Đồ án Thiết kế lưới điện khu vực - Hồ Hạ Tân Dương

PHần I: thiết kế lưới đIện khu vực Chương 1:các lựa chọn kỹ thuật cơ bản I. Phân tích nguồn và phụ tải. I.1. Nguồn điện. Khi thiết kế lưới điện, việc đầu tiên là cần phải nắm bắt được thông tin về nguồn và phụ tải. Do vậy, phải tiến hành phân tích những đặc điểm của nguồn cung cấp điện và phụ tải. Trên cơ sở đó xác định công suất phát của các nguồn cung cấp và dự kiến các phương án nối dây sao cho đạt được hiệu quả kinh tế - kỹ thuật cao nhất. Lưới điện cần thiết kế gồm có hai nguồn cung cấp là hai nhà máy nhiệt điện nằm cách xa nhau 180 km cung cấp điện cho 9 phụ tải. Đối với các nhà máy nhiệt điện, các máy phát điện làm việc ổn định khi phụ tảiP ³ 70%Pđm, khi phụ tải P < 30%Pđm thì các máy phát ngừng làm việc. Công suất phát kinh tế của các máy phát nhiệt điện thường nằm trong khoảng (80-85)%Pđm. Trong đó: NĐI: Gồm 4 tổ máy Mỗi tổ máy có công suất Pđm= 50 MW Hệ số công suất cosj = 0,85 Tổng công suất của NĐI: PNĐI= 4x50 MW NĐII: Gồm 3 tổ máy Mỗi tổ máy có công suất Pđm= 50 MW Hệ số công suất cosj = 0,85 Tổng công suất của NĐI: PNĐII= 3x50 MW Tổng công suất đặt của hai nhà máy: Pồ =PNĐI +PNĐII =200+150 = 350 MW I.2. Phụ tải. Trong hệ thống điện thiết kế có 9 phụ tải, tất cả đều là hộ loại I. Các phụ tải đều yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường và có hệ số cosj = 0,85. Thời gian sử dụng phụ tải cực đại Tmax = 5500 h. Điện áp định mức của mạng điện thứ cấp của các trạm hạ áp bằng 10 kV. Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại. Kết quả tính giá trị công suất của các phụ tải trong chế độ cực đại và cực tiểu cho trong bảng sau: Bảng tổng hợp phụ tải ở chế độ max và min Hộ tiêu thụ Smax = Pmax + jQmax MVA Smin = Pmin + jQmin MVA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 29 + j17,98 18 + j11,16 38 + j23,56 29 + j17,98 18 + j11,16 38 + j23,56 29 + j17,98 18 + j11,16 29 + j17,98 14,5 +j 8,99 9 + j 5,58 19 + j11,78 14,5 +j 8,99 9 + j 5,58 19 + j11,78 14,5 + 8,99 9 + j 5,58 14,5 +j 8,99 Tổng 246 +j152,52 123 +j76,26 Sơ đồ bố trí của nguồn và các phụ tải như hình vẽ: NĐI NĐII 4 3 5 8 7 6 1 2 9 63,25km 60,83km 64,03km 100km 90km 90km 44,72km 60,83km 70,71km 63,25km 60,83km 100km 106,3km 53,85km 58,31km 44,72km 67,08km 64,03km 56,57km 50km 70km Dựa vào sơ đồ bố trí các phụ tải cũng như công suất của các phụ tải và vị trí cũng như công suất của hai nhà máy điện ta có định hướng cơ bản như sau: NĐI phát cho các phụ tải: 1,2,3,4,5 NĐII phát cho các phụ tải: 6,7,8,9 Do nhà máy NĐI có công suất đặt 200MW còn nhà máy NĐII có công suất đặt 150MW, nên ta sử dụng nhà máy NĐI phát chủ đạo cho các phụ tải phần còn lại do nhà máy NĐII cung cấp. Do NĐI phát công suất khá lớn đồng thời do phụ tải phân bố khá rộng, để giảm tổn thất công suất và tổn thất điện áp ta chọn đường dây liên lạc giữa hai nhà máy sẽ đi qua 1 phụ tải. II. Chọn điện áp định mức của mạng điện. Điện áp định mức của mạng điện quyết định trực tiếp đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện. Khi tăng điện áp định mức thì tổn thất công suất và tổn thất điện năng sẽ giảm, nghĩa là giảm chi phí vận hành, giảm tiết diện dây dẫn và chi phí về kim loại khi xây dựng mạng điện, đồng thời tăng công suất giới hạn truyền tải trên đường dây, nhưng sẽ làm tăng vốn đầu tư xây dựng mạng điện. Điện áp của mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố: công suất của các phụ tải, khoảng cách giữa các phụ tải và các nguồn cung cấp, vị trí tương đối giữa các phụ tải với nhau, sơ đồ của mạng điện ...Do vậy cần phải lựa chọn điện áp định mức hợp lý cho từng mạng điện cụ thể. Có nhiều phương pháp khác nhau để lựa chọn điện áp hợp lý cho mạng điện, một phương pháp đựơc áp dụng khá rộng rãi là xác định theo công thức kinh nghiệm Style: kV Trong đó: L - chiều dài đường dây (km) P - công suất truyền tải trên đường dây (MW) Công thức này áp dụng cho các đường dây có chiều dài đến 220 km và công suất truyền tải P Ê 60 MW. Xác định điện áp truyền tải cho từng nhánh, tính từ các phụ tải tới nguồn gần nhất: áp dụng cho phụ tải 1 ta có: kV Tính tương tự cho các phụ tải còn lại ta có bảng kết quả: Bảng kết quả tính điện áp tính toán của các đường dây: Đường dây Chiều dài km Công suất tải MVA U tính toán kV NĐI-1 44,72 29 + j17,98 97,89 NĐI-2 100 18+ j11,16 85,49 NĐI-3 53,85 38 + j23,56 111,65 NĐI-4 63,25 29 + j17,98 99,65 NĐI-5 106,3 18+ j11,16 86,18 NĐII-6 90 38 + j23,56 114,66 NĐII-7 56,57 29 + j17,98 99,02 NĐII-8 70 18+ j11,16 82,12 NĐII-9 64,03 29 + j17,98 99,73 Vậy ta chọn điện áp định mức của mạng điện là Uđm = 110 kV. III.Các lựa chọn kỹ thuật: 1.Kết cấu lưới: Với thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax=5500h có thể nói đây là khu công nghiệp dân cư, chọn hệ số đồng thời m =1. Mỗi trạm phân phối được cấp điện bằng: + Hai đường dây song song từ hai thanh cái độc lập của trạm phân phối nhà máy điện hoặc trạm phân phối trung gian. + Mạch vòng kín gồm nhiều phụ tải, hai đầu mạch vòng nối vào nguồn điện hoặc trạm phân phối trung gian. Đường dây liên lạc giữa hai nguồn điện được thiết kế bằng hai đường dây song song, cấp điện cho một số trạm phụ tải nằm giữa hai nhà máy điện. Khoảng cách từ nguồn đến phụ tải lớn nên sử dụng đường dây truyền tải trên không, tính chất các phụ tải là quan trọng nên được cấp điện từ hai nguồn. Dây dẫn sử dụng là dây nhôm lõi thép để đảm bảo khả năng dẫn điện, độ bền cơ và tính kinh tế. Cột: tuỳ theo vị trí mà sử dụng cột sắt hay cột ly tâm 2.Kết cấu trạm: Trạm biến áp trung gian cấp điện cho mỗi phụ tải sẽ có 2 máy biến áp đảm bảo cung cấp điện liên tục khi bảo quản một máy biến áp hoặc khi sự cố một máy biến áp. Sử dụng máy cắt để đóng cắt và bảo vệ các máy biến áp. Chương 2:Cân bằng sơ bộ công suất tác dụng và công suất phản kháng trong mạng điện I. Cân bằng công suất tác dụng: Do đặc điểm của điện năng là không thể tích trữ thành số lượng nhận thấy được, sản xuất bao nhiêu tiêu thụ bấy nhiêu. Do vậy tại mỗi thời điểm trong chế độ xác lập của hệ thống, các nhà máy điện cần phải phát công suất cân bằng với công suất tiêu thụ của các phụ tải, kể cả tổn thất trong mạng điện, nghĩa là cần phải thực hiện đúng cân bằng giữa công suất phát và công suất tiêu thụ. Ngoài ra để đảm bảo cho hệ thống vận hành bình thường, cần phải có dự trữ công suất tác dụng trong hệ thống. Cân bằng công suất tác dụng được thực hiện trong chế độ phụ tải cực đại của hệ thống. Để đảm bảo cân bằng công suất tác dụng thì tông công suất phát của các nhà máy điện phải lớn hơn hoặc bằng công suất yêu cầu: SPF ≥ Pyc= m.SPptmax + SΔPmd + SPtd + SPdt Trong đó: SPF: Tổng công suất phát của 2 nhà máy điện I và II SPF = SPFI + SPFII = 4.50 + 3.50 = 350 MW Pyc: Công suất yêu cầu m: Hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại (m=1). SPmax: Tổng công suất tác dụng của các phụ tải trong chế độ max SPPTmax = P1+ P2 + P3 +P4 +P5 +P6+ P7 + P8+P9 = 29 +18 +38 +29 +18 + 38 +29 +18 +29 =246 MW SDPmd: Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện, có thể lấy bằng 10% tổng công suất cực đại của các phụ tải. DPmđ = 10.%SPPTmax = 0,1.246 = 24,6MW SPtd: Tổng công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy nhiệt điện, có thể lấy bằng 8% (tổng công suất cực đại của các phụ tải + tổn thất trong lưới điện): Ptd =%( SPmax +DPmd) = 8%(246+24,6) = 21,648 MW SPdt: Tổng công suất dự trữ, lấy bằng công suất phát của tổ máy lớn nhất, nếu nhỏ hơn (10-15)%SPpt thì lấy bằng (10-15)%SPpt. 15%.SPpt = 15%.246 = 36,9 MW < 50 MW Vậy ta lấy công suất dự trữ bằng công suất 1 tổ máy ị SPdt = 50 MW Suy ra: Pyc = 246 + 24,6 + 21,648 + 50 = 342,248 MW Như vậy PF > Pyc ị nguồn điện đủ khả năng cung cấp cho phụ tải ngay cả khi một tổ máy bị sự cố. II. Cân bằng công suất phản kháng. Để giữ tần số ổn định ta phải cân bằng công suất tác dụng, để giữ ổn định điện áp ta phải cân băng công suất phản kháng: Để đảm bảo cân bằng công suất phản kháng thì tổng công suất phát của các nhà máy điện phải lớn hơn hoặc bằng công suất yêu cầu: SQF ≥ Qyc= mSQPTmax + SΔQB + SΔQL - SΔQC + SQtd + SQdt Trong đó: SQF: Tổng công suất phản kháng do các nhà máy điện phát ra SQF = SQFI + SQFII = SPFI.tgjFI + SPFII.tgjFII = 4.50.0,62 + 3.50.0,62 = 217 MVAr m: hệ số đồng thời, lấy m = 1 SQptmax: Tổng công suất phản kháng của phụ tải trong chế độ max SQptmax = SPPTmax.tgjpt= 246.0,62 = 152,52 MVAr SΔQB: Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp SΔQB = 15%.Qptmax= 15%.152,52 = 22,878 MVAr SΔQL: Tổng tổn thất công suất phản kháng trên các đường dây SΔQC: Tổng công suất phản kháng do điện dung các đường dây sinh ra. Trong tính toán sơ bộ, ta giả thiết rằng điện áp trên đường dây bằng điện áp định mức, đồng thời cũng giả thiết rằng tất cả các đường dây sẽ làm việc trong chế độ công suất tự nhiên. Do đó có thể lấy gần đúng SDQB = SDQC SQ td: Tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy điện SQ td = SPtd.tgjtd= 21,648.0,75 = 16,236 MVAr SQdt: Tổng công suất phản kháng dự trữ SQdt = SPdt.tgjF = 50.0,62 = 31 MVAr Suy ra: Qyc = 152,52 + 22,878 + 16,236 + 31 = 222,634 MVAr Như vậy QF < Qyc ị công suất phản kháng do các nguồn cung cấp không đủ cho nhu cầu công suất phản kháng của phụ tải nên ta phải bù sơ bộ. III. Bù sơ bộ công suất phảng kháng: Sự thiếu hụt công suất phản kháng ảng hưởng trực tiếp đến chất lượng điện năng, do đó việc đặt các thiết bị bù trong hệ thống điện là hết sức cần thiết. Tuy nhiên ở đây để khỏi ảnh hưởng nhiều đến kết quả lựa chọn dây dẫn, máy biến áp, tính toán tổn thất điện năng của mạng điện, ta dự kiến bù sơ bộ trên nguyên tắc: Ưu tiên cho các hộ ở xa có cosj thấp và bù đến khoảng cosj = 0,95. Tổng công suất phản kháng phải bù: QB = SQyc - SQF = 222,634 - 217 = 5,634 MVAr Trong trường hợp này lượng công suất phản kháng phải bù không lớn lắm nên ta chỉ bù cho phụ tải 5 có khoảng cách đến nguồn xa nhất l5=106,3km. ị tgj 5 = = = 0,307 ị cosj 5 = 0,956 Bảng số liệu tính toán sơ bộ Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 PMax 29 18 38 29 18 38 29 18 29 cosj 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 QMaxtb 17,98 11,16 23,56 17,98 11,16 23,56 17,98 11,16 17,98 Qb 0 0 0 0 5,634 0 0 0 0 QMaxsb 17,98 11,16 23,56 17,98 5,526 23,56 17,98 11,16 17,98 cosjsb 0,85 0,85 0,85 0,85 0,956 0,85 0,85 0,85 0,85 Chương 3:thành lập các phương án lưới điện tính toán kỹ thuật các phương án I. Dự kiến phương thức vận hành các nhà máy điện: Phương thức vận hành các nhà máy điện trong hệ thống phải thỏa mãn điều kiện vận hành kinh tế nhằm mục đích giảm chi phí điện năng. Việc xác định phương thức vận hành bao gồm: dự kiến số tổ máy làm việc và công suất phát của các nhà máy điện trong các chế độ vận hành khác nhau. 1. Chế độ phụ tải max: Vì cả hai nhà máy đều là nhiệt điện và công suất một tổ máy là như nhau nên đặc tính kinh tế của hai nhà máy là như nhau. Do đó ta cho hai nhà máy phát công suất gần bằng nhau. Để trong quá trình vận hành sao cho các nhà máy vận hành kinh tế thì ta phải đưa ra phương thức vận hành. Đối với nhà máy nhiệt điện thì hiệu suất phát kinh tế là 80%-85% và làm việc ổn định khi P >70% Pdm. Nhà máy điện I có tổng công suất phát lớn hơn nên ta chọn nhà máy điện I làm nhà máy điện phát cơ sở còn nhà máy điện II là nhà máy điện cân bằng. Cho nhà máy điện I phát 85% công suất định mức của nó ta có: PI-F = 85%.200 = 170 MW Công suất phát lên hệ thống của nhà máy điện I: PI-HT = PI-F - PI-td = 170 - 8%.170 = 156,4 MW Công suất phát lên hệ thống của nhà máy điện II vào khoảng: PII-HT = SPptmax + SΔPptmax - PI-HT = 246 + 10%.246 - 156,4 = 114,2 MW Công suất phát của nhà máy điện II vào khoảng: PII-F = PII-HT + PII-td = 114,2 + 8%.PII-F ị PII-F = = 124,13 MW Như vậy nhà máy điện II sẽ phát vào khoảng = 82,75% công suất định mức của nó. 2. Chế độ phụ tải min: Trong chế độ min công suất của phụ tải giảm đi một nửa do đó: SPycmin = SPPTmin + SDPmdmin + SPtdmin + Pdt = 0,5.SPPTmax+10%.SPmdmin+ 8%.(SPPTmin + SDPmdmin)+ SPdt = 123 + 10%.123 + 8%.