt đoạn NĐ - PT2, ta có: DUSC Max2(%) = DUSC N-1(%) + DUSC1-2(%) = 12,55 + 6,42 = 18,97% Vậy DUSC Max(%) = 18,97% (khi sự cố đứt đoạn NĐ - PT2 của mạch vòng). Ta có bảng tổng kết tính toán kỹ thuật của phương án 5 như sau : Bảng thống kê kết quả tính toán của phương án 5 như sau: Thông số Các lộ đường dây NĐ - 1 NĐ - 2 1 - 2 NĐ - 3 NĐ - 4 NĐ - 5 NĐ - 6 HT - 6 HT - 7 HT- 8 HT- 9 PMax(MW) 21,67 26,33 1,67 20 32 30 31,50 6,06 32 28 22 QMax(MVAr) 8,66 11,47 2,09 9,69 13,62 14,53 10,40 2,61 19,83 11,93 10,66 Ibt Max(A) 122,49 150,74 14,04 116,64 91,28 87,48 87,06 17,32 98,80 159,75 64,15 ISC Max(A) 273,20 273,20 163,29 - 182,56 174,96 174,12 34,64 197,60 - 128,30 Fkt (mm2) 111,35 137,04 12,77 106,04 82,98 79,52 79,14 15,74 89,92 145,22 58,32 Loại dây AC - 120 AC -150 AC - 70 AC - 95 AC - 95 AC - 70 AC - 70 AC - 70 AC- 95 AC - 150 AC - 70 k. ICP (A) 304 356 212 264 264 212 212 212 264 356 212 r0 (W/km) 0,27 0,21 0,46 0,33 0,33 0,46 0,46 0,46 0,33 0,21 0,46 x0 (W/km) 0,423 0,416 0,44 0,429 0,429 0,44 0,44 0,44 0,429 0,416 0,44 L (km) 70,71 60,83 41,23 82,46 67,08 72,80 70,71 50,99 60,83 72,11 64,03 R (W) 19,09 12,77 18,97 27,21 11,07 16,74 16,26 11,73 10,04 15,14 64,03 X (W) 29,91 25,31 18,14 35,38 14,39 16,02 15,63 11,22 13,05 30,00 14,73 DUbt (%) 5,56 5,18 0,58 7,33 4,55 6,07 5,58 0,83 4,79 6,46 14,09 DUSC1 (%) 12,55 9,28 6,42 - 9,10 12,14 11,16 3,42 9,58 - 3,92 DUbt Max (%) 7,33 ( Đường dây NĐ - PT5 ) 8,69 (Trên đoạn đường dây NĐ - 2 - 1 ) 7,84 DUSC Max(%) 18,97 ( Khi sự cố đường dây NĐ - PT2 của mạch vòng NĐ - PT1 - PT2 - NĐ ) 14,20 (Khi sự cố đoạn đường dây NĐ - 2 trên đoạn NĐ - 2 - 1) Bảng tổng hợp so sánh tổn thất điện áp lớn nhất của 5 phương án đã chọn để tính toán kỹ thuật: Phương án DUbt Max (%) DUSC Max (%) PA1 7,33 12,14 PA2 10,31 16,14 PA3 10,37 16,48 PA4 7,46 12,86 PA5 7,33 18,97 Nhận xét: Từ bảng tổng kết trên ta thấy trong 5 phương án thì cả 5 phương án đều đảm bảo kỹ thuật vì có tổn thất điện áp đều nằm trong phạm vi cho phép. Do vậy ta để lại cả 5 phương án là: PA1, PA2, PA3, PA4 và PA5 để tính toán so sánh kinh tế, chọn ra phương án tối ưu. CHƯƠNG 5 SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KINH TẾ CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU CHO MẠNG ĐIỆN THIẾT KẾ Trên thực tế việc quyết định chọn bất kỳ một phương án thiết kế nào của Hệ thống điện đều phải dưạ trên cơ sở so sánh về mặt kỹ thuật và kinh tế, nói khác đi là dựa trên nguyên tắc đảm bảo cung cấp điện và kinh tế để quyết định sơ đồ nối dây. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hàng năm phải nhỏ nhất. Trong 5 phương án đã chọn đều thoả mãn các chỉ tiêu về mặt kỹ thuật, ta phải so sánh các phương án về mặt kinh tế để chọn phương án tối ưu. Các phương án so sánh về mặt kinh tế ta chưa xét đến các trạm biến áp, và coi các phương án đều có số lượng các máy biến áp, các máy cắt điện, các dao cách ly và các thiết bị khác trong trạm biến áp là như nhau (có cùng cấp điện áp định mức). Vì vậy ta chỉ so sánh các phương án với nhau về hàm chi phí tính toán (Z) của việc xây dựng và vận hành đường dây. Công thức chung về hàm chi phí như sau: Z = (atc + avh).K + DA.C Trong đó: + atc : Là hệ số thu hồi vốn đầu tư tiêu chuẩn. atc = , với Ttc = 8 năm thì ta có: atc = 0,125. + avh : Là hệ số phí tổn vận hành hàng năm. Với cột bê tông cốt thép ta lấy avh = 0,04. + K : Là vốn đầu tư của mạng điện. (chỉ tính đến thành phần chính là đường dây). K = Skoi . Li . koi: Là suất đầu tư cho 1km đường dây lộ đơn có tiết diện Fi, (đ/km). . Li: Là chiều dài của đoạn đường dây thứ i, (km). + DA : Là tổn thất điện năng hàng năm của mạng điện DA = SDPi . t = S. Ri . t = S.t . DPi : Là tổn thất công suất tác dụng trên đoạn đường dây thứ i . t : Là thời gian tổn thất công suất lớn nhất. = (0,124 + TMax. 10-4)2 . 8760 = (0,124 + 4800.10-4)2. 8760 = 3196 h. + C : Là giá1kWh điện năng tổn thất (C = 500 đ/kWh). Vậy ta có: Z = (0,04 + 0,125). K + DA.C = 0,165.K + DA.C Dự kiến các phương án về đường dây ta sử dụng đường dây trên không với cột bê tông li tâm và cột thép, ta có suất giá đầu tư cho 1km đường dây cấp điện áp 110 kV như sau: ĐDK 110kV Suất vốn đầu tư cho 1km ĐD 1 mạch (´ 106 đ/km) Suất vốn đầu tư cho 1km ĐD 2 mạch (´ 106 đ/km) Ghi chú AC - 70 168 268,8 ĐDK 2 mạch đi chung cột, có suất vốn đầu tư bằng 1,6 lần so với ĐDK 1 mạch khi sử dụng cùng một loại dây và cùng cấp điện áp AC - 95 224 358,4 AC - 120 280 448 AC - 150 336 537,6 AC - 185 392 627,2 AC - 240 444 710,4 5.1. Tính toán cụ thể cho phương án 1: - Đường dây NĐ - PT1, ta có: DP1 Max = = = 0,60 MW - Đường dây NĐ - PT2, ta có: DP2 Max = = = 1,12 MW - Đường dây NĐ - PT3, ta có: DP3 Max = = = 1,11 MW - Đường dây NĐ - PT4, ta có: DP4 Max = = = 1,11 MW - Đường dây NĐ - PT5, ta có: DP5 Max = = = 1,54 MW - Đường dây NĐ - PT6, ta có: DPN - 6 Max = . RN - 6 = .16,26 = 1,48 MW - Đường dây HT - PT6, ta có: DPHT - 6 Max = . RHT - 6 = .11,73 = 0,01 MW - Đường dây HT - PT7, ta có: DP7 Max = = = 1,18 MW - Đường dây HT - PT8, ta có: DP8 Max = = = 1,16 MW - Đường dây HT - PT9, ta có: DP9 Max = = = 0,73 MW Bảng tổng hợp tổn thất công suất phương án 1 Đ.Dây Pi(MW) Qi(MVAr) Coji Ri(W) D Pi(MW) NĐ - 1 20 6,57 0,95 16,26 0,60 NĐ - 2 28 13,56 0,9 13,99 1,12 NĐ - 3 20 9,69 0,9 27,21 1,11 NĐ - 4 32 13,62 0,92 15,43 1,11 NĐ - 5 30 14,53 0,9 16,74 1,54 NĐ - 6 31,50 10,40 0,95 16,26 1,48 HT - 6 2,10 1,70 0,78 11,73 0,01 HT - 7 32 19,83 0,85 10,4 1,18 HT - 8 28 11,93 0,92 15,14 1,16 HT - 9 22 10,66 0,9 16,74 0,7 3 Tổng 10,04 11,21 * Tổn thất điện năng của phương án 1 là: DAI = SDAi = SDPi . t = 10,04. 