(123 + 12,3) + 50 = 196,124 MW Như vậy ta sẽ cắt bớt 2 tổ máy của NĐI và 1 tổ máy của NĐII. Khi đó tổng công suất phát của cả hai nhà máy là: SPFmin = 2.50 +2.50 = 200 MW ị SPFmin > SPycmin nên không bị thiếu công suất tác dụng Trong chế độ này ta cho NĐI phát 74% công suất định mức của nó. ị PI-Fmin =74%.100 = 74 MW Công suất phát lên hệ thống của nhà máy điện I: PI-HTmin = PI-Fmin - PI-tdmin = 74 - 8%.74 = 68,08 MW Công suất phát lên hệ thống của nhà máy điện II vào khoảng: PII-HTmin = SPPTmin + SΔPPTmin - PI-HTmin = 123 + 10%.123 - 68,08 = 67,22 MW Công suất phát của nhà máy điện II vào khoảng: PII-Fmin = PII-HTmin + PII-tdmin = 67,22 + 8%.PII-F ị PII-Fmin = = 73,07 MW Như vậy nhà máy điện II sẽ phát vào khoảng = 73,07% công suất định mức của nó. 3. Chế độ sự cố: Trong chế độ này ta giả sử 1 tổ máy của NĐII ngừng làm việc. Khi đó ta cho NĐII phát 100% công suất định mức của nó ị PII-Fsc = 100%.100 = 100 MW Công suất phát lên hệ thống của nhà máy điện II: PII-HTsc = PII-Fsc - PII-tdsc = 100 - 8%.100 = 92 MW Công suất phát lên hệ thống của nhà máy điện I vào khoảng: PI-HTsc = SPPTmax + SΔPPTmax - PII-HTsc = 246 + 10%.246 - 92 = 178,6 MW Công suất phát của nhà máy điện I vào khoảng: PI-F = PI-HT + PI-td = 178,6 + 8%.PI-F ị PII-F = = 194,13 MW Như vậy nhà máy điện I sẽ phát vào khoảng = 97,07% công suất định mức của nó. Bảng tổng kết các phương thức vận hành sơ bộ của các nhà máy điện Chế độ phụ tải Nhà máy Công suất phát tổng(MW) Công suất phát lên HT(MW) Công suất phát % Số tổ máy làm việc Max I 170 156,4 85 4x50 II 124,13 114,2 82,75 3x50 Min I 74 68,08 74 2x50 II 73,07 67,22 73,07 2x50 Sự cố I 194,13 178,6 97,07 4x50 II 100 92 100 2x50 II. Phương pháp chung tính toán kỹ thuật các phương án. 1. Phương pháp chung tính chọn dây dẫn và các tiêu chuẩn kỹ thuật. Tiết diện dây dẫn của mạng điện cần phải được chọn sao cho chúng phù hợp với quan hệ tối ưu giữa chi phí đầu tư xây dựng đường dây và chi phí về tổn thất điện năng. Xác định quan hệ tối ưu này là vấn đề khá phức tạp và trở thành bài toán tìm tiết diện dây dẫn tương ứng với các chi phí qui đổi nhỏ nhất. Nhưng trong thực tế người ta thường dùng giải pháp đơn giản hơn để xác định tiết diện dây dẫn. Đó là phương pháp chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ kinh tế của dòng điện. Để chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ kinh tế của dòng điện trước hết cần xác định Jkt , sau đó tính tiết diện kinh tế theo công thức: Fkt = Trong đó: I: Dòng điện tính toán chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải lớn nhất (A) Jkt: Mật độ kinh tế của dòng điện (A/mm2) Trong đồ án này ta sử dụng dây dẫn trần, dây nhôm lõi thép, các phụ tải đều có thời gian sử dụng công suất lớn nhất là 5500h. Tra bảng ta có: Jkt = 1 [A/mm2] Mật độ kinh tế của dòng điện được áp dụng để chọn tiết diện các đường dây trên không điện áp 6-500 kV và các đường dây cáp điện áp lớn hơn 1kV. Sau khi chọn tiết điện tiêu chuẩn cần tiến hành kiểm tra tiết diện đã chọn theo điều kiện vầng quang, theo điều kiện độ bền cơ, theo điều kiện phát nóng và theo tổn thất cho phép của điện áp (DUCP). 2. Phương pháp chung tính toán kỹ thuật các phương án. Tính dòng điện chạy trên các nhánh. Nếu là mạch vòng kín thì phải tính phân bố công suất. Tính tiết diện kinh tế. Chọn tiết diện tiêu chuẩn gần nhất. Kiểm tra điều kiện vầng quang, nếu tiết diện dây đã chọn < 70 mm2 thì phải chọn dây có tiết diện = 70 mm2 Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một mạch của đường dây kép hoặc đứt một đường dây trong mạch vòng kín. Nếu là đường dây liên lạc giữa 2 nhà máy thì phải kiểm tra 2 trường hợp: đứt một mạch của đường dây liên lạc và trường hợp sự cố một tổ máy. Tính tổn thất điện áp trong chế độ bình thường. Công thức tính tổn thất điện áp từ nguồn đến phụ tải i: Trong đó: DUi: Tổn thất điện áp từ nguồn đến nút i DUj: Tổn thất điện áp trên đường dây i Di: Tập hợp các đường dây nối nguồn với nút i Pi(MW), Qi(MVAr) : Công suất trên đường dây i Ri , Xi (W): Điện trở, điện kháng của đường dây j (kể cả 2 mạch nếu có) Tính tổn thất điện áp từ nguồn đến tất cả các phụ tải, sau đó chọn tổn thất điện áp lớn nhất là tổn thất điện áp trong chế độ bình thường của phương án. DUbt max = max{DUi} Tính tổn thất điện áp khi sự cố nặng nề nhất. + Các đường dây cấp điện cho 1 phụ tải: tính sự cố đứt một mạch của đường dây kép. + Các đường dây cấp điện cho 2 phụ tải trở lên: tính sự cố đứt một mạch của đường dây kép nối đến phụ tải đầu tiên. + Mạch vòng kín thì tính khi đứt đoạn nối vào nguồn có tổng trở nhỏ nhất. + Đường dây liên lạc phải tính 2 trường hợp: đứt một mạch của đường dây liên lạc và trường hợp sự cố một tổ máy. Trong trường hợp sự cố mộ tổ máy, nếu điểm phân chia công suất là nút giữa thì tính tổn thất điện áp đến nút này, nếu công suất đi từ nhà máy này sang nhà máy kia thì phải tính tổn thất điện áp giữa 2 nhà máy. Sau khi tính các trường hợp riêng ta chọn giá trị lớn nhất là tổn thất điện áp khi sự cố của phương án. DUSCmax = max{DUiSC} III .Tính toán kỹ thuật cho các phương án cụ thể: 1.Phương án I NĐI NĐII 4 3 5 8 7 6 1 2 9 1.1:Sơ đồ nối dây. 1.2. Xác định tiết diện dây dẫn của các đoạn đường dây. Tính dòng công suất chạy trên đường dây liên lạc: PI-6 = PI-HT - (P1 + P2 + P3 + P4 + P5 +DP1 + DP2 + DP3 +DP4 + DP5) = 156,4 - (132 + 10%.132) = 11,2 MW QII-6 = QI-HT - (Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + DQ1+DQ2+DQ3+DQ4+DQ5) = 156,4.0,62 - (76,206 + 15%.76,206) = 9,33 MVAr PII-6 = P6 - PI-6= 38 –11,2= 26,8 MW QII-6 = Q6 – QI - 6 =23,56 – 9,33 =14,23 MVAr Bảng tổng kết dòng công suất chạy trên các nhánh PAI: Đoạn P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I-1 29 17,98 29 +j17,98 I-2 18 11,16 18 +j11,16 I-3 38 23,56 38 +j23,56 I-4 29 17,98 29 +j17,98 I-5 18 5,526 18 +j5,526 I-6 11,2 9,33 11,12 +j9,33 II-6 26,8 14,23 26,8 +j14,23 II-7 29 17,98 29 +j17,98 II-8 18 11,16 18 +j11,16 II-9 29 17,98 29 +j17,98 Xác định tiết diện dây dẫn của các đoạn đường dây: Đoạn I - 1: II-1= = 89,54 A ISC = 2.II-1 = 179,08 A Fkt = = 89,54 mm2 Vậy ta chọn dây AC-95 có Ftc = 95 mm2 với ICP = 330 A > ISC = 179,08A Đoạn I - 2: II-2= = 55,57 A ISC = 2.II-2 = 111,14 A Fkt = = 55,57 mm2 Để đảm bảo điều kiện vầng quang ta chọn dây AC-70 có Ftc = 70 mm2 với ICP = 265 A > ISC = 111,14 A Đoạn I - 3: II-3= =117,34 A ISC = 2.II-3 = 234,68 A Fkt = = 117,34 mm2 Vậy ta chọn dây AC-120 có Ftc = 120 mm2 với ICP = 380 A > ISC = 234,68 A Đoạn I - 4: II-4= = 89,54 A ISC = 2.II-4 = 179,08 A Fkt = = 89,54 mm2 Vậy ta chọn dây AC-95 có Ftc = 95 mm2 với ICP = 330 A > ISC = 179,08A Đoạn I - 5: II-5= = 49,41 A ISC = 2.II-5 = 98,82A Fkt = = 49,41 mm2 Để đảm bảo điều kiện vầng quang ta chọn dây AC-70 có Ftc = 70 mm2 với ICP = 265 A > ISC = 98,82 A Đoạn I - 6: II-6= = 38,25 A ISC = 2.II-6 = 76,5 A Fkt = = 38,25 mm2 Để đảm bảo điều kiện vầng quang ta chọn dây AC-70 có Ftc = 70 mm2 với ICP = 265 A > ISC = 76,5 A Đoạn II - 6: III-6= = 79,63 A ISC = 2.III-6 = 159,26 A Fkt = = 79,63 mm2 Vậy ta chọn dây AC-95 có Ftc = 95 mm2 với ICP = 330 A > ISC = 159,26 A Đoạn II - 7: III-7= = 89,54 A ISC = 2.III-7 = 179,08 A Fkt = = 89,54 mm2 Vậy ta chọn dây AC-95 có Ftc = 95 mm2 với ICP = 330 A > ISC = 179,08 A Đoạn II - 8: III-8= = 55,57 A ISC = 2.III-8 = 111,14 A Fkt = = 55,57 mm2 Để đảm bảo điều kiện vầng quang ta chọn dây AC-70 có Ftc = 70 mm2 với ICP = 265 A > ISC = 111,14 A Đoạn II - 9: III-9= = 89,54 A ISC = 2.III-9 = 179,08 A Fkt = = 89,54 mm2 Vậy ta chọn dây AC-95 có Ftc = 95 mm2 với ICP = 330 A > ISC = 179,08 A Bảng tổng kết chọn dây dẫn cho phương án I Đoạn S (MVA) Ilv(A) Fkt(mm2) Fkt(mm2) ISC(A) ICP(A) I-1 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 I-2 18 +j11,16 55,57 55,57 70 111,16 265 I-3 38 +j23,56 117,34 117,34 120 234,68 380 I-4 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 I-5 18 +j5,526 49,41 49,41 70 98,82 265 I-6 11,12 +j9,33 38,25 38,25 70 67,5 265 II-6 26,8 +j14,23 79,63 79,63 95 159,26 330 II-7 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 II-8 18 +j11,16 55,57 55,57 70 111,16 265 II-9 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 1.3: Tính tổn thất điện áp trong chế độ bình thường và sự cố: Bảng thông số của các lộ đường dây PAI Đoạn l(km) Ftc (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (S/km) R(W) X(W) B/2.10-6 (S) I - 1 44,72 95 0,33 0,429 2,65 7,38 9,59 118,5 I - 2 100 70 0,46 0,44 2,58 23 22 258 I - 3 53,85 120 0,27 0,423 2,69 7,27 11,39 144,9 I - 4 63,25 95 0,33 0,429 2,65 10,44 13,57 167,6 I - 5 106,3 70 0,46 0,44 2,58 24,45 23,39 274,3 I - 6 90 70 0,46 0,44 2,58 20,7 19,8 232,2 II - 6 90 95 0,33 0,429 2,65 14,85 19,31 238,5 II -7 56,57 95 0,33 0,429 2,65 9,33 12,13 149,9 II - 8 70 70 0,46 0,44 2,58 16,1 15,4 180,6 II - 9 64,03 95 0,33 0,429 2,65 10,57 13,73 169,7 Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 1: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn I - 1. Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 2: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn I - 2. Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 3: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn I - 3. Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 4: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn I - 4. Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 5: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn I - 5. Tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 7: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn II - 7. Tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 8: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn II - 8. Tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 9: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn II - 9. Tổn thất điện áp trên đường dây liên lạc NĐI - 6 - NĐII: Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 6 trong chế độ bình thường: Tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 6 trong chế độ bình thường: Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 6 khi sự cố đứt 1 mạch trên đoạn I-6: Tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 6 khi sự cố đứt 1 mạch trên đoạn II-6: Khi sự cố một tổ máy của NĐII thì dòng công suất chạy trên đường dây liên lạc: PI-6 = PI-HTsc - (P1 + P2 + P3 + P4 + P5+ DP1 + DP2 + DP3 +DP4 + DP5 ) = 178,6 - (132 + 10%.132) = 33,4 MW QI-6 = QI-HTsc - (Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5+ DQ1 + DQ2 + DQ3 +DQ4 + DQ5 ) = 178,6.0,62 - (76,206 + 15%.76,206) = 23,095 MW PII-6 = P6 - PI-6 = 38 – 33,4 = 4,6 MW QII-6 = Q6 - QI-6 = 23,56 – 23,095 = 0,465 MVAr ịTổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 6 khi sự cố 1 tổ máy NĐII: ịTổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 6 khi sự cố 1 tổ máy NĐII: Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án I Đoạn S(MVA) R(W) X(W) DUbt% DUsc% I - 1 29 +j17,98 7,38 9,59 3,12 6,24 I - 2 18 +j11,16 23 22 5,45 10,9 I - 3 38 +j23,56 7,27 11,39 4,5 9 I - 4 29 +j17,98 10,44 13,57 4,52 9,04 I - 5 18 +j5,526 24,45 23,39 4,7 9,4 I - 6 11,12 +j9,33 20,7 19,8 3,05 9,57 II - 6 26,8 +j14,23 14,85 19,31 5,56 11,12 II -7 29 +j17,98 9,33 12,13 4,04 8,08 II - 8 18 +j11,16 16,1 15,4 3,82 7,64 II - 9 29 +j17,98 10,57 13,73 4,57 9,14 Như vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bình thường là tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 6, tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 6 khi đứt một mạch trên đoạn II - 6. DUbtmax% = 5,56 % DUscmax% = 11,12 % 2.Phương án II NĐI NĐII 4 3 5 8 7 6 1 2 9 2.1:Sơ đồ nối dây. 2.2. Xác định tiết diện dây dẫn của các đoạn đường dây. Bảng tổng kết dòng công suất chạy trên các nhánh PAII Đoạn P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I-1 47 29,14 47+j29,14 1-2 18 11,16 18 +j11,16 I-3 56 29,086 56+j29,086 3-5 18 5,526 18 +j 5,526 I-4 29 17,98 29 +j17,98 I-6 11,2 9,33 11,12+j 9,33 II-6 26,8 14,23 26,8+j14,23 II-7 29 17,98 29 +j17,98 II-8 18 11,16 18 +j11,16 II-9 29 17,98 29 +j17,98 Bảng tổng kết chọn dây dẫn cho phương án II Đoạn S (MVA) Ilv(A) Fkt(mm2) Fkt(mm2) ISC(A) ICP(A) I-1 47+j29,14 145,1 145,1 150 290,2 445 1-2 18 +j11,16 55,57 55,57 70 111,16 265 I-3 56+J29,086 165,6 165,6 185 331,2 510 3-5 18 +j 5,526 89,54 89,54 95 179,08 330 I-4 29 +j17,98 49,41 49,41 70 98,82 265 I-6 11,12 +j9,33 38,25 38,25 70 67,5 265 II-6 26,8 +j14,23 79,63 79,63 95 159,26 330 II-7 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 II-8 18 +j11,16 55,57 55,57 70 111,16 265 II-9 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 2.3: Tính tổn thất điện áp trong chế độ bình thường và sự cố: Bảng thông số của các lộ đường dây PAII Đoạn l(km) Ftc (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (S/km) R(W) X(W) B/2.10-6 (S) I - 1 44,72 150 0,21 0,416 2,74 4,7 9,3 122,5 1 - 2 63,25 70 0,46 0,44 2,58 14,55 13,92 163,2 I - 3 53,85 185 0,17 0,409 2,84 4,58 11,01 152,9 3 - 5 58,31 70 0,46 0,44 2,58 13,41 12,83 150,4 I - 4 63,25 95 0,33 0,429 2,65 10,44 13,57 167,6 I - 6 90 70 0,46 0,44 2,58 20,7 19,8 232,2 II - 6 90 95 0,33 0,429 2,65 14,85 19,31 238,5 II -7 56,57 95 0,33 0,429 2,65 9,33 12,13 149,9 II - 8 70 70 0,46 0,44 2,58 16,1 15,4 180,6 II - 9 64,03 95 0,33 0,429 2,65 10,57 13,73 169,7 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án II Đoạn S(MVA) R(W) X(W) DUbt% DUsc% I-1 47+j29,14 4,7 9,3 4,07 11,59 1-2 18 +j11,16 14,55 13,92 3,45 I-3 56+j29,086 4,58 11,01 4,77 12,12 3-5 18 +j 5,526 13,41 12,83 2,58 I-4 29 +j17,98 10,44 13,57 4,52 9,02 I-6 11,12+j 9,33 20,7 19,8 3,44 9,49 II-6 26,8+j14,23 14,85 19,31 5,56 11,12 II-7 29 +j17,98 9,33 12,13 4,04 8,08 II-8 18 +j11,16 16,1 15,4 3,82 7,64 II-9 29 +j17,98 10,57 13,73 4,57 9,14 Như vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bình thường là tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 2, tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 5 khi đứt một mạch trên đoạn I -3. DUbtmax% = 7,52 % DUscmax% = 12,12 % 3.Phương án III NĐI NĐII 4 3 5 8 7 6 1 2 9 3.1:Sơ đồ nối dây. 3.2. Xác định tiết diện dây dẫn của các đoạn đường dây. Bảng tổng kết dòng công suất chạy trên các nhánh PAIII Đoạn P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I-1 47 29,14 47+j 29,14 1-2 18 11,16 18+j11,16 I-3 38 23,56 38+j 23,56 I-4 47 23,506 47+j 23,056 4-5 18 5,526 18 +j 5,526 I-6 11,2 9,33 11,12+j 9,33 II-6 26,8 14,23 26,8+j14,23 II-7 29 17,98 29 +j17,98 II-8 18 11,16 18 +j11,16 II-9 29 17,98 29 +j17,98 Bảng tổng kết chọn dây dẫn cho phương án III Đoạn S (MVA) Ilv(A) Fkt(mm2) Fkt(mm2) ISC(A) ICP(A) I-1 47+j29,14 145,1 145,1 150 290,2 445 1-2 18 +j11,16 55,57 55,57 70 111,16 265 I-3 38+j 23,56 117,34 117,34 120 234,68 380 I-4 47+j 23,056 137,9 137,9 150 275,8 445 4-5 18 +j 5,526 49,41 49,41 70 98,82 265 I-6 11,12 +j9,33 38,25 38,25 70 67,5 265 II-6 26,8 +j14,23 79,63 79,63 95 159,26 330 II-7 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 II-8 18 +j11,16 55,57 55,57 70 111,16 265 II-9 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 3.3: Tính tổn thất điện áp trong chế độ bình thường và sự cố: Bảng thông số của các lộ đường dây PAIII Đoạn L(km) Ftc (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (S/km) R(W) X(W) B/2.10-6 (S) I - 1 44,72 150 0,21 0,416 2,74 4,7 9,3 122,5 1 - 2 63,25 70 0,46 0,44 2,58 14,55 13,92 163,2 I - 3 53,85 120 0,27 0,423 2,69 7,27 11,39 144,9 I - 4 63,25 150 0,21 0,416 2,74 6,64 13,16 173,3 4 - 5 60,83 70 0,46 0,44 2,58 14 13,38 156,9 I - 6 90 70 0,46 0,44 2,58 20,7 19,8 232,2 II - 6 90 95 0,33 0,429 2,65 14,85 19,31 238,5 II -7 56,57 95 0,33 0,429 2,65 9,33 12,13 149,9 II - 8 70 70 0,46 0,44 2,58 16,1 15,4 180,6 II - 9 64,03 95 0,33 0,429 2,65 10,57 13,73 169,7 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án III Đoạn S(MVA) R(W) X(W) DUbt% DUsc% I-1 47+j29,14 4,7 9,3 4,07 11,19 1-2 18 +j11,16 14,55 13,92 3,45 I-3 38+j 23,56 7,27 11,39 4,5 9 I-4 47+j 23,056 6,64 13,16 5,14 12,97 4-5 18 +j 5,526 14 13,38 2,69 I-6 11,12+j 9,33 20,7 19,8 3,44 9,49 II-6 26,8+j14,23 14,85 19,31 5,56 11,12 II-7 29 +j17,98 9,33 12,13 4,04 8,08 II-8 18 +j11,16 16,1 15,4 3,82 7,64 II-9 29 +j17,98 10,57 13,73 4,57 9,14 Như vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bình thường là tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 5, tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 5 khi đứt một mạch trên đoạn I -3. DUbtmax% = 7,83 % DUscmax% = 12,97 % 4.Phương án IV: NĐI NĐII 4 3 5 8 7 6 1 2 9 4.1:Sơ đồ nối dây. 4.2. Xác định tiết diện dây dẫn của các đoạn đường dây. Tính phân bố công suất trong mạch vòng kín II - 6 - 5: Giả thiết các đoạn đường dây có tiết diện giống nhau. Ta có thể tính công suất truyền tải trên các đoạn đường dây như sau: Dòng công suất chạy trên đoạn II-7: = 26,84 + j16,64 MVA Dòng công suất chạy trên đoạn II - 8: = 20,16 + j12,5 MVA Dòng công suất chạy trên đoạn 8 - 7: S8-7 = SII-7 – S7 = 29 + j17,98 - (26,84 + j16,64) = 2,16 + j1,34 MVA Bảng tổng kết dòng công suất chạy trên các nhánh PAIV Đoạn P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I-1 47 29,14 47+j 29,14 1-2 18 11,16 18+j11,16 I-3 38 23,56 38+j 23,56 I-4 47 23,506 47+j 23,056 4-5 18 5,526 18 +j 5,526 I-6 11,2 9,33 11,12+j 9,33 II-6 26,8 14,23 26,8+j14,23 II-8 20,16 12,5 20,16+j12,5 8-7 2,16 1,34 2,16+j1,34 II-7 26,84 16,64 26,84+j16,64 II-9 29 17,98 29 +j17,98 Xác định tiết diện dây dẫn trong mạch vòng kín: Đoạn II - 7: III-7== 165,7 A Fkt = = 165,7 mm2 Vậy ta chọn dây AC-150 có Ftc = 150 mm2 với ICP = 445 A Đoạn II - 8: III-8== 124,5 A Fkt = = 124,5 mm2 Vậy ta chọn dây AC-120 có Ftc = 120 mm2 với ICP = 380 A Đoạn 8 - 7: I8-7= = 13,34 A Fkt = = 13,34 mm2 Để đảm bảo điều kiện vầng quang ta chọn dây AC-70 có Ftc = 70 mm2 Tính dòng điện sự cố trong mạch vòng kín: Trường hợp 1: Đứt đoạn dây II-7 IscII-7== 290,2 A Isc8-7== 179,1 A Trường hợp 2: Đứt đoạn dây II-8 IscII-8== 290,2 A Isc7-8== 111,1 A Bảng tổng kết chọn dây dẫn cho phương án IV Đoạn S (MVA) Ilv(A) Fkt(mm2) Fkt(mm2) ISC(A) ICP(A) I-1 47+j29,14 145,1 145,1 150 290,2 445 1-2 18 +j11,16 55,57 55,57 70 111,16 265 I-3 38+j 23,56 117,34 117,34 120 234,68 380 I-4 47+j 23,056 137,9 137,9 150 275,8 445 4-5 18 +j 5,526 49,41 49,41 70 98,82 265 I-6 11,12 +j9,33 38,25 38,25 70 67,5 265 II-6 26,8 +j14,23 79,63 79,63 95 159,26 330 II-8 20,16+j12,5 124,5 124,5 120 290,2 380 8-7 2,16+j1,34 13,34 13,34 70 179,1 265 II-7 26,84+j16,64 165,7 165,7 150 290,2 445 II-9 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 Bảng thông số của các lộ đường dây PAIV Đoạn l(km) Ftc (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (S/km) R(W) X(W) B/2.10-6 (S) I - 1 44,72 150 0,21 0,416 2,74 4,7 9,3 122,5 1 - 2 63,25 70 0,46 0,44 2,58 14,55 13,92 163,2 I - 3 53,85 120 0,27 0,423 2,69 7,27 11,39 144,9 I - 4 63,25 150 0,21 0,416 2,74 6,64 13,16 173,3 4 - 5 60,83 70 0,46 0,44 2,58 14 13,38 156,9 I - 6 90 70 0,46 0,44 2,58 20,7 19,8 232,2 II - 6 90 95 0,33 0,429 2,65 14,85 19,31 238,5 II-8 70 120 0,27 0,423 2,69 18,9 29,61 94,15 8-7 50 70 0,46 0,44 2,58 23 22 64,5 II-7 56,57 150 0,21 0,416 2,74 11,9 23,53 77,5 II - 9 64,03 95 0,33 0,429 2,65 10,57 13,73 169,7 4.3: Tính tổn thất điện áp trong chế độ bình thường và sự cố: Tính tổn thất điện áp trong mạch vòng II-7-8-II: Ta có điểm 7 là điểm phân công suất của vòng kín. Khi bình thường: Khi sự cố: Trường hợp 1: Đứt đoạn dây II-7 Trường hợp 2: Đứt đoạn dây II-8 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án IV Đoạn S(MVA) R(W) X(W) DUbt% DUsc% I-1 47+j 29,14 4,7 9,3 4,07 11,19 1-2 18 +j11,16 14,55 13,92 3,45 I-3 38+j 23,56 7,27 11,39 4,5 9 I-4 47+j 23,056 6,64 13,16 5,14 12,97 4-5 18 +j 5,526 14 13,38 2,69 I-6 11,12+j 9,33 20,7 19,8 3,44 9,49 II-6 26,8+j14,23 14,85 19,31 5,56 11,12 II-8 20,16+j12,5 18,9 29,61 6,2 23,25 8-7 2,16+j1,34 23 22 0,65 II-7 26,84+j16,64 11,9 23,53 5,88 II-9 29 +j17,98 10,57 13,73 4,57 9,14 Như vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bình thường là tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 5, tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là tổn thất điện áp trên mạch vòng II-7-8-II khi đứt đoạn dây II-7. DUbtmax% = 7,83 % DUscmax% = 23,25 % 5. Phương án V: NĐI NĐII 4 3 5 8 7 6 1 2 9 5.1: Sơ đồ nối dây. 5.2. Xác định tiết diện dây dẫn của các đoạn đường dây. Bảng tổng kết dòng công suất chạy trên các nhánh PAV Đoạn P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I-1 47 29,14 47+j29,14 1-2 18 11,16 18 +j11,16 I-3 56 29,086 56+j29,086 3-5 18 5,526 18 +j 5,526 I-4 29 17,98 29 +j17,98 I-6 11,2 9,33 11,12+j 9,33 II-6 26,8 14,23 26,8+j14,23 II-7 47 29,14 47+j 29,14 7-8 18 11,16 18 +j11,16 II-9 29 17,98 29 +j17,98 Bảng tổng kết chọn dây dẫn cho phương án V Đoạn S (MVA) Ilv(A) Fkt(mm2) Fkt(mm2) ISC(A) ICP(A) I-1 47+j29,14 145,1 145,1 150 290,2 445 1-2 18 +j11,16 55,57 55,57 70 111,16 265 I-3 56+j29,086 165,6 165,6 185 331,2 510 3-5 18 +j 5,526 89,54 89,54 95 179,08 330 I-4 29 +j17,98 49,41 49,41 70 98,82 265 I-6 11,12 +j9,33 38,25 38,25 70 67,5 265 II-6 26,8 +j14,23 79,63 79,63 95 159,26 330 II-7 47+j29,14 145,1 145,1 150 290,2 445 7-8 18 +j11,16 55,57 55,57 70 111,16 265 II-9 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 5.3: Tính tổn thất điện áp trong chế độ bình thường và sự cố: Bảng thông số của các lộ đường dây PAV Đoạn l(km) Ftc (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (S/km) R(W) X(W) B/2.10-6 (S) I - 1 44,72 150 0,21 0,416 2,74 4,7 9,3 122,5 1 - 2 63,25 70 0,46 0,44 2,58 14,55 13,92 163,2 I - 3 53,85 185 0,17 0,409 2,84 4,58 11,01 152,9 3 - 5 58,31 70 0,46 0,44 2,58 13,41 12,83 150,4 I - 4 63,25 95 0,33 0,429 2,65 10,44 13,57 167,6 I - 6 90 70 0,46 0,44 2,58 20,7 19,8 232,2 II - 6 90 95 0,33 0,429 2,65 14,85 19,31 238,5 II -7 56,57 150 0,21 0,416 2,74 5,94 11,77 155 7 - 8 50 70 0,46 0,44 2,58 11,5 11 129 II - 9 64,03 95 0,33 0,429 2,65 10,57 13,73 169,7 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án V Đoạn S(MVA) R(W) X(W) DUbt% DUsc% I-1 47+j 29,14 4,7 9,3 4,07 11,59 1-2 18 +j11,16 14,55 13,92 3,45 I-3 56+j29,086 4,58 11,01 4,77 12,12 3-5 18 +j 5,526 13,41 12,83 2,58 I-4 29 +j17,98 10,44 13,57 4,52 9,02 I-6 11,12+j 9,33 20,7 19,8 3,44 9,49 II-6 26,8+j14,23 14,85 19,31 5,56 11,12 II-7 47+j 29,14 5,94 11,77 5,14 13,01 7-8 18 +j11,16 11,5 11 2,73 II-9 29 +j17,98 10,57 13,73 4,57 9,14 Như vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bình thường là tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 8 , tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 8 khi đứt một mạch trên đoạn II -7. DUbtmax% = 7,87 % DUscmax% = 13,01 % IV.Tổng kết các phương án về chỉ tiêu kỹ thuật. Qua tính các toán trên ta có bảng tổng kết sau: Phương án DUbtmax% DUscmax% 1 5,56 11,12 2 7,52 12,12 3 7,83 12,97 4 7,83 23,25 5 7,87 13,01 Từ bảng tổng kết chỉ tiêu kỹ thuật của các phương án ta thấy tất cả các phương án đều đạt chỉ tiêu kỹ thuật lúc bình thường cũng như lúc sự cố. Vì thế ta lấy các phương án này để xét tiếp chỉ tiêu kinh tế và rút ra phương án tối ưu nhất. Chương 4: so sánh kinh tế các phương án chọn phương án tối ưu Trong tính toán về mặt kinh tế giữa các phương án ta có các giả thiết sau: 1- Số lượng máy biến áp bằng nhau 2- Số lượng máy cắt bằng nhau 3- Số lượng dao cách ly bằng nhau Ta so sánh về mặt kinh tế giữa các phương án nhờ hàm chi phí hàng năm Z, phương án nào có Z nhỏ nhất là phương án tối ưu nhất. Hàm chi phí Z được tính theo công thức: Trong đó: + avh: Hệ số vận hành với avh = 0,07 + atc: Hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ với atc = 0,125 + C: Giá 1kW điện năng C = 600đ/kWh = 6.105 (đ/MWh) + Kđ: Vốn đầu tư cho đường dây Kđ = ko.L.a Trong đó: ko: Giá thành tổng hợp của 1km đường dây L: Chiều dài của đường dây a = 1 đối với đường dây 1 mạch a = 1,6 đối với đường dây 2 mạch + DA: Tổn thất điện năng hàng năm. t: thời gian tổn thất công suất lớn nhất t = ( 0,124 + TMax10-4)2.8760 = ( 0,124 + 5500.10-4)2.8760 = 3979 (h) : tổng tổn thất công suất ở chế độ cực đại Vậy ta có công thức tính Z: Ta có bảng giá xây dựng 1km đường dây trên không điện áp 110kV 1 mạch, cột thép : Loại dây AC-70 AC-95 AC-120 AC-150 AC-185 AC-240 K0.106đ/km 380 385 392 403 416 436 1.Phương án I : *Đoạn I - 1 dây AC-95 KI1 = 385. 44,72 .1,6.106 =27,548.109 (đ) *Đoạn I - 2 dây AC-70 KI2 = 380.100.1,6.106 = 60,8.109 (đ) *Đoạn I - 3 dây AC-120 KI3 = 392.53,85.1,6.106 = 33,775.109 (đ) *Đoạn I - 4 dây AC-95 KI4 = 385.63,25.1,6.106 =38,962.109 (đ) *Đoạn I - 5 dây AC-70 KI5 = 380.106,3.1,6.106 = 64,63.109 (đ) *Đoạn I - 6 dây AC-70 KI6 = 380.90.1,6.106 = 54,72.109 (đ) *Đoạn II - 6 dây AC-95 KII6 = 385.90.1,6.106 =55,44.109 (đ) *Đoạn II - 7 dây AC-95 KII7 = 385.56,57.1,6.106 =34,847.109 (đ) *Đoạn II - 8 dây AC-70 KII8 = 380.70.1,6.106 = 42,56.109 (đ) *Đoạn II - 9 dây AC-95 KII9 = 385.64,03.1,6.106 =39,442.109 (đ) Từ kết quả trên ta lập được bảng sau: Đoạn S (MVA) R (W) DP (MW) Ftc (mm2) L (km) Koi.106 đ Ki.109 đ I-1 29 +j17,98 7,38 0,71 95 44,72 385 27,548 I-2 18 +j11,16 23 0,853 70 100 380 60,8 I-3 38 +j23,56 7,27 1,201 120 53,85 392 33,775 I-4 29 +j17,98 10,44 1,005 95 63,25 385 38,962 I-5 18 +j5,526 24,45 0,716 70 106,3 380 64,63 I-6 11,12 +j9,33 20,7 0,364 70 90 380 54,72 II-6 26,8 +j14,23 14,85 1,13 95 90 385 55,44 II-7 29 +j17,98 9,33 0,898 95 56,57 385 34,847 II-8 18 +j11,16 16,1 0,596 70 70 380 42,56 II-9 29 +j17,98 10,57 1,017 95 64,03 385 39,442 Vốn đầu tư của phương án 1: K=ồKi=452,724.109 đ Tổn thất công suất của phương án 1: ồDP =8,49 MW Tổn thất điện năng của phương án 1: DA = ồDP.t =8,49.103.3979 kWh = 33781,71 kWh Chi phí tính toán hàng năm của phương án 1 : Z = 0,195. 