103. 3196 = 32087,84 . 103 kWh * Vốn đầu tư của mạng điện phương án 1 là: KI = Ski = Skoi . Li Thay số vào biểu thức trên ta tính được vốn đầu tư xây dựng đường dây của phương án 1 . Kết quả được ghi ở bảng sau: Bảng tổng hợp vốn đầu tư xây dựng đường dây phương án 1 Đ.Dây Loại dây dẫn L (km) Đơn giá K ( 106đ ) NĐ - 1 AC -70 70,71 268,8 19006,85 NĐ - 2 AC-70 60,83 268,8 16351,10 NĐ - 3 AC-95 82,46 224 18471,04 NĐ - 4 AC-95 67,08 358,4 24041,47 NĐ - 5 AC-70 72,80 268,8 19568,64 NĐ - 6 AC-70 70,71 268,8 19006,85 HT - 6 AC-70 50,99 268,8 13706,11 HT - 7 AC-95 60,83 358,4 21801,47 HT - 8 AC-150 72,11 336 24228,96 HT - 9 AC-70 64,03 268,8 17211,26 Tổng (KI) 193393,75 * Phí tổn tính toán của phương án 1 là: ZI = 0,165 . KI + DAI . C = 0,165 . 193393,75. 106 + 32087,84. 103 . 500 = 47953,89. 106 đ 5.2. Tính toán cho phương án 2: Bảng tổng hợp tổn thất công suất phương án 2 Đ.Dây Pi(MW) Qi(MVAr) Coji Ri(W) D Pi(MW) NĐ - 1 20 6,57 0,95 16,26 0,60 NĐ - 2 48 23,25 0,9 8,21 1,93 2 - 3 20 9,69 0,9 11,90 0,49 NĐ - 4 32 13,62 0,92 11,07 1,11 NĐ - 5 30 14,53 0,9 16,74 1,54 NĐ - 6 31,50 10,40 0,95 16,26 1,48 HT - 6 2,10 1,70 0,78 11,73 0,01 HT - 7 60 31,76 0,88 5,17 1,97 7 - 8 28 11,93 0,92 10,52 0,81 HT - 9 22 10,66 0,9 16,74 0,73 Tổng 10,67 11,21 * Tổn thất điện năng của phương án 2 là: DAII = SDAi = SDPi . t = 10,67. 103. 3196 = 34101,92. 103 kWh * Vốn đầu tư của mạng điện phương án 2 là: Bảng tổng hợp vốn đầu tư xây dựng đường dây phương án 2 Đ.Dây Loại dây dẫn L (km) Đơn giá K ( 106đ ) NĐ - 1 AC -70 70,71 268,8 19006,85 NĐ - 2 AC-120 60,83 448 27251,84 2 - 3 AC-95 36,06 224 8077,44 NĐ - 4 AC- 95 67,08 358,4 24041,47 NĐ - 5 AC-70 72,80 268,8 19568,64 NĐ - 6 AC-70 70,71 268,8 19006,85 HT - 6 AC-70 50,99 268,8 13706,11 HT - 7 AC-185 60,83 627,2 38152,58 7 - 8 AC-150 50,00 336 16800 HT - 9 AC-70 64,03 268,8 17211,26 Tổng (KII) 197372,67 * Phí tổn tính toán của phương án 2 là: ZII = 0,165 . KII + DAII . C = 0,165 . 202823,04 .106 + 34101,32.103 . 500 = 50516,462 . 106 đ 5.3. Tính toán cho phương án 3: Bảng tổng hợp tổn thất công suất phương án 3 Đ.Dây Pi(MW) Qi(MVAr) Coji Ri(W) D Pi(MW) NĐ - 1 20 6,57 0,95 16,26 0,60 NĐ - 2 48 23,25 0,9 8,21 1,93 2 - 3 20 9,69 0,9 11,90 0,49 NĐ - 4 62 28,14 0,91 5,70 2,18 4 - 5 30 14,53 0,95 11,73 1,08 NĐ - 6 31,50 10,40 0,95 16,26 1,48 HT - 6 2,10 1,70 0,78 11,73 0,01 HT - 7 32 19,83 0,85 10,4 1,18 HT - 8 28 11,93 0,92 15,14 1,16 HT - 9 22 10,66 0,9 16,74 0,73 Tổng 10,84 11,21 * Tổn thất điện năng của phương án 3 là: DAIII = SDAi = SDPi . t = 10,84 . 103. 3196 = 34644,64. 103 kWh * Vốn đầu tư của mạng điện phương án 3 là: Bảng tổng hợp vốn đầu tư xây dựng đường dây phương án 3 Đ.Dây Loại dây dẫn L (km) Đơn giá K ( 106đ ) NĐ - 1 AC -70 70,71 268,8 19006,85 NĐ - 2 AC-120 60,83 448 27251,84 2 - 3 AC-95 36,06 224 8077,44 NĐ - 4 AC - 185 67,08 627,2 42072,58 4 - 5 AC - 70 50,99 268,8 13706,11 NĐ - 6 AC-70 70,71 268,8 19006,85 HT - 6 AC-70 50,99 268,8 13706,11 HT - 7 AC-95 60,83 358,4 21801,47 HT - 8 AC-150 72,11 336 24228,96 HT - 9 AC-70 64,03 268,8 17211,26 Tổng (KIII) 206069,47 * Phí tổn tính toán của phương án 3 là: ZIII = 0,165 . KIII + DAIII . C = 0,165 .206069,47. 106 + 34644,64 . 103 . 500 = 51323,78. 106 đ 5.4. Tính toán cho phương án 4: Phương án 4 có sơ đồ nối dây chỉ khác phương án 1 là sơ đồ nối dây từ nguồn điện tới phụ tải 1 qua phụ tải 2: * Tổng tổn thất công suất của phương án 4 là: Thay số vào công thức tính tổn thất công suất ta tính được tổn thất công suất của phương án 4 như sau: Bảng tổng hợp tổn thất công suất phương án 4 Đ.Dây Pi(MW) Qi(MVAr) Coji Ri(W) D Pi(MW) NĐ - 2 48 20,13 0,92 8,21 1,84 2 - 1 20 6,57 0,95 9,48 0,35 NĐ - 3 20 9,69 0,9 27,21 1,11 NĐ - 4 32 13,62 0,92 11,07 1,11 NĐ - 5 30 14,53 0,9 16,74 1,54 NĐ - 6 31,50 10,40 0,95 16,26 1,48 HT - 6 2,10 1,70 0,78 11,73 0,01 HT - 7 32 19,83 0,85 10,4 1,18 HT - 8 28 11,93 0,92 15,14 1,16 HT - 9 22 10,66 0,9 16,74 0,73 Tổng 10,51 11,21 * Tổn thất điện năng của phương án 4 là: DAIV = SDAi = SDPi . t = 10,51. 103. 3196 = 33589,96. 103 kWh * Vốn đầu tư của mạng điện phương án 4 là: Bảng tổng hợp vốn đầu tư xây dựng đường dây phương án 4 Đ.Dây Loại dây dẫn L (km) Đơn giá K ( 106đ ) NĐ - 2 AC -120 60,83 448 27251,84 2 - 1 AC-70 41,23 268,8 11082,62 NĐ - 3 AC-95 82,46 224 18471,04 NĐ - 4 AC-95 67,08 358,4 24041,47 NĐ - 5 AC-70 72,80 268,8 19568,64 NĐ - 6 AC-70 70,71 268,8 19006,85 HT - 6 AC-70 50,99 268,8 13706,11 HT - 7 AC-95 60,83 358,4 21801,47 HT - 8 AC-150 72,11 336 24228,96 HT - 9 AC-70 64,03 268,8 17211,26 Tổng (KIV) 196370,26 * Phí tổn tính toán của phương án 4 là: ZIV = 0,165 . KIV + DAIV . C = 0,165 . 