452,724.109+ 8,49.103.3979.600 = 108,5502.109 (đ) 2.Phương án II Tính tương tự phương án I ta có bảng kết quả sau: Đoạn S (MVA) R (W) DP (MW) Ftc (mm2) L (km) Koi.106đ Ki.109đ I - 1 47+j29,14 4,7 1,188 150 44,72 403 28,835 1 - 2 18 +j11,16 14,55 0,539 70 63,25 380 38,456 I - 3 56+j29,086 4,58 1,507 185 53,85 416 35,842 3 - 5 18 +j 5,526 13,41 0,393 70 58,31 380 35,452 I - 4 29 +j17,98 10,44 1,005 95 63,25 385 38,962 I - 6 11,12+j9,33 20,7 0,364 70 90 380 54,72 II - 6 26,8+j14,23 14,85 1,13 95 90 385 55,44 II -7 29 +j17,98 9,33 0,898 95 56,57 385 34,847 II - 8 18 +j11,16 16,1 0,596 70 70 380 42,56 II - 9 29 +j17,98 10,57 1,017 95 64,03 385 39,442 Vốn đầu tư của phương án 2: K=ồKi=404,556.109 đ Tổn thất công suất của phương án 2: ồDP =8,637 MW Tổn thất điện năng của phương án 2: DA =ồDP.t =8,637.103.3979 kWh =34366,623.103 kWh Chi phí tính toán hàng năm của phương án 2 : Z = 0,195.404,556.109+ 8,637.103.3979.600 =99,508393.109 (đ) 3.Phương án III: Tính tương tự phương án I ta có bảng kết quả sau: Đoạn S (MVA) R (W) DP (MW) Ftc (mm2) L (km) Koi.106đ Ki.109đ I-1 47+j 29,14 4,7 1,188 150 44,72 403 28,835 1-2 18 +j11,16 14,55 0,539 70 63,25 380 38,456 I-3 38+j 23,56 7,27 1,201 120 53,85 392 33,775 I-4 47+j23,056 6,64 1,515 150 63,25 403 40,784 4-5 18 +j 5,526 14 0,41 70 60,83 380 36,985 I - 6 11,12+j9,33 20,7 0,364 70 90 380 54,72 II - 6 26,8+j14,23 14,85 1,13 95 90 385 55,44 II-7 29 +j17,98 9,33 0,898 95 56,57 385 34,847 II-8 18 +j11,16 16,1 0,596 70 70 380 42,56 II-9 29 +j17,98 10,57 1,017 95 64,03 385 39,442 Vốn đầu tư của phương án 3: K=ồKi=405,844.109 đ Tổn thất công suất của phương án 3: ồDP =8,858 MW Tổn thất điện năng của phương án 3: DA =ồDP.t =8,858.103.3979 kWh =35245,982.103 kWh Chi phí tính toán hàng năm của phương án 3 : Z = 0,195.405,844.109+8,858.103.3979.600 =100,28716.109 (đ) 4.Phương án IV: Tính tương tự phương án I ta có bảng kết quả sau: Đoạn S (MVA) R (W) DP (MW) Ftc (mm2) L (km) Koi.106đ Ki.109đ I-1 47+J 29,14 4,7 1,188 150 44,72 403 28,835 1-2 18 +j11,16 14,55 0,539 70 63,25 380 38,456 I-3 38+j 23,56 7,27 1,201 120 53,85 392 33,775 I-4 47+j 23,056 6,64 1,515 150 63,25 403 40,784 4-5 18 +j 5,526 14 0,41 70 60,83 380 36,985 I - 6 11,12+j9,33 20,7 0,364 70 90 380 54,72 II - 6 26,8+j14,23 14,85 1,13 95 90 385 55,44 II-8 20,16+j12,5 18,9 0,879 120 70 392 27,44 8-7 2,16+j1,34 23 0,012 70 50 380 19 II-7 26,84+j16,64 11,9 0981 150 56,57 403 22,798 II-9 29 +j17,98 10,57 1,017 95 64,03 385 39,442 Vốn đầu tư của phương án 4: K=ồKi=397,675.109 đ Tổn thất công suất của phương án 4: ồDP =9,236 MW Tổn thất điện năng của phương án 4: DA =ồDP.t =9,236.103.3979 kWh =36750,044.103 kWh Chi phí tính toán hàng năm của phương án 4: Z = 0,195.397,675.109+9,236.103.3979.600 =99,599951.109 (đ) 5.Phương án V: Tính tương tự phương án I ta có bảng kết quả sau: Đoạn S (MVA) R (W) DP (MW) Ftc (mm2) L (km) Koi.106đ Ki.109đ I-1 47+j 29,14 4,7 1,188 150 44,72 403 28,835 1-2 18 +j11,16 14,55 0,539 70 63,25 380 38,456 I-3 56+j29,086 4,58 1,507 185 53,85 416 35,842 3-5 18 +j 5,526 13,41 0,393 70 58,31 380 35,452 I-4 29 +j17,98 10,44 1,005 95 63,25 385 38,962 I - 6 11,12+j9,33 20,7 0,364 70 90 380 54,72 II - 6 26,8+j14,23 14,85 1,13 95 90 385 55,44 II-7 47+j 29,14 5,94 1,501 150 56,57 403 36,476 7-8 18 +j11,16 11,5 0,426 70 50 380 30,4 II-9 29 +j17,98 10,57 1,017 95 64,03 385 39,442 Vốn đầu tư của phương án 5: K=ồKi=394,025.109 đ Tổn thất công suất của phương án 5: ồDP =9,07 MW Tổn thất điện năng của phương án 5: DA =ồDP.t =9,07.103.3979 kWh =36089,53.103 kWh Chi phí tính toán hàng năm của phương án 5: Z = 0,195.394,025.109+ 9,07.103.3979.600 =98,488593.109 (đ) 6.Bảng tổng kết các phương án. Thông Số Phương án I II III IV V 5,56 7,52 7,83 7,83 7,87 11,12 12,12 12,97 23,25 13,01 33781,71 34366,623 35245,982 36750,044 36089,53 Z.109 (đ) 108,5502 99,508393 100,28726 99,596651 98,488593 Từ bảng tổng kết ta thấy phương án II và phương án V có chi phí tính toán hàng năm nhỏ nhất và chênh lệch nhau không quá 5% nên hai phương án tương đương nhau về mặt kinh tế. Mặt khác phương án II có tổn thất điện năng nhỏ hơn, sơ đồ đơn giản hơn thuận lợi cho thi công xây dựng. Vậy ta chọn phương án II là phương án chính thức để thiết kế trong đồ án. NĐI NĐII 4 3 5 8 7 6 1 2 9 Chương 5:chọn máy biến áp và sơ đồ nối điện chính I. Chọn máy biến áp của các trạm phụ tải: Tất cả các phụ tải trong hệ thống điện đều là hộ loại I, vì vậy để đảm bảo cung cấp điện cho các phụ tải này cần đặt hai máy biến áp trong mỗi trạm. Nếu trạm có n MBA thì công suất của 1 máy phải thoả mãn điều kiện: Trong đó: Smax: công suất cực đại của phụ tải K: hệ số quá tải, K = 1,4 n: số MBA, n = 2 1. Phụ tải 1: Vậy ta chọn MBA có Sđm = 25 (MVA) 2. Phụ tải 2: Vậy ta chọn MBA có Sđm = 16 (MVA) 3. Phụ tải 3: Vậy ta chọn MBA có Sđm = 32 (MVA) 4. Phụ tải 4: Vậy ta chọn MBA có Sđm = 25 (MVA) 5. Phụ tải 5: Vậy ta chọn MBA có Sđm = 16 (MVA) 6. Phụ tải 6: Vậy ta chọn MBA có Sđm = 32 (MVA) 7. Phụ tải 7: Vậy ta chọn MBA có Sđm = 25 (MVA) 8. Phụ tải 8: Vậy ta chọn MBA có Sđm = 16 (MVA) 9. Phụ tải 9: Vậy ta chọn MBA có Sđm = 25 (MVA) Từ các số liệu đã tính toán ở trên, tra bảng số liệu MBA ta chọn các MBA như sau: - Đối với MBA có Sđm =16 MVA ta chọn loại TPDH-16000/110 - Đối với MBA có Sđm =25 MVA ta chọn loại TPDH-25000/110 - Đối với MBA có Sđm =32 MVA ta chọn loại TPDH-32000/110 Bảng thông số các MBA của các trạm phụ tải Sđm MVA Phụ tải Số lượng Số liệu kỹ thuật Số liệu tính toán Uc kV Uh kV Un % DPn kW DP0 kW I0 % Rb W Xb W DQ0 kVAr 16 2,5,8 6 115 10,5 10,5 85 21 0,85 4,38 86,7 136 25 1,4,7,9 8 115 10,5 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 32 3,6 4 115 10,5 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 II. Chọn máy biến áp cho các trạm tăng áp của nhà máy điện: Do nhà máy điện phát tất cả công suất vào mạng điện áp 110kV ( trừ công suất tự dùng) nên ta sử dụng máy biến áp 3 pha 2 cuộn dây nối bộ với máy phát điện. Trong trường hợp này công suất của mỗi máy biến áp được xác định như sau: SđmB ≥ SđmF Trong đó SđmF là công suất của mỗi máy phát điện SđmF = = 58,82 MVA Do các máy phát điện của cả hai nhà máy là giống nhau nên ta chỉ cần chọn một loại máy biến áp chung cho các máy phát điện của cả hai nhà máy. Ta chọn máy biến áp TDH-63000/110 có các thông số như sau: Bảng thông số MBA của các trạm tăng áp trong nhà máy điện Sđm MVA Số liệu kỹ thuật Số liệu tính toán Uc kV Uh kV Un % DPn kW DP0 kW I0 % Rb W Xb W DQ0 kVAr 63 115 10,5 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 III.Sơ đồ nối dây toàn hệ thống. Sơ đồ nối điện phải đảm bảo các yêu cầu : + Cung cấp điện an toàn liên tục. + Linh hoạt trong vận hành sửa chữa. + Sơ đồ đơn giản dễ thao tác. + Giá thành thấp. 1. Trạm nguồn. Trạm nguồn là trạm BA tăng áp từ Umf lên Uđm của đường dây truyền tải. Đây là trạm BA quan trọng nhất của hệ thống. Các nhà máy chỉ có hai cấp điện áp do đó ta chọn cách nối bộ máy phát – máy biến áp lên thẳng hệ thống hai thanh góp.Nếu phải đưă ra sửa chữa định kỳ hay sự cố bất kỳ một máy phát ,máy biến áp, thanh góp nào ..thì phụ tải vẫn được cung cấp điện một cách liên tục Trạm nguồn dùng sơ đồ hệ thống 2 thanh góp liên hệ với nhau bằng máy cắt liên lạc. 2.Trạm trung gian: Có hai trạm trung gian là các trạm 1 và 3 yêu cầu phải liên tục truyền tải điện nên ta chọn sơ đồ hai thanh góp. 3.Trạm cuối. Gồm các trạm 2, 4, 5, 6, 7, 8, 9 cung cấp điện cho các hộ 2, 4, 5, 6, 7, 8, 9 Do phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại, chế độ vận hành kinh tế các trạm phải thường xuyên đóng cắt khi phụ tải thay đổi từ chế độ min sang chế độ max. Mặt khác đa số các đoạn đường dây đều ngắn (<70km) nên tất cả các trạm cuối ta sử dụng sơ đồ cầu ngoài, sơ đồ này về phía đường dây không có máy cắt mà chỉ có dao cách ly. Khi sự cố hay sửa chữa một máy biến áp hai đường dây vẫn làm việc bình thường. Ngược lại khi sự cố hay sửa chữa một đường dây thì tạm thời ngừng làm việc. Sơ đồ cầu ngoài thích hợp cho các trạm biến áp cần phải đóng cắt máy biến áp thường xuyên và đường dây ngắn hơn 70km. Từ những tính toán trên ta có sơ đồ nối dây toàn hệ thống. (Bản vẽ A3 trang bên, kèm bản vẽ A1). Chương 6:tính toán cân bằng chính xác công suất Tính toán các chế độ vận hành. Chế độ xác lập của mạng điện muốn tồn tại thì trước hết phải tồn tại sự cân bằng công suất trong mạng. Nếu giả thiết mạng điện thiết kế đảm bảo cung cấp đủ công suất tác dụng cho các phụ tải thì phải tính toán để cân bằng công suất phản kháng, nếu các nguốn không cung cấp đủ công suất phản kháng thì cần phải tiến hành bù công suất phản kháng, gọi là bù cưỡng bức hay bù kỹ thuật. Việc thực hiện cân bằng chính xác công suất trong mạng điện được thực hiện trong chế độ phụ tải cực đại. Để cân bằng chính xác công suất trong mạng cần phải tính toán tổng công suất yêu cầu trong mạng bao gồm công suất yêu cầu của các phụ tải, công suất tự dùng của nhà máy, tổn thất công suất trên đường dây, tổn thất công suất trong các máy biến áp. Vì chưa biết điện áp tại các nút nên trong quá trình tímh toán ta sử dụng điện áp định mức của mạng . Các công thức sử dụng trong quá trình tính toán: + Tổn thất công suất trong trạm biến áp : (MVA) + Tổn thất công suất trên đường dây : (MVA) Trong đó: Pi ,Qi:Công suất tác dụng và phản kháng của phụ tải RBi ,XBi:Điện trở và điện kháng tương đương của phụ tải thứ i Rd ,Xd: Điện trở và điện kháng tương đương của đường dây Udm:Điện áp định mức của mạng điện + Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra: (MVAr) B: Điện dẫn phản kháng của đường dây + Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp: (MVA) i.tính Cân bằng chính xác công suất chế độ max: 1.Đoạn NĐI – phụ tải 1 – phụ tải 2 : + Thông số của đường dây: ZI1=4,7 +j 9,3 W BI1/2 =163,2.10-6 S Z12=14,55 +j 13,92 W B12/2 =122,5.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS01=2(DP01+j DQ01) = 0,058+j 0,4 MVA DS02=2(DP02+j DQ02) = 0,042+j 0,272 MVA ZB1=(RB1+jXB1) = 1,27+j 29,95 W ZB2=(RB2+jXB2) = 2,19+j 43,35 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 2: S’2= S2+ DS02 +DSB2 =18+j11,16 + 0,042 +j 0,272 + 0,081+j1,607 =18,123+j13,039 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây 1- 2 với đất sinh ra: Qcc12=Qcd12=1/2.U2dm.B12=1102.163,2.10-6=1,975 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây 1-2: S’’12= S’2- j Qcc12=18,123+j13,039-j1,975 =18,123+j11,064 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây 1-2: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây 1-2: S’12= S’’12+DS12=18,123+j11,064 + 0,542+j 0,519 =18,665+j11,583 MVA Công suất phát lên đường dây 1-2: S12= S’12- j Qcd12=18,665+j11,583-j1,975 =18,665+j 9,608 MVA Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 1: S’1= S1 + DS01 +DSB1=29+j17,98 + 0,058 +j 0,4 + 0,122+j2,689 =29,18+j21,069 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 1 với đất sinh ra: QccI1=QcdI1=1/2.U2dm.BI1=1102.122,5.10-6=1,482 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây I - 1: S’’I1= S’1+S12 -j QccI1 =29,18+j21,069 +18,665+j 9,608-j1,482=47,845 +j29,195 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I -1: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 1: S’I1= S’’I1+DSI1=47,845 +j29,195 + 1,22+j 2,414 =49,065+j31,609 MVA Công suất phát lên đường dây I - 1: SI1= S’I1- j QcdI1= 49,065+j31,609 -j1,482 = 49,065 +j30,127 MVA 2.Đoạn NĐI – phụ tải 3 – phụ tải 5 : + Thông số của đường dây: ZI3= 4,58 +j 11,01 W BI3/2 =152,9.10-6 S Z35=13,41 +j 12,83 W B35/2 =150,4.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS03=2(DP03+j DQ03) = 0,07+j 0,48 MVA DS05=2(DP05+j DQ05) = 0,042+j 0,272 MVA ZB3=(RB3+jXB3) = 0,935+j 21,75 W ZB5=(RB5+jXB5) = 2,19+j 43,35 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 5: S’5= S5 +DS05+DSB5 =18+j11,16 + 0,042 +j 0,272 + 0,081+j1,607 =18,123+j13,039 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây 3- 5 với đất sinh ra: Qcc35=Qcd35=1/2.U2dm.B35 =1102.150,4.10-6=1,82 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây 3- 5: S’’35= S’5- j Qcc35=18,123+j13,039-j1,82 =18,123+j11,219 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây 3- 5: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây 3- 5: S’35= S’’35+DS35=18,123+j11,219 + 0,503+j 0,482 =18,626+j11,701 MVA Công suất phát lên đường dây 3- 5: S35= S’35- j Qcd35=18,626+j11,701 -j1,82 =18,626+j 9,881 MVA Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 3: S’3= S3 + DS03 +DSB3=38+j23,56 + 0,07+j 0,48+ 0,154+j3,593 =38,224+j27,633 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 3 với đất sinh ra: QccI3=QcdI3=1/2.U2dm.BI3=1102.152,9.10-6=1,85 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây I - 3: S’’I3= S’3+S35 -j QccI3 =38,224+j27,633+18,626+j 9,881 -j1,85 =56,85 +j35,664 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I - 3: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 3: S’I3= S’’I3+DSI3=56,85 +j35,664 + 1,705+j 4,098 =58,555+j39,762 MVA Công suất phát lên đường dây I - 3: SI3= S’I3- j QcdI3= 58,555 +j39,762 -j1,85 = 58,555+j37,912 MVA 3.Đoạn NĐI – phụ tải 4 : + Thông số của đường dây: ZI4=10,44 +j 13,57 W BI4/2 =167,6.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS04=2(DP04+j DQ04) = 0,058+j 0,4 MVA ZB4=(RB4+jXB4) = 1,27+j 29,95 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 4: S’4= S4 + DS04 +DSB4=29+j17,98 + 0,058 +j 0,4 + 0,122+j2,689 = 29,18+j 21,069 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 4 với đất sinh ra: QccI4=QcdI4=1/2.U2dm.BI4=1102.167,6.10-6=2,028 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây I - 4: S’’I4= S’4 -j QccI4 =29,18+j21,069 –j 2,028=29,18+j 19,041 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I - 4: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 4: S’I4= S’’I4+DSI4=29,18+j 19,041 + 1,047+j 1,362 =30,227+j20,403 MVA Công suất phát lên đường dây I - 4: SI4= S’I4- j QcdI4= 30,227+j 20,403 -j2,028 = 30,227+j18,375 MVA 4.Đoạn NĐII – phụ tải 7 : + Thông số của đường dây: ZII7=9,33 +j 12,13 W BII7/2 =149,9.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS07=2(DP07+j DQ07) = 0,058+j 0,4 MVA ZB7=(RB7+jXB7) = 1,27+j 29,95 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 7: S’7= S7 + DS07 +DSB7=29+j17,98 + 0,058 +j 0,4 + 0,122+j2,689 = 29,18+j 21,069 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 7 với đất sinh ra: QccII7=QcdII7=1/2.U2dm.BII7=1102.149,9.10-6=1,814 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây II - 7: S’’II7= S’7 -j QccII7 =29,18+j21,069 –j 1,814=29,18+j 19,255 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 7: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 7: S’II7= S’’II7+DSII7=29,18+ j 19,255 + 0,942+j 1,225 =30,122+j20,48 MVA Công suất phát lên đường dây II - 7: SII7= S’II7- j QcdII7= 30,122+j 20,48 –j1,814 = 30,122+j18,666 MVA 5.Đoạn NĐII– phụ tải 8 : + Thông số của đường dây: ZII8= 16,1 +j 15,4 W BII8/2 =180,6.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS08=2(DP08+j DQ08) = 0,042+j 0,272 MVA ZB8=(RB8+jXB8) = 2,19+j 43,35 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 8: S’8= S8 +DS08+DSB8 =18+j11,16 + 0,042 +j 0,272 + 0,081+j1,607 =18,123+j13,039 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 8 với đất sinh ra: QccII8=QcdII8=1/2.U2dm.BII8 =1102.180,6.10-6=2,185 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây II - 8: S’’II8= S’II8- j QccII8=18,123+j13,039-j2,185 =18,123+j10,854 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 8: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 8: S’II8= S’’II8+DSII8=18,123+j10,854+ 0,594+j 0,568 =18,717+j11,422 MVA Công suất phát lên đường dây II - 8: SII8= S’II8- j QcdII8 =18,717+j11,422 - j2,185 =18,717+j 9,237 MVA 6.Đoạn NĐII – phụ tải 9 : + Thông số của đường dây: ZII9=10,57 +j 13,73 W BII9/2 =169,7.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS09=2(DP09+j DQ09) = 0,058+j 0,4 MVA ZB9=(RB9+jXB9) = 1,27+j 29,95 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 9: S’9= S9 + DS09 +DSB9 =29+j17,98 + 0,058 +j 0,4 + 0,122+j2,689 = 29,18+j 21,069 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 9 với đất sinh ra: QccII9=QcdII9=1/2.U2dm.BII9=1102.169,7.10-6=2,053 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây II - 9: S’’II9= S’9 -j QccII9=29,18+j21,069 –j 2,053=29,18+j 19,016 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 9: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 9: S’II9= S’’II9+DSII9=29,18 +j 19,016 +1,06 +j 1,376 =30,24+j20,392 MVA Công suất phát lên đường dây II - 9: SII9= S’II9- j QcdII9= 30,24+j 20,392 –j 2,053 = 30,24+j18,339 MVA 7.Đường dây liên lạc giữa hai nhà máy NĐI – phụ tải 6 – NĐII : + Thông số của đường dây: ZI6= 20,7 +j 19,8 W BI6/2 =232,2.10-6 S ZII6=14,85 +j 19,31 W BII6/2 =238,5.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS06=2(DP06+j DQ06) = 0,07+j 0,48 MVA ZB6 =(RB6+j XB6) = 0,935+j 21,75 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 6: S’6= S6+ DS06 +DSB6=38+j23,56 + 0,07+j 0,48+ 0,154+j3,593 =38,224+j27,633 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 6 với đất sinh ra: QccI6=QcdI6=1/2.U2dm.BI6=1102.232,2.10-6 =2,81 MVAr Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 6 với đất sinh ra: QccII6=QcdII6=1/2.U2dm.BII6=1102.238,5.10-6 =2,886 MVAr Ta cho nhà máy NĐI phát 85% công suất định mức Cosj =0,85.Do đó ta có công suất phát lên thanh cái cao áp của nhà NĐI là: PI-CA=PI-F - PI-TD- DPI-B QI-CA= QI-F- QI-TD- DQI-B PI-F , QI-F :Công suất phát của NĐI PI-F =170 MW QI-F=PI-F .tgjF =170.0,62=105,4 MVAr PI-TD , QI-TD :Công suất tự dùng của NĐI PI-TD =8%. PI-F =8%.170 =13,6 MW QI-TD=PI-TD .tgjTD =13,6.0,75=10,2 MVAr Công suất phát lên hạ áp của các MBA tăng áp của NĐI: PI-HA=PI-F - PI-TD=170-13,6=156,4 MW QI-A= QI-F- QI-TD=105,4-10,2=95,2 MVAr ị SI-HA=156,4+j95,2 MVA DPI-B , DQI-B :Tổn thất công suất trong các MBA tăng áp của NĐI MVA = 0,785 + 15,608 MVA PI-CA=170-13,6- 0,785 = 155,615 MW QI-CA= 155,615 -10,2 -15,608 = 79,592 MVAr ị SI-CA=155,615+j 79,592 MVA Công suất NĐI truyền vào đường dây I-6: SI-6=SI-CA – (SI-12+ SI-35 +SI-4) =155,615 +j 79,592-(49,065+j30,127+58,555+j37,912+30,227+j18,375) =17,768 – j 6,822 MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 6: S’I6= SI6 +j QcdI6 =17,768-j6,882 +j 2,81=17,768 – j 4,012 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I - 6: MVA Công suất sau tổng trở của đường dây I - 6: S’’I6= S’I6- DSI6 =17,768 – j 4,012- 0,568 -j 0,543 =17,2-j4,555 MVA Công suất NĐI phát lên đầu cao áp trạm biến áp B6 : S’’’I6= S’’I6 +j QccI6 =17,2-j4,555 +j 2,81=17,2 – j1,745 MVA Công suất NĐII phát lên đầu cao áp trạm biến áp B6 : S’’’II6= S’6- S’’’I6 =38,224+j27,633-(17,2 – j1,745)=21,024 + j29,378 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây II - 6: S’’II6= S’II6- j QccII6 =21,024 + j29,378-j 2,886 =21,024 + j26,492 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 6: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 6: S’II6= S’’II6 +DSII6 =21,024 +j26,492+1,404+j1,825=22,428+j28,317 MVA Công suất NĐII truyền vào đường dây I-6: SII-6=S‘II6 – j QcdII6=22,428+j 28,317-j2,886=22,428+j25,431 MVA Tổng công suất yêu cầu trên thanh cái cao áp của NĐII: SII-CA =SII-6+ (SII-7+ SII-8 +SII-9) =22,428+j25,431+(30,122+j18,666+18,117+j9,237+30,24+j18,339) =100,907+j 71,673 MVA Tổn thất công suất trong các MBA tăng áp của NĐII MVA = 0,511 +9,74 MVA Công suất phát lên hạ áp của các MBA tăng áp của NĐII: SII-HA = SII-CA + DSII-B=100,907+j 71,673+ 0,511+j 9,74 =101,418+j 81,413 MVA Công suất tự dùng của NĐII: PII-TD =8%. PII-HA=8%.101,418 =8,113 MW QII-TD=PII-TD .tgjTD =8,113.0,75 =6,085 MVAr Lượng công suất của NĐII cần phát là: SII-F = SII-HA + SII-TD=101,418+j81,413+ 8,113 +j6,085 =109,531+j 87,498 MVA Lượng công suất phản kháng yêu cầu của nhà máy NĐII là: QII-YC= 87,298 MVAr Trong khi đó công suất phản kháng phát của nhà máy NĐII là: QII-F = PII-F.tgjF=109,531.0,62= 67,909 MVAr Ta thấy QII-YC > QII-F vậy ta phải tiến hành bù cưỡng bức với dung lượng bù: Qbcb = QII-YC - QII-F =87,298- 67,909 = 19,389 MVAr iI.bù công suất phản kháng: Qua tính toán ở trên ta thấy lượng công suất phản kháng cần phải bù là: QBcb=19,389 MVAr Ta tiến hành phân bố lượng công suất bù này cho các hộ tiêu thụ trong toàn mạng điện ở chế độ cực đại. Để phân bố lượng công suất bù này sao cho hiệu quả nhất, ta sử dụng hàm chi phí tính toán hàng năm với thiết bị bù Z = Z1 + Z2 +Z3 Trong đó: Z1: Chi phí về thiết bị bù Z2: Chi phí về tổn thất công suất tác dụng trong thiết bị bù Z3: Chi phí về tổn thất công suất tác dụng trên các đương dây sau khi lắp thiết bị bù. Do lượng công suất phải bù là không đổi nên các chi phí Z1 và Z2 cũng không đổi, nên ta chỉ xét đến chi phí Z3. Để tính toán ta dụng các công thức sau: + Hàm mục tiêu: Z = C.t.DPmd= C.t.SQi2.Ri=K. SQi2.Ri đ Min + Hàm ràng buộc: Qb1+ Qb2+ Qb3+ Qb4+ Qb5+ Qb6 +Qb7+ Qb8+ Qb9 =19,389 MVAr Ta có: Z=K.[(Q2- Qb2)2.(R12+Rb2)+(Q1- Qb1)2.Rb1+(Q2+Q1- Qb2- Qb1)2.RI1 +(Q5- Qb5)2.(R35+Rb5)+(Q3- Qb3)2.Rb3+(Q5+Q3- Qb5- Qb5)2.RI3 +(Q4- Qb4)2.(RI4+Rb4) + (Q7- Qb7)2.(RII7+Rb7) +(Q8- Qb8)2.(RII8+Rb8)+ (Q9- Qb9)2.(RII9+Rb9) + Q2I6.RI6 + Q2II6.RII6 + (Q6- Qb6)2.Rb6 Trong đó: Qbi: Lượng công suất phản kháng dự kiến bù cho phụ tải i QI6 = QImax- (Q1- Qb1+ Q2- Qb2+ Q3- Qb3+ Q4- Qb4+ Q5- Qb5) =79,592- (81,84 - Qb1- Qb2- Qb3- Qb4- Qb5) =-2,248 +(Qb1+ Qb2+ Qb3+ Qb4+ Qb5) QII6 = Q6 - Qb6 - QI6 =25,56 +2,248 - (Qb1+ Qb2+ Qb3+ Qb4+ Qb5+ Qb6) = 25,808 - (Qb1+ Qb2+ Qb3+ Qb4+ Qb5+ Qb6) Vậy: Z=K.[(11,16 - Qb2)2.16,74 +(17,98- Qb1)2.1,27+(29,14 - Qb2- Qb1)2.4,7 +(11,16- Qb5)2.15,6 +(23,56- Qb3)2.0,935+(34,72- Qb5- Qb5)2.4,58 +(17,98 - Qb4)2.11,71 + (17,98- Qb7)2.10,6 +(11,16 - Qb8)2.18,29 + (17,98- Qb9)2.11,84 +(-2,248 + Qb1+ Qb2+ Qb3+ Qb4+ Qb5)2.20,7 +(25,808 - Qb1- Qb2- Qb3- Qb4- Qb5- Qb6)2.14,85 + (23,56- Qb6)2.0,935 Đặt L= Qb1+ Qb2+ Qb3+ Qb4+ Qb5+ Qb6 +Qb7+ Qb8+ Qb9- QBcb Lập hàm Lagrange: ZL = Z + l.Z2 đ Min Hàm ràng buộc: L= 0 Lấy đạo hàm riêng của ZL theo Qbi và l ta được hệ phương trình sau: 83,04Qb1+ 80,5Qb2+71,1Qb3+71,1Qb4+71,1Qb5+29,7Qb6 +l’ =1179,15 (1) 80,5Qb1+113,98Qb2+71,1Qb3+71,1Qb4+71,1Qb5+29,7Qb6+l’=1507,118 (2) 71,1Qb1+ 71,1Qb2+82,13Qb3+71,1Qb4+80,26Qb5+29,7Qb6+l’=1221,657 (3) 71,1Qb1+71,1Qb2+71,1Qb3+94,52Qb4+71,1Qb5+29,7Qb6 +l’=1280,656 (4) 71,1Qb1+71,1Qb2+80,26Qb3+71,1Qb4+11,46Qb5+29,7Qb6+l’=1525,792 (5) 29,7Qb1+29,7Qb2+29,7Qb3+29,7Qb4+29,7Qb5+31,57Qb6 +l’ =810,555 (6) 21,6.Qb7 +l’ = 381,176 (7) 36,58.Qb8 +l’ = 408,233 (8) 23,68.Qb9 +l’ = 425,766 (9) Qb1+ Qb2+ Qb3+ Qb4+ Qb5+ Qb6 +Qb7+ Qb8+ Qb9 +l’ =19,389 (10) Giải hệ phương trình trên ta được nghiệm: Qb1= - 8,129 Qb2=9,179 Qb3= - 4,971 Qb4=3,874 Qb5 = 9,45 Qb6 =5,314 Qb7 = 0,819 Qb8=1,223 Qb9 = 2,63 l’ =19,389 Cho Qb1= Qb3 = Qb7 = 0 loại bỏ các phương trình (1) (3) (7) và bỏ các thành phần Qb1, Qb3 , Qb7 trong các phương trình còn lại ta có hệ phương trình sau: 113,98.Qb2+71,1.Qb4+71,1.Qb5+29,7.Qb6+l’=1507,118 (2) 71,1.Qb2+ 94,52.Qb4+71,1.Qb5+29,7.Qb6 +l’=1280,656 (4) 71,1.Qb2++71,1.Qb4+11,46.Qb5+29,7.Qb6+l’=1525,792 (5) 29,7.Qb2+29,7.Qb4+29,7.Qb5+31,57.Qb6 +l’ =810,555 (6) 36,58.Qb8 +l’ = 408,233 (8) 23,68.Qb9 +l’ = 425,766 (9) Qb2+ Qb4+ Qb5+ Qb6 +Qb7+ Qb8+ Qb9 +l’ =19,389 (10) Giải hệ phương trình trên ta được nghiệm: Qb2= 5,314 Qb4= 0,06 Qb5 = 6,109 Qb6 =3,576 Qb8=1,411 Qb9 = 2,92 l’ =356,628 Cho Qb4= 0 loại bỏ tiếp phương trình (4) và bỏ thành phần Qb4 trong các phương trình còn lại ta có hệ phương trình sau: 113,98.Qb2+71,1.Qb5+29,7.Qb6+l’= 1507,118 (2) 71,1.Qb2+11,46.Qb5+29,7.Qb6+l’ = 1525,792 (5) 29,7.Qb2++29,7.Qb5+31,57.Qb6 +l’ = 810,555 (6) 36,58.Qb8 +l’ = 408,233 (8) 23,68.Qb9 +l’ = 425,766 (9) Qb2+ Qb5+ Qb6 +Qb7+ Qb8+ Qb9 +l’ =19,389 (10) Giải hệ phương trình trên ta được nghiệm: Qb2= 5,334 Qb5 = 6,129 Qb6 =3,595 Qb8=1,411 Qb9 = 2,92 l’ =356,617 Như vậy ta có bảng số liệu sau khi bù cưỡng bức như sau: Bảng số liệu sau khi bù cưỡng bứccông suất phản kháng Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 PMax 29 18 38 29 18 38 29 18 29 cosj 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 QMaxtb 17,98 11,16 23,56 17,98 11,16 23,56 17,98 11,16 17,98 Qb 0 5,334 0 0 6,129 3,595 0 1,411 2,92 QMaxsb 17,98 5,826 23,56 17,98 5,031 19,965 17,98 9,749 15,06 cosjsb 0,85 0,951 0,85 0,85 0,963 0,885 0,85 0,879 0,887 iii.tính lại chế độ max sau khi bù cưỡng bức: 1.