196370,26 . 106 + 33589,96. 103 . 500 = 49196,07. 106 đ 5.5. Tính toán cho phương án 5: Phương án 5 chỉ khác phương án 4 là đường dây kép NĐ - PT2 - PT1 được thay bằng mạch vòng NĐ - PT1 - PT2 - NĐ. * Tổng tổn thất công suất của phương án 5 là: Thay số vào công thức ta tính được tổn thất công suất của phương án 5 như sau: Bảng tổng hợp tổn thất công suất phương án 5 Đ.Dây Pi(MW) Qi(MVAr) Coji Ri(W) D Pi(MW) NĐ - 1 21,67 8,66 0,93 19,09 0,86 NĐ - 2 26,33 11,47 0,92 12,77 0,87 1-2 1,67 2,09 0,78 18,97 0,01 NĐ - 3 30 14,53 0,9 17,32 1,59 NĐ - 4 32 13,62 0,92 11,07 1,11 NĐ - 5 30 14,53 0,9 16,74 1,54 NĐ - 6 31,50 10,40 0,95 16,26 1,48 HT - 6 2,10 1,70 0,78 11,73 0,01 HT - 7 32 19,83 0,85 10,4 1,18 HT - 8 28 11,93 0,92 15,14 1,16 HT - 9 22 10,66 0,9 16,74 0,73 11,21 Tổng 10,06 * Tổn thất điện năng của phương án 5 là: DAV = SDAi = SDPi . t = 10,06. 103. 3196 = 32151,76. 103 kWh * Vốn đầu tư của mạng điện phương án 5 là: Thay số liệu vào biểu thức tính vốn xây dựng đường dây ta có bảng kết quả vốn xây dựng đường dây của phương án 5 như sau: Bảng tổng hợp vốn đầu tư xây dựng đường dây phương án 5 Đ.Dây Loại dây dẫn L (km) Đơn giá K ( 106đ ) NĐ - 1 AC-120 70,71 280 19798,80 NĐ - 2 AC-150 60,83 336 20438,88 2 - 1 AC-70 41,23 168 6926,64 NĐ - 3 AC-150 82,46 336 27706,56 NĐ - 4 AC-95 67,08 358,4 18031,10 NĐ - 5 AC-70 72,80 268,8 19568,64 NĐ - 6 AC-70 70,71 268,8 19006,85 HT - 6 AC-70 50,99 268,8 13706,11 HT - 7 AC-95 60,83 358,4 21801,47 HT - 8 AC-150 72,11 336 24228,96 HT - 9 AC-70 64,03 268,8 17211,26 Tổng (KV) 205200,12 * Phí tổn tính toán của phương án 5 là: ZV = 0,165 . KV + DAV . C = 0,165 .205200,12. 106 + 32151,76. 103 . 500 = 49933,90. 106 đ Từ các kết quả tính toán ở trên, ta có bảng so sánh các phương án về kinh tế - kỹ thuật như sau: Các chỉ tiêu PA1 PA2 PA3 PA4 PA4 DUbt Max(%) 7,33 10,31 10,37 7,46 7,33 DUSC Max(%) 12,14 16,14 16,48 12,86 18,97 SDPi (MW) 10,04 10,67 10,84 10,51 10,06 DAi (103kWh) 32087,84 34101,92 34644,64 33589,96 32151,76 Ki ( 106 đ) 193393,75 202825,04 206069,47 196370,26 205200,12 Z (106 đ) 47953,89 50516,46 51323,78 49196,07 49933,90 Kết luận chung : Từ các số liệu tính toán được ở trên ta thấy cả 5 phương án đều đảm bảo các yêu cầu về mặt kỹ thuật, nhưng phương án 1 nổi bật hơn cả vì có tổn thất điện áp nhỏ nhất trong 5 phương án, sơ đồ nối dây đơn giản đồng thời có hàm chi phí tính toán hàng năm là nhỏ nhất. Vậy ta chọn phương án 1 là phương án tối ưu để thiết kế mạng điện. CHƯƠNG 6: CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH 6.1. CHỌN MÁY BIẾN ÁP (MBA): 6.1.1. Yêu cầu chung: Máy biến áp là thiết bị điện có vai trò quan trọng trong mạng lưới điện, có nhiệm vụ biến đổi điện áp và truyền tải công suất do đó nó chiếm 1 phần không nhỏ vốn đầu tư trong hệ thống điện khi lựa chọn máy biến áp trước hết ta dựa vào các yếu tố sau: Tính chất hộ tiêu thụ: Đối với hộ loại I có yêu cầu mức độ tin cậy cung cấp điện cao, nên ta đặt tại mỗi trạm 2 MBA vận hành song song. Để giảm thiết bị dự trữ cũng như đơn giản trong vận hành, sửa chữa ta đặt 2 MBA giống nhau. Đối với các phụ tải loại III ít quan trọng, vì vậy ta chỉ cần đặt tại mỗi trạm biến áp một MBA là đủ. Đối với những hộ phụ tải có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, ta chọn các MBA điều áp dưới tải. Nhiệt đới hoá các MBA: Do khi chế tạo các MBA ở các nước khác nhau nên có nhiệt độ khác nhau, vì vậy khi đưa về Việt Nam sử dụng ta phải hiệu chỉnh theo nhiệt độ tại Việt Nam : Ta có: khc = 1 - . Nhiệt độ trung bình ở Việt nam là 240c, (qbt = 240c) . Nhiệt độ trung bình ở Liên xô cũ là 50c, (q = 50c) Do đó ta có: khc = 1 - = 0,81 Khả năng quá tải của các MBA: Tại các trạm biến áp có 2 MBA vận hành song song thì công suất định mức của mỗi MBA được chọn sao cho khi sự cố 1 MBA, MBA còn lại phải đáp ứng được yêu cầu của phụ tải, có lưu ý tới khả năng quá tải cho phép là 40% trong thời gian không quá 6 giờ một ngày và trong năm ngày đêm. (kqtsc = 1,4). Dựa vào công suất và điện áp của phụ tải: Theo nhiệm vụ thiết kế, điện áp danh định phía thứ cấp là 22 kV, còn điện áp phía sơ cấp đã chọn là mạng 110 kV. Nghĩa là các MBA đều cần có 2 cấp điện áp, vì vậy ta chọn MBA 3 pha 2 dây quấn do Công ty thiết bị điện Đông Anh chế tạo nên không cần hiệu chỉnh MBA theo nhiệt độ. - Đối với trạm biến áp có 2 MBA: Lựa chọn công suất các MBA thoả mãn điều kiện: SđmB ³ (6-1) Trong đó: + SđmB : Là công suất định mức của MBA + SMaxi : Là công suất cực đại của phụ tải ở trạm thứ i + n : Là số lượng các mba vận hành song song, (ở đây n = 2) + kqtsc : Là hệ số quá tải sự cố, (kqtsc = 1,4 với hệ số này MBA được phép làm việc trong tình trạng quá tải 5 ngày và mỗi ngày không quá 6 giờ). Thay các giá trị vào biểu