Đoạn NĐI – phụ tải 1 – phụ tải 2 : + Thông số của đường dây: ZI1=4,7 +j 9,3 W BI1/2 =163,2.10-6 S Z12=14,55 +j 13,92 W B12/2 =122,5.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS01=2(DP01+j DQ01) = 0,058+j 0,4 MVA DS02=2(DP02+j DQ02) = 0,042+j 0,272 MVA ZB1=(RB1+jXB1) = 1,27+j 29,95 W ZB2=(RB2+jXB2) = 2,19+j 43,35 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 2: S’2= S2+ DS02 +DSB2 =18+j 5,826 + 0,042 +j 0,272 + 0,065+j1,2822 = 18,107 +j 7,38 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây 1- 2 với đất sinh ra: Qcc12=Qcd12=1/2.U2dm.B12=1102.163,2.10-6=1,975 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây 1-2: S’’12= S’2- j Qcc12=18,107 +j 7,38 -j1,975 =18,107+j5,405 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây 1-2: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây 1-2: S’12= S’’12+DS12=18,107+j 5,405 + 0,429+j 0,411 =18,526+j5,816 MVA Công suất phát lên đường dây 1-2: S12= S’12- j Qcd12=18,526+j 5,816 -j1,975 =18,526+j 3,841 MVA Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 1: S’1= S1 + DS01 +DSB1=29+j17,98 + 0,058 +j 0,4 + 0,122+j2,689 =29,18+j21,069 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 1 với đất sinh ra: QccI1=QcdI1=1/2.U2dm.BI1=1102.122,5.10-6=1,482 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây I - 1: S’’I1= S’1+S12 -j QccI1 =29,18+j21,069 +18,526+j 3,841 -j1,482=47,716 +j23,428 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I -1: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 1: S’I1= S’’I1+DSI1=47,716 +j23,428 + 1,098+j 2,172 =48,814+j25,6 MVA Công suất phát lên đường dây I - 1: SI1= S’I1- j QcdI1= 48,814+j25,6 -j1,482 = 48,814 +j24,118 MVA 2.Đoạn NĐI – phụ tải 3 – phụ tải 5 : + Thông số của đường dây: ZI3= 4,58 +j 11,01 W BI3/2 =152,9.10-6 S Z35=13,41 +j 12,83 W B35/2 =150,4.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS03=2(DP03+j DQ03) = 0,07+j 0,48 MVA DS05=2(DP05+j DQ05) = 0,042+j 0,272 MVA ZB3=(RB3+jXB3) = 0,935+j 21,75 W ZB5=(RB5+jXB5) = 2,19+j 43,35 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 5: S’5= S5 +DS05+DSB5 =18+j5,031 + 0,042 +j 0,272 + 0,063+j1,251 =18,105+j 6,554 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây 3- 5 với đất sinh ra: Qcc35=Qcd35=1/2.U2dm.B35 =1102.150,4.10-6=1,82 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây 3- 5: S’’35= S’5- j Qcc35=18,105+j 6,554 -j1,82 =18,105+j 4,734 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây 3- 5: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây 3- 5: S’35= S’’35+DS35=18,105+j 4,734+ 0,388+j 0,371 =18,493+j 5,105 MVA Công suất phát lên đường dây 3- 5: S35= S’35- j Qcd35=18,493+j 5,105 -j1,82 =18,493+j 3,285 MVA Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 3: S’3= S3 + DS03 +DSB3=38+j23,56 + 0,07+j 0,48+ 0,154+j3,593 =38,224+j 27,633 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 3 với đất sinh ra: QccI3=QcdI3=1/2.U2dm.BI3=1102.152,9.10-6=1,85 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây I - 3: S’’I3= S’3+S35 -j QccI3 =38,224+j27,633+18,493+j 3,285 -j1,85 =56,717 +j29,068 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I - 3: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 3: S’I3= S’’I3+DSI3=56,717 +j29,068 + 1,537+j3,696 =58,254+j32,764 MVA Công suất phát lên đường dây I - 3: SI3= S’I3- j QcdI3= 58,254+j 32,764 -j1,85 = 58,254+j30,914 MVA 3.Đoạn NĐI – phụ tải 4 : + Thông số của đường dây: ZI4=10,44 +j 13,57 W BI4/2 =167,6.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS04=2(DP04+j DQ04) = 0,058+j 0,4 MVA ZB4=(RB4+jXB4) = 1,27+j 29,95 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 4: S’4= S4 + DS04 +DSB4=29+j17,98 + 0,058 +j 0,4 + 0,122+j2,689 = 29,18+j 21,069 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 4 với đất sinh ra: QccI4=QcdI4=1/2.U2dm.BI4=1102.167,6.10-6=2,028 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây I - 4: S’’I4= S’4 -j QccI4 =29,18+j21,069 –j 2,028=29,18+j 19,041 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I - 4: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 4: S’I4= S’’I4+DSI4=29,18+j 19,041 + 1,047+j 1,362 =30,227+j20,403 MVA Công suất phát lên đường dây I - 4: SI4= S’I4- j QcdI4= 30,227+j 20,403 -j2,028 = 30,227+j18,375 MVA 4.Đoạn NĐII – phụ tải 7 : + Thông số của đường dây: ZII7=9,33 +j 12,13 W BII7/2 =149,9.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS07=2(DP07+j DQ07) = 0,058+j 0,4 MVA ZB7=(RB7+jXB7) = 1,27+j 29,95 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 7: S’7= S7 + DS07 +DSB7=29+j17,98 + 0,058 +j 0,4 + 0,122+j2,689 = 29,18+j 21,069 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 7 với đất sinh ra: QccII7=QcdII7=1/2.U2dm.BII7=1102.149,9.10-6=1,814 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây II - 7: S’’II7= S’7 -j QccII7 =29,18+j21,069 –j 1,814=29,18+j 19,255 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 7: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 7: S’II7= S’’II7+DSII7=29,18+ j 19,255 + 0,942+j 1,225 =30,122+j20,48 MVA Công suất phát lên đường dây II - 7: SII7= S’II7- j QcdII7= 30,122+j 20,48 –j1,814 = 30,122+j18,666 MVA 5.Đoạn NĐII– phụ tải 8 : + Thông số của đường dây: ZII8= 16,1 +j 15,4 W BII8/2 =180,6.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS08=2(DP08+j DQ08) = 0,042+j 0,272 MVA ZB8=(RB8+jXB8) = 2,19+j 43,35 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 8: S’8= S8 +DS08+DSB8 =18+j9,749 + 0,042 +j 0,272 + 0,076+j1,501 =18,118+j 11,522 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 8 với đất sinh ra: QccII8=QcdII8=1/2.U2dm.BII8 =1102.180,6.10-6=2,185 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây II - 8: S’’II8= S’II8- j QccII8=18,118+j 11,522-j2,185 =18,118+j 9,337 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 8: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 8: S’II8= S’’II8+DSII8=18,118+j 9,337+ 0,553+j 0,529 =18,671+j9,866 MVA Công suất phát lên đường dây II - 8: SII8= S’II8- j QcdII8 =18,671+j9,866 - j2,185 =18,671+j 7,681 MVA 6.Đoạn NĐII – phụ tải 9 : + Thông số của đường dây: ZII9=10,57 +j 13,73 W BII9/2 =169,7.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS09=2(DP09+j DQ09) = 0,058+j 0,4 MVA ZB9=(RB9+jXB9) = 1,27+j 29,95 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 9: S’9= S9 + DS09 +DSB9 =29+j15,06 + 0,058 +j 0,4 + 0,112+j2,467 = 29,17+j 17,927 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 9 với đất sinh ra: QccII9=QcdII9=1/2.U2dm.BII9=1102.169,7.10-6=2,053 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây II - 9: S’’II9= S’9 -j QccII9=29,17+j 17,927–j 2,053=29,17+j 15,874 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 9: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 9: S’II9= S’’II9+DSII9=29,17+j 15,874+ 0,963 +j 1,251 =30,133+j17,125 MVA Công suất phát lên đường dây II - 9: SII9= S’II9- j QcdII9= 30,133+j17,125–j 2,053 = 30,133+j15,072 MVA 7.Đường dây liên lạc giữa hai nhà máy NĐI – phụ tải 6 – NĐII : + Thông số của đường dây: ZI6= 20,7 +j 19,8 W BI6/2 =232,2.10-6 S ZII6=14,85 +j 19,31 W BII6/2 =238,5.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS06=2(DP06+j DQ06) = 0,07+j 0,48 MVA ZB6 =(RB6+j XB6) = 0,935+j 21,75 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 6: S’6= S6+ DS06 +DSB6=38+j19,965 + 0,07+j 0,48+ 0,142+j3,312 = 38,212+j 23,757 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 6 với đất sinh ra: QccI6=QcdI6=1/2.U2dm.BI6=1102.232,2.10-6 =2,81 MVAr Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 6 với đất sinh ra: QccII6=QcdII6=1/2.U2dm.BII6=1102.238,5.10-6 =2,886 MVAr Ta cho nhà máy NĐI phát 85% công suất định mức Cosj =0,85.Do đó ta có công suất phát lên thanh cái cao áp của nhà NĐI là: PI-CA=PI-F - PI-TD- DPI-B QI-CA= QI-F- QI-TD- DQI-B PI-F , QI-F :Công suất phát của NĐI PI-F =170 MW QI-F=PI-F .tgjF =170.0,62=105,4 MVAr PI-TD , QI-TD :Công suất tự dùng của NĐI PI-TD =8%. PI-F =8%.170 =13,6 MW QI-TD=PI-TD .tgjTD =13,6.0,75=10,2 MVAr Công suất phát lên hạ áp của các MBA tăng áp của NĐI: PI-HA=PI-F - PI-TD=170-13,6=156,4 MW QI-A= QI-F- QI-TD=105,4-10,2=95,2 MVAr ị SI-HA=156,4+j95,2 MVA DPI-B , DQI-B :Tổn thất công suất trong các MBA tăng áp của NĐI MVA = 0,785 + 15,608 MVA PI-CA=170-13,6- 0,785 = 155,615 MW QI-CA= 155,615 -10,2 -15,608 = 79,592 MVAr ị SI-CA=155,615+j 79,592 MVA Công suất NĐI truyền vào đường dây I-6: SI-6=SI-CA – (SI-12+ SI-35 +SI-4) =155,615 +j 79,592-(48,814+j24,118+58,254+j30,914+30,227+j18,375) =18,32 + j 6,185 MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 6: S’I6= SI6 +j QcdI6 =18,32 + j 6,185 +j 2,81=18,32 + j 8,995 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I - 6: MVA Công suất sau tổng trở của đường dây I - 6: S’’I6= S’I6- DSI6 =18,32 + j 8,995 - 0,712 -j 0,681 =17,608+j 8,314 MVA Công suất NĐI phát lên đầu cao áp trạm biến áp B6 : S’’’I6= S’’I6 +j QccI6 =17,608+j 8,314+j 2,81=17,608+j 11,124 MVA Công suất NĐII phát lên đầu cao áp trạm biến áp B6 : S’’’II6=S’6- S’’’I6 =38,212+j23,757-(17,608+j11,124)=20,604 +j12,633 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây II - 6: S’’II6= S’II6- j QccII6 =20,604 +j12,633-j 2,886 =20,604 +j9,748 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 6: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 6: S’II6= S’’II6 +DSII6 =20,604 +j9,748 +0,638+j 0,829=21,242+j10,577 MVA Công suất NĐII truyền vào đường dây I-6: SII-6=S‘II6 – j QcdII6=21,242+j10,577 -j2,886=21,242+j7,691 MVA Tổng công suất yêu cầu trên thanh cái cao áp của NĐII: SII-CA =SII-6+ (SII-7+ SII-8 +SII-9) =21,242+j7,691 +(30,122+j18,666+18,671+j7,681+30,113+j15,072) =100,168+j 49,11 MVA Tổn thất công suất trong các MBA tăng áp của NĐII MVA = 0,449 +8,144 MVA Công suất phát lên hạ áp của các MBA tăng áp của NĐII: SII-HA = SII-CA + DSII-B=100,168+j 49,11+ 0,449+j 8,144 =100,617+j 57,254 MVA Công suất tự dùng của NĐII: PII-TD =8%. PII-HA=8%.100,617 =8,05 MW QII-TD=PII-TD .tgjTD =8,05.0,75 =6,037 MVAr Lượng công suất của NĐII cần phát là: SII-F = SII-HA + SII-TD=100,617+j 57,254+ 8,05 +j 6,037 =108,667 +j 63,291 MVA iV.tính CHíNH XáC chế độ mIN Trong chế độ này ta bỏ qua tất cả các công suất của các thiết bị bù tối ưu đã tính trong chế độ max. Để giảm tổn thất không tải trong máy biến áp đối với từng phụ tải ta kiêmtra xem có thể cắt bớt một máy biến áp hay không. Điều kiện cắt một máy biến áp vận hành song song: Si < Sghi =Sdm Trong đó: Si :Công suất phụ tải thứ i Sdmi :Công suất định mức của MBA trạm thứ i DP0i ,DPni :tổn thất không tải và ngắn mạch của MBA trạm i Bảng vận hành máy biến áp trong chế độ min Phụ tải SMin(MVA) SMin(MVA) Sgh(MVA) SMin<Sgh Số MBA 1 14,5+j8,99 17,06 17,38 Đạt 1 2 9+j 5,58 10,59 11,25 Đạt 1 3 19+j11,78 22,35 22,23 Không đạt 2 4 14,5+j8,99 17,06 17,38 Đạt 1 5 9+j 5,58 10,59 11,25 Đạt 1 6 19+j11,78 22,35 22,23 Không đạt 2 7 14,5+j8,99 17,06 17,38 Đạt 1 8 9+j 5,58 10,59 11,23 Đạt 1 9 14,5+j8,99 17,06 17,38 Đạt 1 1.Đoạn NĐI – phụ tải 1 – phụ tải 2 : + Thông số của đường dây: ZI1=4,7 +j 9,3 W BI1/2 =163,2.10-6 S Z12=14,55 +j 13,92 W B12/2 =122,5.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS01= DP01+j DQ01 = 0,029+j 0,2 MVA DS02= DP02+j DQ02 = 0,021+j 0,136 MVA ZB1= RB1+jXB1 = 2,54 +j 55,9 W ZB2= RB2+jXB2 = 4,38+j 86,7 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 2: S’2= S2+ DS02 +DSB2 =9 +j 5,58 + 0,021 +j 0,136 + 0,04+j 0,803 = 9,061 +j 6,519 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây 1- 2 với đất sinh ra: Qcc12=Qcd12=1/2.U2dm.B12=1102.163,2.10-6=1,975 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây 1-2: S’’12= S’2- j Qcc12= 9,061 +j 6,519 -j1,975 =9,061 +j 4,544 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây 1-2: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây 1-2: S’12= S’’12+DS12=9,061 +j 4,544+ 0,124+j 0,118 = 9,185+j4,662 MVA Công suất phát lên đường dây 1-2: S12= S’12- j Qcd12=9,185+j4,662 -j1,975 = 9,185 +j 2,687 MVA Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 1: S’1= S1 + DS01 +DSB1=14,5 +j8,99 + 0,029 +j 0,2 + 0,061+j1,345 =14,59+j10,535 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 1 với đất sinh ra: QccI1=QcdI1=1/2.U2dm.BI1=1102.122,5.10-6=1,482 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây I - 1: S’’I1= S’1+S12 -j QccI1 =14,59+j10,535+9,185 +j 2,687 -j1,482=23,775 +j11,74 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I -1: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 1: S’I1= S’’I1+DSI1=23,775 +j11,74+ 0,273+j 0,54 =24,048+j12,28 MVA Công suất phát lên đường dây I - 1: SI1= S’I1- j QcdI1= 24,048+j12,28-j1,482 = 24,048+j10,798 MVA 2.Đoạn NĐI – phụ tải 3 – phụ tải 5 : + Thông số của đường dây: ZI3= 4,58 +j 11,01 W BI3/2 =152,9.10-6 S Z35=13,41 +j 12,83 W B35/2 =150,4.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS03=2(DP03+j DQ03) = 0,07+j 0,48 MVA DS05= DP05+j DQ05 = 0,021+j 0,136 MVA ZB3=(RB3+jXB3) = 0,935+j 21,75 W ZB5= RB5+jXB5 = 4,38+j 86,8 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 5: S’5= S5 +DS05+DSB5 =9 +j 5,58 + 0,021 +j 0,136 + 0,04+j 0,803 = 9,061 +j 6,519 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây 3- 5 với đất sinh ra: Qcc35=Qcd35=1/2.U2dm.B35 =1102.150,4.10-6=1,82 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây 3- 5: S’’35= S’5- j Qcc35=9,061 +j 6,519 -j1,82 =9,061 +j 4,699 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây 3- 5: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây 3- 5: S’35= S’’35+DS35=9,061 +j 4,699+ 0,115+j 0,11 =9,176 +j 4,809 MVA Công suất phát lên đường dây 3- 5: S35= S’35- j Qcd35=9,176 +j 4,809-j1,82 = 9,176 +j 2,989 MVA Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 3: S’3= S3 + DS03 +DSB3=19+j11,78 + 0,07+j 0,48+ 0,039+j 0,898 =19,109+j 13,558 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 3 với đất sinh ra: QccI3=QcdI3=1/2.U2dm.BI3=1102.152,9.10-6=1,85 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây I - 3: S’’I3= S’3+S35 -j QccI3 =19,109+j 13,558+9,176 +j 2,989-j1,85 =28,285 +j14,297 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I - 3: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 3: S’I3= S’’I3+DSI3=28,285 +j14,297+ 0,38+j 0,914 =28,665 +j15,211 MVA Công suất phát lên đường dây I - 3: SI3= S’I3- j QcdI3= 28,665 +j15,211 -j1,85 = 28,665 +j13,361 MVA 3.Đoạn NĐI – phụ tải 4 : + Thông số của đường dây: ZI4=10,44 +j 13,57 W BI4/2 =167,6.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS04= DP04+j DQ04 = 0,029+j 0,2 MVA ZB4= RB4+jXB4 = 2,54 +j 55,9 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 4: S’4= S4 + DS04 +DSB4=14,5 +j8,99 + 0,029 +j 0,2 + 0,061+j1,345 =14,59+j10,535 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 4 với đất sinh ra: QccI4=QcdI4=1/2.U2dm.BI4=1102.167,6.10-6=2,028 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây I - 4: S’’I4= S’4 -j QccI4=14,59+j10,535–j 2,028=14,59+j 8,507 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I - 4: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 4: S’I4= S’’I4+DSI4=14,59+j 8,507+ 0,246+j 0,32 =14,836+j8,827 MVA Công suất phát lên đường dây I - 4: SI4= S’I4- j QcdI4= 14,836+j 8,827 -j2,028 = 14,836+j6,799 MVA 4.Đoạn NĐII – phụ tải 7 : + Thông số của đường dây: ZII7=9,33 +j 12,13 W BII7/2 =149,9.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS07= DP07+j DQ07 = 0,029+j 0,2 MVA ZB7= RB7+jXB7 = 2,54 +j 55,9 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 7: S’7= S7 + DS07 +DSB7=14,5 +j8,99 + 0,029 +j 0,2 + 0,061+j1,345 =14,59+j10,535 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 7 với đất sinh ra: QccII7=QcdII7=1/2.U2dm.BII7=1102.149,9.10-6=1,814 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây II - 7: S’’II7= S’7 -j QccII7 =14,59+j10,535 –j 1,814=14,59+j 8,721 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 7: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 7: S’II7= S’’II7+DSII7=14,59+j 8,721+ 0,223+j 0,29 =14,817+j 9,011 MVA Công suất phát lên đường dây II - 7: SII7= S’II7- j QcdII7= 14,817+j 9,011 –j1,814 = 14,817+j 7,197 MVA 5.Đoạn NĐII– phụ tải 8 : + Thông số của đường dây: ZII8= 16,1 +j 15,4 W BII8/2 =180,6.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS08= DP08+j DQ08 = 0,021+j 0,136 MVA ZB8= RB8+jXB8 = 4,38+j 86,8 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 8: S’8= S8 +DS08+DSB8 =9 +j 5,58 + 0,021 +j 0,136 + 0,04+j 0,803 = 9,061 +j 6,519 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 8 với đất sinh ra: QccII8=QcdII8=1/2.U2dm.BII8 =1102.180,6.10-6=2,185 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây II - 8: S’’II8= S’II8- j QccII8=9,061 +j 6,519-j2,185 =9,061 +j 4,334 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 8: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 8: S’II8= S’’II8+DSII8=9,061 +j 4,334+ 0,134+j 0,128 =9,195 +j 4,462 MVA Công suất phát lên đường dây II - 8: SII8= S’II8- j QcdII8 =9,195 +j 4,462 - j2,185 =9,195 +j 2,277 MVA 6.Đoạn NĐII – phụ tải 9 : + Thông số của đường dây: ZII9=10,57 +j 13,73 W BII9/2 =169,7.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS09= DP09+j DQ09 = 0,029+j 0,2 MVA ZB9= RB9+jXB9 = 2,54 +j 55,9 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 9: S’9= S9 + DS09 +DSB9 =14,5 +j8,99 + 0,029 +j 0,2 + 0,061+j1,345 =14,59+j10,535 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 9 với đất sinh ra: QccII9=QcdII9=1/2.U2dm.BII9=1102.169,7.10-6=2,053 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây II - 9: S’’II9= S’9 -j QccII9=14,59+j10,535 –j 2,053=14,59+j 8,482 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 9: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 9: S’II9= S’’II9+DSII9=14,59+j 8,482 + 0,249 +j 0,323 =14,839+j 8,805 MVA Công suất phát lên đường dây II - 9: SII9= S’II9- j QcdII9= 14,839+j 8,805 –j 2,053 = 14,839+j 6,752 MVA 7.Đường dây liên lạc giữa hai nhà máy NĐI – phụ tải 6 – NĐII : + Thông số của đường dây: ZI6= 20,7 +j 19,8 W BI6/2 =232,2.10-6 S ZII6=14,85 +j 19,31 W BII6/2 =238,5.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS06=2(DP06+j DQ06) = 0,07+j 0,48 MVA ZB6 =(RB6+j XB6) = 0,935+j 21,75 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 6: S’6= S6+ DS06 +DSB6=19+j11,78 + 0,07+j 0,48+ 0,039+j 0,898 =19,109+j 13,558 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 6 với đất sinh ra: QccI6=QcdI6=1/2.U2dm.BI6=1102.232,2.10-6 =2,81 MVAr Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 6 với đất sinh ra: QccII6=QcdII6=1/2.U2dm.BII6=1102.238,5.10-6 =2,886 MVAr Ta cho nhà máy NĐI phát 74% công suất định mức Cosj =0,85.Do đó ta có công suất phát lên thanh cái cao áp của nhà NĐI là: PI-CA=PI-F - PI-TD- DPI-B QI-CA= QI-F- QI-TD- DQI-B PI-F , QI-F :Công suất phát của NĐI PI-F =74 MW QI-F=PI-F .tgjF =74.0,62=45,88 MVAr PI-TD , QI-TD :Công suất tự dùng của NĐI PI-TD =8%. PI-F =8%.74 =5,92 MW QI-TD=PI-TD .tgjTD =5,92.0,75 = 4,44 MVAr Công suất phát lên hạ áp của các MBA tăng áp của NĐI: PI-HA=PI-F - PI-TD=74-5,92= 68,08 MW QI-A= QI-F- QI-TD=45,88- 4,44= 41,44 MVAr ị SI-HA=68,08+j 41,44 MVA DPI-B , DQI-B :Tổn thất công suất trong các MBA tăng áp của NĐI MVA = 0,326 + 6,113 MVA PI-CA=74-5,92- 0,326 = 67,754 MW QI-CA= 45,88 –4,44 –6,113 = 35,327 MVAr ị SI-CA= 67,754 +j 35,327 MVA Công suất NĐI truyền vào đường dây I-6: SI-6=SI-CA – (SI-12+ SI-35 +SI-4) =67,754 +j 35,327 - (67,549+j30,958) = 0,205 + j 4,369 MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 6: S’I6= SI6 +j QcdI6 = 0,205 +j 4,369 +j 2,81=0,205 + j 7,179 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I - 6: MVA Công suất sau tổng trở của đường dây I - 6: S’’I6= S’I6- DSI6 =0,205 + j 7,179 - 0,088 -j 0,084 =0,117 + j 7,095 MVA Công suất NĐI phát lên đầu cao áp trạm biến áp B6 : S’’’I6= S’’I6 +j QccI6 =0,117 + j 7,095+j 2,81=0,117 + j 9,905 MVA Công suất NĐII phát lên đầu cao áp trạm biến áp B6 : S’’’II6=S’6- S’’’I6 =19,109+j 13,558-(0,117 + j 9,905)= 18,992+j 3,253 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây II - 6: S’’II6= S’II6- j QccII6 =18,992+j 3,253-j 2,886 =18,992+j 0,367 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 6: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 6: S’II6= S’’II6 +DSII6 =18,992+j 0,367+0,443+j 0,576=19,435+j0,943 MVA Công suất NĐII truyền vào đường dây I-6: SII-6=S‘II6 – j QcdII6=19,435+j0,943 -j2,886=19,435-j1,943 MVA Tổng công suất yêu cầu trên thanh cái cao áp của NĐII: SII-CA =SII-6+ (SII-7+ SII-8 +SII-9) =19,435-j1,943 +(38,851+j16,226) =58,286 +j 8,695 MVA Tổn thất công suất trong các MBA tăng áp của NĐII MVA = 0,232 + j3,714 MVA Công suất phát lên hạ áp của các MBA tăng áp của NĐII: SII-HA = SII-CA + DSII-B=58,286 +j 8,695 + 0,232 + j3,714 =58,518 +j 12,409 MVA Công suất tự dùng của NĐII: PII-TD =8%. PII-HA=8%.58,518 = 4,681 MW QII-TD=PII-TD .tgjTD =4,681.0,75 = 3,511 MVAr Lượng công suất của NĐII cần phát là: SII-F = SII-HA + SII-TD=58,518 +j 12,409+ 4,681+j 3,511 = 63,199 +j 15,92 MVA V.tính chính xác chế độ sự cố: 1.Đoạn NĐI – phụ tải 1 – phụ tải 2 : + Thông số của đường dây: ZI1=4,7 +j 9,3 W BI1/2 =163,2.10-6 S Z12=14,55 +j 13,92 W B12/2 =122,5.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS01=2(DP01+j DQ01) = 0,058+j 0,4 MVA DS02=2(DP02+j DQ02) = 0,042+j 0,272 MVA ZB1=(RB1+jXB1) = 1,27+j 29,95 W ZB2=(RB2+jXB2) = 2,19+j 43,35 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 2: S’2= S2+ DS02 +DSB2 =18+j 5,826 + 0,042 +j 0,272 + 0,065+j1,2822 = 18,107 +j 7,38 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây 1- 2 với đất sinh ra: Qcc12=Qcd12=1/2.U2dm.B12=1102.163,2.10-6=1,975 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây 1-2: S’’12= S’2- j Qcc12=18,107 +j 7,38 -j1,975 =18,107+j5,405 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây 1-2: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây 1-2: S’12= S’’12+DS12=18,107+j 5,405 + 0,429+j 0,411 =18,526+j5,816 MVA Công suất phát lên đường dây 1-2: S12= S’12- j Qcd12=18,526+j 5,816 -j1,975 =18,526+j 3,841 MVA Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 1: S’1= S1 + DS01 +DSB1=29+j17,98 + 0,058 +j 0,4 + 0,122+j2,689 =29,18+j21,069 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 1 với đất sinh ra: QccI1=QcdI1=1/2.U2dm.BI1=1102.122,5.10-6=1,482 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây I - 1: S’’I1= S’1+S12 -j QccI1 =29,18+j21,069 +18,526+j 3,841 -j1,482=47,716 +j23,428 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I -1: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 1: S’I1= S’’I1+DSI1=47,716 +j23,428 + 1,098+j 2,172 =48,814+j25,6 MVA Công suất phát lên đường dây I - 1: SI1= S’I1- j QcdI1= 48,814+j25,6 -j1,482 = 48,814 +j24,118 MVA 2.Đoạn NĐI – phụ tải 3 – phụ tải 5 : + Thông số của đường dây: ZI3= 4,58 +j 11,01 W BI3/2 =152,9.10-6 S Z35=13,41 +j 12,83 W B35/2 =150,4.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS03=2(DP03+j DQ03) = 0,07+j 0,48 MVA DS05=2(DP05+j DQ05) = 0,042+j 0,272 MVA ZB3=(RB3+jXB3) = 0,935+j 21,75 W ZB5=(RB5+jXB5) = 2,19+j 43,35 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 5: S’5= S5 +DS05+DSB5 =18+j5,031 + 0,042 +j 0,272 + 0,063+j1,251 =18,105+j 6,554 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây 3- 5 với đất sinh ra: Qcc35=Qcd35=1/2.U2dm.B35 =1102.150,4.10-6=1,82 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây 3- 5: S’’35= S’5- j Qcc35=18,105+j 6,554 -j1,82 =18,105+j 4,734 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây 3- 5: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây 3- 5: S’35= S’’35+DS35=18,105+j 4,734+ 0,388+j 0,371 =18,493+j 5,105 MVA Công suất phát lên đường dây 3- 5: S35= S’35- j Qcd35=18,493+j 5,105 -j1,82 =18,493+j 3,285 MVA Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 3: S’3= S3 + DS03 +DSB3=38+j23,56 + 0,07+j 0,48+ 0,154+j3,593 =38,224+j 27,633 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 3 với đất sinh ra: QccI3=QcdI3=1/2.U2dm.BI3=1102.152,9.10-6=1,85 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây I - 3: S’’I3= S’3+S35 -j QccI3 =38,224+j27,633+18,493+j 3,285 -j1,85 =56,717 +j29,068 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I - 3: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 3: S’I3= S’’I3+DSI3=56,717 +j29,068 + 1,537+j3,696 =58,254+j32,764 MVA Công suất phát lên đường dây I - 3: SI3= S’I3- j QcdI3= 58,254+j 32,764 -j1,85 = 58,254+j30,914 MVA 3.