thức (6 -1), ta được: SđmB ³ = (6-2) Với trạm biến áp có 1 mba: SđmB ³ Smaxi (6-3) Căn cứ vào vị trí địa lý của phụ tải. Chọn máy biến áp cho các trạm biến áp (TBA) giảm áp: Dựa vào các nguyên tắc trên, ta chọn MBA cho các phụ tải như sau: Trạm biến áp số 1: - Công suất lớn nhất của phụ tải 1 là: SMax1 = = = 21,05 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 1 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 15,04 MVA Vậy TBA số 1 ta chọn 2 MBA loại TDH có công suất: SđmB = 25 MVA Trạm biến áp số 2: - Công suất lớn nhất của phụ tải 2 là: SMax2 = = = 31,11 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 2 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 22,22 MVA Vậy TBA số 2 ta chọn 2 MBA có công suất: SđmB = 25 MVA Trạm biến áp số 3: - Công suất lớn nhất của phụ tải 3 là: SMax3 = = = 22,22 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-3), vì phụ tải loại III nên TBA 3 ta chọn một máy biến áp, ta có: SđmB ³ Sđm3 = 22,22 MVA Vậy TBA số 3 ta chọn 1 MBA loại TDH có công suất: SđmB = 25 MVA. Trạm biến áp số 4: - Công suất lớn nhất của phụ tải 4 là: SMax4 = = = 34,78 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 4 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 24,84 MVA Vậy TBA số 4 ta chọn 2 MBA loại TDH có công suất: SđmB = 25 MVA Trạm biến áp số 5: - Công suất lớn nhất của phụ tải 5 là: SMax5 = = = 33,33 MVA Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 5 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 23,81 MVA Vậy TBA số 5 ta chọn 2 MBA có công suất: SđmB = 25 MVA. Trạm biến áp số 6: - Công suất lớn nhất của phụ tải 6 là: SMax6 = = = 33,68 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 6 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 24,06 MVA Vậy TBA số 6 ta chọn 2 MBA có công suất: SđmB = 25 MVA. Trạm biến áp số 7: - Công suất lớn nhất của phụ tải 2 là: SMax7 = = = 37,65 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 7 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 26,89 MVA Vậy TBA số 7 ta chọn 2 MBA loại TDH có công suất: SđmB = 32 MVA. Trạm biến áp số 8: - Công suất lớn nhất của phụ tải 8 là: SMax8 = = = 30,43 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6 -3), vì phụ tải loại III nên TBA 8 ta chọn 1 MBA , ta có: SđmB ³ Sđm8 = 30,43 MVA Vậy TBA số 8 ta chọn 1 MBA có công suất: SđmB = 32 MVA. Trạm biến áp số 9: - Công suất lớn nhất của phụ tải 2 là: SMax9 = = = 24,44 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 9 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 17,46 MVA Vậy TBA số 9 ta chọn 2 MBA loại TDH có công suất: SđmB = 25 MVA. Bảng 6,1:Thông số của các MBA đã chọn tại các trạm biến áp phụ tải: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Spt MVA) 21,05 31,11 22,22 34,78 33,33 33,68 37,65 30,43 24,44 Cosjpt 0,95 0,9 0,9 0,92 0,9 0,95 0,85 0,92 0,9 Stt (MVA) 15,04 22,22 22,22 24,84 23,81 24,06 26,89 30,43 17,46 SđmB(MVA) 25 25 25 25 25 25 32 32 25 UC (kV) 115 115 115 115 115 115 115 115 115 UH (kV) 23 23 23 23 23 23 23 23 23 UN % 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,5 10,5 10,3 DPN (kW) 126 126 126 126 126 126 145 145 126 DP0 (kW) 22 22 22 22 22 22 35 35 22 I0 % 0,41 0,41 0,41 0,41 0,41 0,41 0,75 0,75 0,41 R (W) 2,44 2,44 2,44 2,44 2,44 2,44 1,71 1,71 2,44 X (W) 49,85 49,85 49,85 49,85 49,85 49,85 39,70 39,70 49,85 DQ0(kVAr) 102,5 102,5 102,5 102,5 102,5 102,5 240 240 102,5 Số MBA 2 2 1 2 2 2 2 1 2 6.1.3. Chọn máy biến áp cho các trạm tăng áp: Với trạm tăng áp tại nhà nhiệt máy điện, ta chọn sơ đồ nối bộ có công suất các MBA được chọn như sau: SđmB ³ SđmF - Std Trong đó: + SđmB : Là công suất định mức của các MBA + SđmF : Là công suất định mức của các máy phát điện + Std : Là công suất tự dùng - Nhà máy NĐ: Có 3 tổ máy (3 ´ 80MW); cosjF = 0,85 ; UđmF = 10,5kV, ta có: SđmB ³ (1 - 0,1). = 0,9 . = 84,71 MVA Vậy ta chọn 3 MBA 3 pha 2 cuộn dây có công suất định mức là: SđmB = 125 MVA. Ký hiệu: TDЦ - 125000/110, có các thông số kỹ thuật như sau: SđmB (MVA) UC (kV) UH (kV) UN % DPN (kW) DP0 (kW) I0 % R (W) X (W) DQ0 (kVAr) 125 121 10,5 10,5 520 120 0,55 0,33 11,1 678 6.2. CHỌN SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN: Yêu cầu chung của sơ đồ nối điện là phải đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy, linh hoạt trong vận hành, sơ đồ đơn giản dễ thao tác, tiết kiệm thiết bị. 6.2.1. Trạm nguồn cung cấp: Trạm nguồn có vị trí rất quan trọng trong mạng điện khu vực, nó có nhiệm vụ cung cấp điện liên tục, ổn định cho các phụ tải. Vì vậy ta sử dụng sơ đồ 2 hệ thống thanh góp có máy cắt liên lạc (MCLL) như sau: a, Sơ đồ trạm tăng áp nhà máy NĐ: b, Sơ đồ thanh góp 110 kV của hệ thống: 6.2.2. Trạm cuối (các trạm giảm áp): * Với các hộ phụ tải loại I, trạm biến áp có 2 nguồn đến và mỗi trạm có 2 MBA nên ta sử dụng sơ đồ cầu với mục đích đảm bảo việc cung cấp điện liên tục, tin cậy. Việc quyết định sử dụng sơ đồ cầu ngoài hay sơ đồ cầu trong còn phụ thuộc vào khoảng cách truyền tải và sự thay đổi của công suất phụ tải so với công suất giới hạn. - Với các đường dây dài hơn 70 km ta dùng sơ đồ máy cắt đặt phía đường dây (cầu nối phía MBA), với các đường dây ngắn hơn 70 km ta dùng sơ đồ máy cắt đặt về phía MBA (cầu nối phía đường dây). - Công suất giới hạn: Sgh = SđmB Nếu Spt min < Sgh để thuận lợi trong vận hành kinh tế trạm biến áp ta dùng sơ đồ cầu ngoài, ngược lại ta dùng cầu trong. Bảng số liệu về khoảng cách và công suất giới hạn: Phụ tải l ( km) Sđm (MVA) DP0 (kW) DPN (kW) Spt min (MVA) Sgh (MVA) 1 70,71 25 22 126 12,63 14,77 2 60,83 25 22 126 18,67 14,77 4 67,02 25 22 126 20,87 14,77 5 72,08 25 22 126 20,00 14,77 7 60,83 32 35 145 22,59 22,23 9 64,03 25 22 126 14,67 14,77 Như vây kết hợp cả 2 điều kiện trên ta thấy chỉ có trạm biến áp của PT5 sử dụng sơ đồ máy cắt đặt phía đường dây còn các trạm 1, 2, 4, 7 và 9 sử dụng sơ đồ máy cắt đật về phía máy biến áp. a, Sơ đồ máy cắt đặt về phía MBA: b, Sơ đồ máy cắt đặt về phía đường dây: c, Đối với trạm biến áp của phụ tải loại III (phụ tải 3 và 8) ta sử dụng sơ đồ đơn giản sau: 6.2.3. Trạm trung gian 6 liên lạc giữa nhà máy NĐ và HT: Ta dùng sơ đồ 2 hệ thống thanh góp có MCLL như sau: SƠ ĐỒ THAY THẾ CỦA LƯỚI ĐIỆN CHƯƠNG 7 CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT TRONG CÁC CHẾ ĐỘ Trong các chương trước ta đã sơ bộ xác định công suất truyền tải trên các đoạn đường dây, tuy nhiên công suất truyền tải đó chưa chính xác vì ta chưa kể đến tổn thất công suất trên đường dây, trong máy biến áp cũng như công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra. Để biết chính xác sự phân bố công suất trên mỗi đoạn đường dây, ta phải tiến hành tính chính xác lại sự phân bố công suất trong các chế độ: Phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và sau sự cố khi phụ tải cực đại. Vì chưa biết điện áp tại các nút nên trong quá trình tính toán ta sử dụng điện áp định mức của mạng điện là Uđm = 110 kV. Việc lựa chọn nút điện áp phụ thuộc vào dòng công suất truyền tải trên đường dây liên lạc của từng chế độ vận hành, đối với mỗi chế độ ta chỉ có thể chọn một nút điện áp để làm cơ sở tính toán. Vì hệ thống có công suất vô cùng lớn nên chọn hệ thống là nút cơ sở về điện áp. Sau khi vẽ sơ đồ thay thế, ta lần lượt tính từ phụ tải ngược lên đầu nguồn Các công thức sử dụng trong quá trình tính toán là: - Tính tổn thất công suất trong máy biến áp: Gồm 2 thành phần là tổn thất sắt trong lõi thép và tổn thất đồng trong cuộn dây máy biến áp. + Tổn thất sắt trong máy biến áp: DSFe = DPFe + j DQFe (MVA) DPFe = DP0B : Tổn thất công suất tác dụng trong lõi thép máy biến áp, bằng tổn thất không tải máy biến áp. DQFe : Tổn thất công suất từ hoá trong lõi thép máy biến áp. DQFe = DQ0B = (MVAr) + Tổn thất đồng trong máy biến áp: Phụ thuộc vào công suất phụ tải. DSCu = DPCu + j DQCu (MVAr) DPCu= (MW) ; DQCu = (MVAr) Trong đó: + I0% : Dòng điện không tải phần trăm + Un% : Điện áp ngắn mạch phần trăm + S : Công suất phụ tải, MVA + SđmB : Công suất định mức máy biến áp, MVA Vậy ta có: DSB =+ j (MVA) -Tính tổn thất công suất trên đường dây: DSd = .( Rd + j Xd ) (MVA) Trong đó: + P : Là công suất tác dụng chạy trên đường dây + Q : Là công suất phản kháng chạy trên đường dây + Rd : Là điện trở của đường dây + Xd : Là điện kháng của đường dây + Uđm : Là điện áp định mức của mạng điện. - Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra là: Để đơn giản ta xem nó như là thông số tập trung đặt ở hai đầu đoạn đường dây, mỗi đầu có giá trị là: j QC = j ; Với Trong đó: + b0 : Là điện dẫn phản kháng đơn vị tính cho 1km đường dây, (10-6 S/km). + l : Là chiều dài đường dây, (km). + n : Là số lộ đường dây, (ĐD kép n = 2, ĐD đơn n = 1). 7.1. TÍNH CHÍNH XÁC TRONG CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MAX 7.1.1. Nhánh NĐ - PT1 - Sơ đồ thực và sơ đồ thay thế như sau: - Ta có các thông số của đường dây và MBA: SPT1 = S1 = P1 + j Q1 = 20 + j 6,57 MVA Zd1 = 16,26 + j 15,56 W ZB = ( 2,44 + j 49,85) = 1,22 + j 24,925 W = 182,43.10-6 S j Qcd1 = j Qcc1 = j = j 182,43.10-6.110 2 = j 2,207 MVAr - Tổn thất không tải của MBA là: DS0B1 = 2( 0,022 + j 0,1025 ) = 0,044 + j 0,205 MVA - Tổn thất công suất trong cuộn dây các MBA khi có tải là: DSZB1 = = = 0,045 + j 0,913 MVA - Dòng công suất trước tổng trở cuộn dây ZB1 là: SB1 = SPT1 + DSZB1 = 20 + j 6,57 + 0,045 + j 0,913 = 20,045 + j 7,483 MVA - Công suất tại thanh cái cao áp TBA1 là: ScB1 = SB1 + DS0B1 = 20,045 + j 7,483 + 0,044 + j 0,205 = 20,089 + j 7,688 MVA - Dòng công suất sau tổng trở Zd1 là: S = ScB1 - j Qcc1 = 20,089 + j 7,668 - j2,207 = 20,089 + j 5,481 MVA - Tổn thất công suất trên tổng trở ZD1 là: DSZD1 = .Zd1 = .