Đoạn NĐI – phụ tải 4 : + Thông số của đường dây: ZI4=10,44 +j 13,57 W BI4/2 =167,6.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS04=2(DP04+j DQ04) = 0,058+j 0,4 MVA ZB4=(RB4+jXB4) = 1,27+j 29,95 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 4: S’4= S4 + DS04 +DSB4=29+j17,98 + 0,058 +j 0,4 + 0,122+j2,689 = 29,18+j 21,069 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 4 với đất sinh ra: QccI4=QcdI4=1/2.U2dm.BI4=1102.167,6.10-6=2,028 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây I - 4: S’’I4= S’4 -j QccI4 =29,18+j21,069 –j 2,028=29,18+j 19,041 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I - 4: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 4: S’I4= S’’I4+DSI4=29,18+j 19,041 + 1,047+j 1,362 =30,227+j20,403 MVA Công suất phát lên đường dây I - 4: SI4= S’I4- j QcdI4= 30,227+j 20,403 -j2,028 = 30,227+j18,375 MVA 4.Đoạn NĐII – phụ tải 7 : + Thông số của đường dây: ZII7=9,33 +j 12,13 W BII7/2 =149,9.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS07=2(DP07+j DQ07) = 0,058+j 0,4 MVA ZB7=(RB7+jXB7) = 1,27+j 29,95 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 7: S’7= S7 + DS07 +DSB7=29+j17,98 + 0,058 +j 0,4 + 0,122+j2,689 = 29,18+j 21,069 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 7 với đất sinh ra: QccII7=QcdII7=1/2.U2dm.BII7=1102.149,9.10-6=1,814 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây II - 7: S’’II7= S’7 -j QccII7 =29,18+j21,069 –j 1,814=29,18+j 19,255 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 7: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 7: S’II7= S’’II7+DSII7=29,18+ j 19,255 + 0,942+j 1,225 =30,122+j20,48 MVA Công suất phát lên đường dây II - 7: SII7= S’II7- j QcdII7= 30,122+j 20,48 –j1,814 = 30,122+j18,666 MVA 5.Đoạn NĐII– phụ tải 8 : + Thông số của đường dây: ZII8= 16,1 +j 15,4 W BII8/2 =180,6.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS08=2(DP08+j DQ08) = 0,042+j 0,272 MVA ZB8=(RB8+jXB8) = 2,19+j 43,35 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 8: S’8= S8 +DS08+DSB8 =18+j9,749 + 0,042 +j 0,272 + 0,076+j1,501 =18,118+j 11,522 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 8 với đất sinh ra: QccII8=QcdII8=1/2.U2dm.BII8 =1102.180,6.10-6=2,185 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây II - 8: S’’II8= S’II8- j QccII8=18,118+j 11,522-j2,185 =18,118+j 9,337 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 8: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 8: S’II8= S’’II8+DSII8=18,118+j 9,337+ 0,553+j 0,529 =18,671+j9,866 MVA Công suất phát lên đường dây II - 8: SII8= S’II8- j QcdII8 =18,671+j9,866 - j2,185 =18,671+j 7,681 MVA 6.Đoạn NĐII – phụ tải 9 : + Thông số của đường dây: ZII9=10,57 +j 13,73 W BII9/2 =169,7.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS09=2(DP09+j DQ09) = 0,058+j 0,4 MVA ZB9=(RB9+jXB9) = 1,27+j 29,95 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 9: S’9= S9 + DS09 +DSB9 =29+j15,06 + 0,058 +j 0,4 + 0,112+j2,467 = 29,17+j 17,927 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 9 với đất sinh ra: QccII9=QcdII9=1/2.U2dm.BII9=1102.169,7.10-6=2,053 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây II - 9: S’’II9= S’9 -j QccII9=29,17+j 17,927–j 2,053=29,17+j 15,874 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 9: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 9: S’II9= S’’II9+DSII9=29,17+j 15,874+ 0,963 +j 1,251 =30,133+j17,125 MVA Công suất phát lên đường dây II - 9: SII9= S’II9- j QcdII9= 30,133+j17,125–j 2,053 = 30,133+j15,072 MVA 7.Đường dây liên lạc giữa hai nhà máy NĐI – phụ tải 6 – NĐII : + Thông số của đường dây: ZI6= 20,7 +j 19,8 W BI6/2 =232,2.10-6 S ZII6=14,85 +j 19,31 W BII6/2 =238,5.10-6 S + Thông số của trạm biến áp: DS06=2(DP06+j DQ06) = 0,07+j 0,48 MVA ZB6 =(RB6+j XB6) = 0,935+j 21,75 W + Tổn thất công suất trong cuộn dây của trạm biến áp: Công suất tại thanh cái cao áp của phụ tải 6: S’6= S6+ DS06 +DSB6=38+j19,965 + 0,07+j 0,48+ 0,142+j3,312 = 38,212+j 23,757 MVA Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây I - 6 với đất sinh ra: QccI6=QcdI6=1/2.U2dm.BI6=1102.232,2.10-6 =2,81 MVAr Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây II - 6 với đất sinh ra: QccII6=QcdII6=1/2.U2dm.BII6=1102.238,5.10-6 =2,886 MVAr Ta cho nhà máy NĐI phát 97,07% công suất định mức Cosj =0,85.Do đó ta có công suất phát lên thanh cái cao áp của nhà NĐI là: PI-CA=PI-F - PI-TD- DPI-B QI-CA= QI-F- QI-TD- DQI-B PI-F , QI-F :Công suất phát của NĐI PI-F =194,13 MW QI-F=PI-F .tgjF =194,13.0,62=120,361 MVAr PI-TD , QI-TD :Công suất tự dùng của NĐI PI-TD =8%. PI-F =8%.194,13 = 15,53 MW QI-TD=PI-TD .tgjTD =15,53.0,75=11,648 MVAr Công suất phát lên hạ áp của các MBA tăng áp của NĐI: PI-HA=PI-F - PI-TD=194,13-15,53=178,6 MW QI-A= QI-F- QI-TD=120,361-11,648= 108,713 MVAr ị SI-HA=178,6 +j108,713MVA DPI-B , DQI-B :Tổn thất công suất trong các MBA tăng áp của NĐI MVA = 0,952 + 19,855 MVA PI-CA=194,13-15,53- 0,952 = 177,648 MW QI-CA= 120,361 –11,648 –19,855 = 88,858 MVAr ị SI-CA=177,648 +j 88,858 MVA Công suất NĐI truyền vào đường dây I-6: SI-6=SI-CA – (SI-12+ SI-35 +SI-4) =177,648 +j 88,858-(137,297+73,407) = 40,351 + j 15,451 MVA Công suất trước tổng trở của đường dây I - 6: S’I6= SI6 +j QcdI6 =40,351 + j15,451+j 2,81= 40,351 +j18,261 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây I - 6: MVA Công suất sau tổng trở của đường dây I - 6: S’’I6= S’I6- DSI6 = 40,351 +j18,261- 3,356 –j3,21 =36,995 +j15,051 MVA Công suất NĐI phát lên đầu cao áp trạm biến áp B6 : S’’’I6= S’’I6 +j QccI6 =36,995 +j15,051+j 2,81=36,995 +j17,861 MVA Công suất NĐII phát lên đầu cao áp trạm biến áp B6 : S’’’II6=S’6- S’’’I6 =38,212+j23,757-(36,995 +j17,861)=1,217 +j5,896 MVA Công suất sau tổng trở của đường dây II - 6: S’’II6= S’II6- j QccII6 =1,217 +j5,896 -j 2,886 =1,217 +j 3,01 MVA Tổn thất công suất trên đoạn đường dây II - 6: MVA Công suất trước tổng trở của đường dây II - 6: S’II6= S’’II6 +DSII6 =1,217 +j3,01+ 0,013+j 0,019=1,23+j3,029 MVA Công suất NĐII truyền vào đường dây I-6: SII-6=S‘II6 – j QcdII6 =1,23+j3,029 -j2,886=1,23+j 0,143 MVA Tổng công suất yêu cầu trên thanh cái cao áp của NĐII: SII-CA =SII-6+ (SII-7+ SII-8 +SII-9) =1,23+j 0,143 +(78,926+j41,419) =80,156+j 41,562 MVA Tổn thất công suất trong các MBA tăng áp của NĐII MVA = 0,355 +j 5,759 MVA Công suất phát lên hạ áp của các MBA tăng áp của NĐII: SII-HA = SII-CA + DSII-B= 80,156 +j 41,562 + 0,355 +j 5,759 =80,511 +j 47,321 MVA Công suất tự dùng của NĐII: PII-TD =8%. PII-HA=8%.80,511 = 6,44 MW QII-TD=PII-TD .tgjTD =6,44.0,75 =4,83 MVAr Lượng công suất của NĐII cần phát là: SII-F = SII-HA + SII-TD=80,511 +j 47,321 + 6,44+j 4,83 = 86,951 +j 52,151 MVA Chương 7:tính toán điện áp và điều chỉnh điện áp I.TíNH ĐIệN áP CáC NúT TRONG CHế Độ MAX: Trong chế độ này ta chọn NĐI là nút cơ sở với UI=121 kV 1.Đoạn NĐI- phụ tải6-NĐII: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 6: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 6 quy về cao áp: = Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐII: = 2.Đoạn NĐI- phụ tải1- phụ tải2: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 1: = Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 2: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 1 quy về cao áp: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 2 quy về cao áp: = 3.Đoạn NĐI- phụ tải3- phụ tải5: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 3: = Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 5: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 3 quy về cao áp: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 5 quy về cao áp: = 4.Đoạn NĐI- phụ tải 4: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 4: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 4 quy về cao áp: = 5.Đoạn NĐII - phụ tải 7: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 7: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 7 quy về cao áp: = 6.Đoạn NĐII - phụ tải 8: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 8: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 8 quy về cao áp: = 7.Đoạn NĐII - phụ tải 9: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 9: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 9 quy về cao áp: = Ii.TíNH ĐIệN áP CáC NúT TRONG CHế Độ Min: Trong chế độ này ta chọn NĐI là nút cơ sở với UI=115 kV 1.Đoạn NĐI- phụ tải6-NĐII: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 6: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 6 quy về cao áp: = Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐII: = 2.Đoạn NĐI- phụ tải1- phụ tải2: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 1: = Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 2: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 1 quy về cao áp: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 2 quy về cao áp: = 3.Đoạn NĐI- phụ tải3- phụ tải5: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 3: = Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 5: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 3 quy về cao áp: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 5 quy về cao áp: = 4.Đoạn NĐI- phụ tải 4: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 4: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 4 quy về cao áp: = 5.Đoạn NĐII - phụ tải 7: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 7: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 7 quy về cao áp: = 6.Đoạn NĐII - phụ tải 8: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 8: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 8 quy về cao áp: = 7.Đoạn NĐII - phụ tải 9: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 9: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 9 quy về cao áp: = Iii.TíNH ĐIệN áP CáC NúT TRONG CHế Độ sự cố: Trong chế độ này ta chọn NĐI là nút cơ sở với UI=121 kV Đối với các nhánh phụ tải tính cho trường hợp sự cố một lộ đường dây sát nguồn, lấy điện áp nguồn theo kết quả tính ở chế độ max. Đối với đường dây liên lạc tính hai lần : + Sự cố một lộ đường dây liên lạc, lấy kết quả tính điện áp nguồn của chế độ max. + Sự cố một tổ máy, lấy kết quả tính của chế độ sự cố. A. Tính điện áp cho các nhánh phụ tải: 1. Đứt một mạch trên đoạn NĐI – phụ tải 1 – phụ tải 2: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 1: = Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 2: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 1 quy về cao áp: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 2 quy về cao áp: = 2. Đứt một mạch trên đoạn NĐI - phụ tải 3 - phụ tải 5: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 3: = Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 5: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 3 quy về cao áp: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 5 quy về cao áp: = 3. Đứt một mạch trên đoạn NĐI - phụ tải 4: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 4: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 4 quy về cao áp: = 4. Đứt một mạch trên đoạn NĐII - phụ tải 7: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 7: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 7 quy về cao áp: = 5. Đứt một mạch trên đoạn NĐII - phụ tải 8: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 8: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 8 quy về cao áp: = 6. Đứt một mạch trên đoạn NĐII - phụ tải 9: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 9: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 9 quy về cao áp: = B. Tính điện áp cho đường dây liên lạc NĐ1- phụ tải 6 – NĐ2: 1. Đứt một mạch trên đoạn NĐI - phụ tải 6: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 6: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 6 quy về cao áp: = 2. Sự cố một tổ máy của nhà máy NĐII: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 6: = Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm 6 quy về cao áp: = Iv. chọn đầu phân áp của các trạm hạ áp: Bảng kết quả điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp của các phụ tải: Phụ tải Uqmax(kV) Uqmin(kV) Uqsc(kV) 1 111,792 107,486 107,747 2 110,992 1105,831 106,931 3 110,316 109,696 104,876 4 110,95 107,053 106,056 5 110,245 105,297 104,79 6 111,648 111,058 106,137 7 111,105 108,822 1