(16,26 + j 15,56 ) = 0,583 + j 0,558 MVA - Dòng công suất trước tổng trở ZD1 là: S = S + D SZD1 = 20,089 + j 5,481 + 0,583 + j 0,558 MVA = 20,672 + j 6,039 MVA - Công suất ở đầu đường dây đã tính đến dung dẫn của ĐD là: S1 = S - j Qcd1 = 20,672 + j 6,039 - j 2,207 = 20,672 + j 3,832 MVA 7.1.2. Tính toán cho nhánh NĐ - PT3 - Sơ đồ thực và sơ đồ thay thế của mạch điện: - Ta có các thông số của đường dây và MBA: SPT3 = S3 = P3 + j Q3 = 20 + j 9,69 MVA ZD3 = 27,21 + j 35,38 W ZB = 2,44 + j 49,85 W = 109,26.10-6 S j Qcd3 = j Qcc3 = j = j 109,26.10-6.110 2 = j 1,322 MVAr - Tổn thất không tải của MBA là: DS0B3 = 0,022 + j 0,1025 MVA - Tổn thất công suất trong cuộn dây MBA khi có tải là: DSZB3 = = = 0,100 + j 2,035 MVA - Dòng công suất trước tổng trở cuộn dây ZB3 là: SB3 = SPT3 + DSZB3 = 20 + j 9,69 + 0,100 + j 2,035 = 20,100 + j 11,725 MVA - Công suất tại thanh cái cao áp TBA3 là: ScB2 = SB3+ DS0B3 = 20,100 + j 11,725 + 0,022 + j 0,1025 = 20,122 + j 11,828 MVA - Dòng công suất sau tổng trở ZD3 là: S = SB3 - j Qcc3 = 20,122 + j 11,828 -j 1,322 = 20,122 + j 10,506 MVA - Tổn thất công suất trên tổng trở ZD3 là: DSZD3 = .ZD3 = .( 27,21 + j 35,38) = 1,159 + j 1,507 MVA - Dòng công suất trước tổng trở ZD3 là: S = S + DSZD3 = 20,122 + j 10,506 + 1,159 + j 1,507 MVA = 21,281 + j 12,013 MVA - Công suất ở đầu đường dây đã tính đến dung dẫn của ĐD là: S3 = S - j Qcd3 = 21,281 + j 12,013 - j 1,322 = 21,281 + j 10,691 MVA 7.1.3. Nhánh NĐ - PT2, nhánh NĐ - PT4 và nhánh NĐ - PT5 Tính toán hoàn toàn tương tự như nhánh NĐ - PT1, ta được kết quả như bảng. Bảng 7 - 1 Thông số NĐ - PT1 NĐ - PT2 NĐ - PT3 NĐ - PT4 NĐ - PT5 SPT = Sn (MVA) 20 + j 6,57 28 + j 13,56 20 + j 9,69 32 + j 13,62 30 + j 14,53 ZD (W) 16,26 + j 15,56 13,99 + j 13,38 27,21 + j 35,38 11,07 + j 14,39 16,74 + j 16,02 B/2 ( 10-6S ) 182,43 156,94 109,260 174,20 185,97 ZB 1,22 + j 24,925 1,22 + j 24,925 2,44 + j 49,85 1,22 + j 24,925 1,22 + j 24,925 j QC (MVAr) 2,207 1,899 1,322 2,108 2,250 DS0B (MVA) 0,044 + j 0,205 0,044 + j 0,205 0,022 + j 0,103 0,044 + j 0,205 0,044 + j 0,205 DSZb (MVA) 0,045 + j 0,913 0,098 + j 1,994 0,100 + j 2,035 0,122 + j 2,492 0,112 + j 2,289 SB (MVA) 20,045 + j 7,483 28,098 + j 15,554 20,10 + j11,725 32,122 + j 16,112 30,112 + j 16,819 ScB (MVA) 20,089 + j 7,688 28,142 + j 15,759 20,122 + j 11,828 32,166 + j 16,317 30,156 + j 17,024 S (MVA) 20,089 + j 5,481 28,142 + j 13,860 20,122 + j 10,506 32,166 + j 14,029 30,156 + j 14,774 DSZD (MVA) 0,583 + j 0,558 1,138 + j 1,088 1,159 + j 1,507 1,127 + j 1,465 1,560 + j 1,493 S (MVA) 20,672 + j 6,039 29,280 + j 14,948 21,281 + j 12,013 33,293 + j 15,494 31,716 + j 16,267 S (MVA) 20,672 + j 3,832 29,280 + j 13,085 21,281 + j 10,691 33,293 + j 13,386 31,716 + j 14,017 7.1.4. Tính toán cho nhánh NĐ - PT6 - HT Trước khi xét đường dây liên lạc ta kiểm tra cân bằng chính xác dòng công suất tải trên đoạn đường dây NĐ - PT6. - Tổng công suất yêu cầu của phụ tải 1, 2, 3, 4 và 5 tại thanh cái cao áp của NĐ là: Så = S1 + S2 + S3 + S4 + S5 = 20,672 + j 3,832 + 29,280 + j 13,085 + 21,281 + j 10,691 + 33,293 + j13,386 + 31,716 + j 14,017 = 136,241 + j 55,011 MVA - Trong chế độ Max, NĐ phát công suất là: PNĐ = Pkt = 80%.240 = 192 MW Với cosjF = 0,85 Þ tgjF = 0,62 Þ QMax = 192.0,62 = 118,99 MVAr Công suất tự dùng: Ptd = 10%Pđm = 10%.240 = 24 MW, với cosjTd = 0,75 Þ tgjTd = 0,882 Þ QTd = 24. 0,882 = 21,17 MVAr. - Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp NĐ là: SHNĐ = 192 + j 118,99 - 24 - j 21,17 = 168 + j 97,82 MVA - Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐ là: DSBI = + j = + j = 1,166 + j 12,644 MVA. - Công suất tại thanh cái cao áp NĐ bằng: SC-N = SH-NĐ - DSBNĐ = 168 + j 97,82 - 1,166 - j 12,644 = 166,834 + j 85,176 MVA. - Dòng công suất còn lại tải lên đoạn NĐ - PT6 sẽ là: S N-6 = SC-N - SS = 166,834 + j 85,176 - 136,241 - j 55,011 = 30,593 + j 30,165 MVA. Trong khi đó S6 = 32 + j 10,52 MVA, như vậy để giảm lượng công suất phản kháng truyền tải trên đường dây liên lạc NĐ - PT6 - HT, ta cho nhà máy vận hành cosjF = cosjkt = 0,9 khi đó ta có: Với cosjF = cosjkt = 0,9 Þ tgjF = 0,48 Þ QMax = 192.0,48 = 92,16 MVAr Công suất tự dùng: Ptd = 10%Pđm = 10%.240 = 24 MW, với cosjTd = 0,75 Þ tgjTd = 0,882 Þ QTd = 24. 0,882 = 21,17 MVAr. - Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp NĐ là: SHNĐ = 192 + j 92,16 - 24 - j 21,17 = 168 + j 70,99 MVA - Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐ là: DSBI = + j = + j = 0,729 + j 11,376 MVA. - Công suất tại thanh cái cao áp NĐ bằng: SC-N = SH-NĐ - DSBNĐ = 168 + j 70,99 - 0,729 - j 11,376 = 167,271 + j 59,614 MVA. - Dòng công suất còn lại tải lên đoạn NĐ - PT6 sẽ là: S N-6 = SC-N - SS = 167,271 + j 59,614 - 136,241 - j 55,011 = 31,030 + j 4,603 MVA. *Sơ đồ thực và sơ đồ thay thế đường dây liên lạc và MBA như sau: - Ta có các thông số của đường dây và máy biến áp: ZDN - 6 = 16,26 + j 15,63 W SN-6 = 31,030 + j 4,603 MVA . = 182,43. 10-6 S ZDHT-6 = 11,73 + j 11,22 W = 131,55. 10-6 S SPT6 = 32 + j 10,52 MVA - Công suất do dung dẫn ở đầu và cuối đường dây NĐ - PT6 bằng: j QcđN-6 = j QccN-6 = j = j 182,43.10-6. 1102 = j 2,207 MVAr - Dòng công suất đầu đường dây NĐ - PT6 đã tính đến dung dẫn ĐD là: S= SN-6 + j QcdN-6 = 31,030 + j 4,603 + j 2,207 = 31,030 + j 6,810 MVA - Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây ZDN-6 bằng: DSZDN-6 = .ZDN-5 = = 1,356 + j 1,304 MVA - Dòng công suất sau tổng trở SZDN-6 là: S = S- DSZDN-6 = 31,030 + j 6,810 - 1,356 - j 1,304 = 29,674 + j 5,506 MVA - Dòng công suất ở cuối đường dây NĐ - PT6 đã tính đến dung dẫn ĐD là: S = S + j QccN-6 = 29,674 + j 5,506 + j 2,207 = 29,674 + j 7,713 MVA - Tổn thất không tải trong các MBA của PT6 bằng: DS0B6 = 2( 0,022 + j 0,1025 ) = 0,044 + j 0,205 MVA - Tổn thất công suất trong cuộn dây các MBA của TBA6 khi có tải bằng: DSZB6 = = = 0,114 + j 2,337 MVA - Công suất yêu cầu tại thanh cái cao áp TBA6 là: ScB6 = SPT6 + DSZB6 + DS0B6 = 32 + j 10,52 + 0,114 + j 2,337 + 0,044 + j 0,205 = 32,158 + j 13,062 MVA. Như vậy tại thanh cái cao áp TBA6, dòng công suất mà HT cung cấp qua đường dây liên lạc HT - PT6 bằng: S = ScB6 - S = 32,158 + j 13,062 - 29,674 - j 7,713 = 2,484 + j 5,349 MVA. Vậy dòng công suất trên đường dây liên lạc giữa nhà máy nhiệt điện và hệ thống như sau: NĐ PT6 HT. - Công suất do dung dẫn ở đầu và cuối đường dây PT6 - HT bằng: j QcdHT-6 = jQccHT-6 = j = j 131,55. 10-6. 1102 = j 1,592 MVAr - Dòng công suất ở cuối đường dây HT - PT6 đã tính đến dung dẫn đường dây bằng: S = S - jQccHT-6 = 2,484 + j 5,349 - j 1,592 = 2,484 + j 3,757 MVA - Tổn thất công suất trên tổng trở ZDHT-6 bằng: DSZDHT-6 = = 0,020 + j 0,019 MVA - Dòng công suất trước tổng trở ZDHT-6 bằng: S = S + DSZDHT-6 = 2,484 + j 3,757+ 0,020 + j 0,019 = 2,504 + j 3,776 MVA - Công suất ở đầu đường dây HT - PT6 đã tính đến dung dẫn đường dây bằng: SHT - 6 = S - j Qcđ HT -6 = 2,504 + j 3,776 - j 1,592 = 2,504 + j 2,184 MVA. 7.1.5. Tính cho nhánh HT - PT7 và nhánh HT - PT9 hoàn toàn tương tự như nhánh NĐ - PT1, tính toán cho nhánh HT- 8 tương tự như nhánh NĐ- PT3 cuối cùng ta có kết quả như bảng sau: Bảng 7 - 2 Thông số HT – PT7 HT – PT8 HT – PT9 SPT = Sn (MVA) 32 + j19,83 28 + j11,93 22 + j10,66 ZD (W) 10,04 + j 13,05 15,14 + j 30,00 14,73 + j14,09 B/2 ( 10-6S ) 156,94 98,79 165,20 ZB 0,885 + j 19,850 1,71 + j 39,700 1,22 + j 24,925 j Qcđ (MVAr) 1,899 1,195 1,999 j Qcc (MVAr) 1,899 1,195 1,999 DS0B (MVA) 0,070 + j 0,480 0,035 + j 0.240 0,044 + j 0,205 DSZB (MVA) 0,100 + j 2,325 0,131 + j 3,040 0,060 + j1,231 SB (MVA) 32,100 + j 22,155 28,131 + j 14,970 22,060+j11,891 ScB (MVA) 32,170 + j 22,635 28,166 + j 15,210 22,104 + j12,096 S (MVA) 32,170 + j 20,736 28,166 + j 14,015 22,104 + j10,097 DSZD (MVA) 1,215 + j1,580 1,238 + j 2,454 0,719 + j 0,688 S (MVA) 33,385 + j22,316 29,404 + j 16,469 22,823 + j 0,785 S (MVA) 33,385 + j20,417 29,404 + j 15,454 22,823 + j 8,786 7.1.6. Cân bằng công suất toàn hệ thống - Công suất phụ tải yêu cầu tại thanh cái 110 kV của hệ thống bằng: SHTS = SHT-6 + SHT-7 + SHT-8 + SHT-9 = 2,504 + j 2,184 + 33,385 + j 20,417 + 29,404 + j 15,454 + 22,823 + j 8,786 = 88,116 + j 46,841 MVA. Để đảm bảo cân bằng công suất trong hệ thống, các nguồn điện phải cung cấp đủ công suất theo yêu cầu, vì vậy công suất tác dụng mà hệ thống phải cung cấp bằng: PycHT = 88,116 MW. Khi hệ số công suất của hệ thống bằng 0,85, khi đó lượng công suất phản kháng mà hệ thống cung cấp bằng: QHTcc = PycHT . tgjHT = 88,116 . 0,62 = 54,632 MVAr Như vậy từ các kết quả trên ta thấy QHTcc = 54,632 MVA > Qyc = 46,841MVA Vậy trong chế độ phụ tải Max, công suất phản kháng do nhà máy nhiệt điện và hệ thống cung lớn hơn công suất yêu cầu của phụ tải, do đó ta không phải bù cưỡng bức công suất phản kháng tại các hộ tiêu thụ. 7.2. TÍNH CHÍNH XÁC TRONG CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MIN 7.2.1. Xác định chế độ vận hành của máy biến áp Việc tính toán trong chế độ phụ tải Min cũng tương tự như trong chế độ phụ tải max. Tuy nhiên trong chế độ phụ tải min, công suất của các phụ tải là PMin = 60%PMax. Trong chế độ phụ tải Min ta vận hành 2 tổ máy của nhà máy nhiệt điện, ngừng một tổ để sửa chữa, hai máy phát còn lại sẽ phát 70% công suất định mức. Như vậy công suất do nhà máy nhiệt điện phát ra bằng: PF = 0,7. 80 .2 = 112 MW Để vận hành kinh tế các trạm biến áp, tại các trạm giảm áp có 2 MBA vận hành song song, trong chế độ cực tiểu ta có thể cắt bớt 1 MBA nếu thoả mãn điều kiện: S < Sgh = Sđm . Trong đó: + DP0 : Là tổn thất công suất tác dụng trong lõi thép MBA (tổn thất không tải) + DPN : Là tổn thất công suất tác dụng khi thí nghiệm ngắn mạch. + Sđm : Công suất định mức của MBA + S : Là công suất của phụ tải ở chế độ min, SMin = 60%SMax. - Đối với MBA: TDH - 32000/110, ta có: Sđm = 32 MVA; DP0 = 35 kW; DPN = 145 kW, do đó: Sgh = 32. = 22,23 MVA. - Đối với MBA: TDH - 25000/110, ta có: Sđm = 25 MVA; DP0 = 22 kW; DPN = 126 kW, do đó: Sgh = 25. = 14,77 MVA. Ta có bảng phương án vận hành kinh tế các TBA có 2 MBA vận hành song song như sau: Bảng 7 - 3 Phụ tải SMin (MVA) Sgh (MVA) Số MBA Số máy biến áp vận hành 1 12,63 14,77 2 ´ 25 1 MBA 2 18,67 14,77 2 ´ 25 2 MBA 4 20,87 14,77 2 ´ 25 2 MBA 5 20,00 14,77 2 ´ 25 2 MBA 6 20,21 14,77 2 ´ 25 2 MBA 7 22,59 22,23 2 ´ 32 2 MBA 9 14,67 14,77 2 ´ 25 2 MBA Qua bảng trên cho ta thấy, ở chế độ phụ tải min để vận hành kinh tế thì trạm biến áp số 1 vận hành 1 MBA, các trạm biến áp còn lại (2, 4, 5, 6, 7 và 9) vận hành 2 MBA. 7.2.2. Tính phân bố công suất trên các đoạn đường dây 1) Xét nhánh NĐ - PT1: - Sơ đồ thực và sơ đồ thay thế như hình vẽ: Ta có các thông số của đường dây và máy biến áp: SPT1 = S1 = P1 + j Q1 = 12 + j 3,94 MVA Zd1 = 16,26 + j 15,56 W ZB = 2,44 + j 49,85 W = 182,43.10-6 S j Qcd1 = j Qcc1 = j = j 182,43.10-6.110 2 = j 2,207 MVAr - Tổn thất không tải của MBA là: DS0B1 = 0,022 + j 0,1025 MVA - Tổn thất công suất trong cuộn dây của MBA khi có tải là: DSZB1 = = = 0,032 + j 0,675 MVA - Dòng công suất trước tổng trở cuộn dây ZB1 là: SB1 = SPT1 + DSZB1 = 12 + j 3,94 + 0,032 + j 0,675 = 12,032 + j 4,615 MVA - Công suất tại thanh cái cao áp TBA1 là: ScB1 = SB1 + DS0B1 = 12,032 + j 4,615 + 0,022 + j 0,1025 = 12,054 + j 4,718 MVA - Dòng công suất sau tổng trở Zd1 là: S = ScB1 - j Qcc1 = 12,054 + j 4,718 - j2,207 = 12,054 + j 2,511 MVA - Tổn thất công suất trên tổng trở ZD1 là: DSZD1 = .Zd1 = .(16,26 + j 15,56 ) = 0,204 + j 0,195 MVA - Dòng công suất trước tổng trở ZD1 là: S = S + D SZD1 = 12,054 + j 2,511 + 0,204 + j 0,195 MVA = 12,258 + j 2,706 MVA - Công suất ở đầu đường dây đã tính đến dung dẫn của ĐD là: S1 = S - j Qcd1 = 12,258 + j 2,706 - j 2,207 = 12,258 + j 0,499 MVA 7.2.3. Nhánh NĐ - PT2, NĐ - PT3, NĐ - PT4 và nhánh NĐ - PT5 Tính toán hoàn toàn tương tự như nhánh NĐ - PT1, ta được kết quả như bảng. Bảng 7 - 4 Thông số NĐ - PT1 NĐ - PT2 NĐ - PT3 NĐ - PT4 NĐ - PT5 SPT = Sn (MVA) 12 + j 3,94 16,8 + j 8,14 12 + j 5,81 19,2 + j 8,18 18 + j 8,72 ZD (W) 16,26 + j 15,56 13,99 + j 13,38 27,21 + j 35,38 11,07 + j 14,39 16,74 + j 16,02 B/2 ( 10-6S ) 182,43 156,94 109,260 174,20 185,97 ZB 2,44 + j 49,85 1,22 + j 24,925 2,44 + j 49,85 1,22 + j 24,925 1,22 + j 24,925 j QC (MVAr) 2,207 1,899 1,322 2,108 2,250 DS0B (MVA) 0,022 + j 0,103 0,044 + j 0,205 0,022 + j 0,103 0,044 + j 0,205 0,044 + j 0,205 DSZb (MVA) 0,032 + j 0,675 0,035 + j 0,718 0,036 + j 0,732 0,044 + j 0,897 0,040 + j 0,824 SB (MVA) 12,032 + j 4,615 16,835 + j 8,858 12, 036 + j 6,542 19,244 + j 9,077 18,040 + j 9,544 ScB (MVA) 12,054 + j 4,718 16,879 + j 9,063 12,058 + j 6,645 19,288 + j 9,282 18,084 + j 9,749 S (MVA) 12,054 + j 2,511 16,879 + j 7,164 12,058 + j 5,220 19,288 + j 7,174 18,084 + j 7,499 DSZD (MVA) 0,204 + j 0,195 0,389 + j 0,372 0,388 + j 0,505 0,387 + j 0,504 0,530 + j 0,507 S (MVA) 12,258 + j 2,706 17,268 + j 7,536 12,446 + j 5,725 19,675 + j 7,678 18,614 + j 8,006 S (MVA) 12,258 + j 0,499 17,268 + j 5,637 12,446 + j 4,403 19,675 + j 5,570 18,614 + j 5,756 7.2.4. Tính toán cho nhánh NĐ - PT6 - HT Trước khi xét đường dây liên lạc ta kiểm tra cân bằng chính xác dòng công suất tải trên đoạn đường dây NĐ - PT6. - Tổng công suất yêu cầu của phụ tải 1, 2, 3, 4 và 5 tại thanh cái cao áp của NĐ là: Så = S1 + S2 + S3 + S4 + S5 = 12,258 + j 0,499 + 17,268 + j 5,637 + 12,446 + j 4,403 + 19,675 + j5,570 + 18,614 + j 5,756 = 80,261 + j 21,815 MVA - Trong chế độ Min, NĐ phát công suất là: PNĐ = 70%.2.80 = 112 MW Với cosjF = 0,85 Þ tgjF = 0,62 Þ QMin = 112.0,62 = 69,41 MVAr Công suất tự dùng: Ptd = 10%Pđm = 10%.160 = 16 MW, với cosjtd = 0,75 Þ tgj td = 0,882 Þ QTd = 16. 0,882 = 14,112 MVAr. - Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp NĐ bằng: SHNĐ = 112 + j 69,41 - 16 - j 14,112 = 96 + j 55,299 MVA -Tổn thất công suất trong các MBA tăng áp của NĐ là: DSB = + j = + j = 0,444 + j 6,530 MVA. - Công suất tại thanh cái cao áp NĐ bằng: SC-N = SH-NĐ - DSBNĐ = 96 + j 55,299 - 0,444 - j 6,530 = 95,556 + j 48,769 MVA. - Dòng công suất còn lại tải lên đoạn NĐ - PT6 sẽ là: S N-6 = SC-N - SS = 95,556 + j 48,769 - 80,261 - j 21,815 = 15,295 + j 26,954 MV. Trong khi đó S6Min = 19,2 + j 6,31 MVA, như vậy trên đường dây liên lạc NĐ - PT6 - HT phải tải 1 lượng công suất vô công khá lớn, để giảm lượng công suất này ta cho nhà máy nhiệt điện vận hành trong chế độ phụ tải cực tiểu với cosjF = cosjkt = 0,93 khi đó ta có: Với cosjF = cosjkt = 0,93 Þ tgjF = 0,40 Þ QMin = 112.0,40 = 44,27 MVAr Công suất tự dùng: Ptd = 10%Pđm = 10%.160 = 16 MW, với cosjtd = 0,75 Þ tgj td = 0,882 Þ QTd = 16. 0,882 = 14,112 MVAr. - Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp NĐ bằng: SHNĐ = 112 + j 44,27 - 16 - j 14,112 = 96 + j 30,153 MVA - Tổn thất công suất trong các MBA tăng áp của NĐ bằng: DSB = + j = + j = 0,408 + j 5,628 MVA. - Công suất tại thanh cái cao áp NĐ bằng: SC-N = SH-NĐ - DSBNĐ = 96 + j 30,153 - 0,408 - j 5,628 = 95,592 + j 24,525 MVA. - Dòng công suất còn lại tải lên đoạn NĐ - PT6 sẽ là: S N-6 = SC-N - SS = 95,592 + j 24,525 - 80,261 - j 21,815 = 15,331 + j 2,710 MVA. *Sơ đồ thực và sơ đồ thay thế đường dây liên lạc và MBA như sau: - Ta có các thông số của đường dây và máy biến áp: ZDN - 6 = 16,26 + j 15,63 W SN-6 = 15,331 + j 2,710 MVA . = 182,43. 10-6 S ZDHT-6 = 11,73 + j 11,22