Đồ án Tìm hiểu thiết kế mạng điện khu vực

PHẦN I THIẾT KẾ MẠNG ĐIỆN KHU VỰC Chương I PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI I. Các số liệu về nguồn cung cấp và phụ tải: 1. Sơ đồ địa lý: Dựa vào sơ đồ phân bố giữa các phụ tải và nguồn ta xác định được khoảng cách giữa chúng như hình vẽ: Nguồn điện: Mạng gồm hai nguồn cung cấp: Nhà máy 1: Là nhà máy nhiệt điện có các thông số. - Công suất đặt: P1 = 4 x 50 = 200 MW - Hệ số công suất: cosj = 0,85 - Điện áp định mức: Uđm = 10,5 KV Nhà máy 1: Là nhà máy nhiệt điện có các thông số. - Công suất đặt: P2 = 2 x 100 = 200 MW - Hệ số công suất: cosj = 0,85 - Điện áp định mức: Uđm = 10,5 KV 3. Phụ tải: Số liệu tính toán của các phụ tải cho trong bảng 1: Các số liệu Các hộ tiêu thụ 1 2 3 4 5 6 7 8 Pmax (MW) 26 28 28 34 34 28 28 28 Pmin (MW) 13 14 14 17 17 14 14 14 Cos j 0,9 0,95 0,9 0,85 0,92 0,9 0,85 0,9 Qmax (MVAr) 12,6 9,2 13,6 21,1 14,5 13,6 17,4 13,6 Qmin (MVAr) 6,3 4,6 6,8 10,5 7,2 6,8 8,7 6,8 Smax (MVA) 28,9 29,5 31 40 37 31 33 31 Smin (MVA) 14,4 14,7 15,6 20 18,5 15,6 16,5 15,6 Loại hộ phụ tải III I I I I I I III Yêu cầu điều chỉnh điện áp T T KT KT T T KT T Điện áp danh định của lưới điện thứ cấp (KV) 22 - Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại - Thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax= 5000h Phân tích nguồn và phụ tải: Từ những số liệu trên ta có thể rút ra nhưng nhận xét sau: Hệ thống điện thiết kế được cung cấp bởi 2 nhà máy nhiệt điện, khoảng cách giữa 2 nhà máy là 120 km do đó có thể liên kết với nhau. Nhà máy nhiệt điện có đặc điểm là chủ động về nguồn năng lượng, xây dựng gần nơi tiêu thụ điện , vốn xây dựng rẻ, xây dựng nhanh. Nhược điểm là tiêu tốn nhiên liệu, ô nhiễm môi trường, hiệu suất thấp, vận hành kém linh hoạt. Các phụ tải có công suất khá lớn và được bố trí xung quanh 2 nguồn điện nên rất thuận lợi cho việc cung cấp điện của 2 nhà máy. Xung quanh nhà máy nhiệt điện 1 là các phụ tải 1; 2; 3; 4 với khoảng cách xa nhất là 58,3 km, gần nhất là 45km. Xung quanh nhà máy nhiệt điện 2 là các phụ tải 5; 6; 7; 8 với khoảng cách xa nhất là 82,5 km, gần nhất là 45km. Các phụ tải 2; 3; 4; 5; 6; 7 là hộ loại1, phụ tải 1; 8 là hộ loại 3, với chế độ điều chỉnh điện áp cho các phụ tải 3; 4; 7 là khác thường còn các phụ tải 1; 2; 5; 6; 8 là thường. Tổng công suất nguồn 1 là: 200 MW Tổng công suất các phụ tải xung quanh nguồn 1 là: 116 MW Tổng công suất nguồn 2 là: 200 MW Tổng công suất các phụ tải xung quanh nguồn 2 là: 118 MW Do khoảng cách giữa các nhà máy và giữa các phụ tải tương đối lớn nên ta dùng đường dây trên không để dẫn điện. Các hộ loại 1 là phụ tải quan trọng nếu ngừng cấp điện có thể gây ảnh hưởng xấu đến an ninh , chính trị, xã hội, gây thiệt hại lớn về kinh tế. Do vậy yêu cầu cung cấp điện phải đảm bảo tính liên tục và ở mức độ cao nên ta phải thiết kế mỗi phụ tải được cung cấp bởi đường dây lộ kép hoặc cung cấp theo mạch vòng kín. Các hộ loại 3 là phụ tải không quan trọng khi mất điện không gây thiệt hại lớn nên mỗi phụ tải chỉ cần cung cấp bởi một đường dây đơn. Đối với dây dẫn để đảm bảo độ bền cơ cũng như yêu cầu về khả năng dẫn điện ta dùng loại dây AC để truyền tải điện. Đối với cột thì tuỳ từng vị trí mà ta dùng cột bê tông hay cột sắt. Với cột đỡ thì dùng cột bê tông, các vị trí góc, vượt sông, vượt đường quốc lộ thì ta dùng cột sắt. Về mặt bố trí dây dẫn trên cột để đảm bảo về kinh tế, kỹ thuật ta bố trí trên cùng một tuyến cột. Chương II CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN I. Mục đích: Đặc điểm đặc biệt của ngành sản suất điện năng là điện năng do các nhà máy điện trong hệ thống sản xuất ra cân bằng với điện năng tiêu thụ của các phụ tải . Cân bằng công suất trong hệ thống điện trước hết là xem khả năng cung cấp điện và tiêu thụ trong hệ thống có cân bằng không. Sau đó sơ bộ định phương thức vận hành cho từng nhà máy điện. Trong các chế độ vận hành lúc cực đại , lúc cực tiểu hay chế độ sự cố dựa vào khả năng cấp điện của từng nguồn điện. Cân bằng công suất nhằm ổn định chế độ vận hành của hệ thống điện. Cân bằng công suất tác dụng cần thiết để giữ tần số bình thường trong hệ thống. Để giữ được điện áp bình thường ta cần phải có sự cân bằng công suất phản kháng ở hệ thống nói chung và khu vực nói riêng. Mặt khác sự thay đổi điện áp cũng ảnh hưởng đến thay đổi tần số và ngược lại. II.Cân bằng công suất tác dụng: Ta có công thức: Trong đó: +là tổng công suất tác dụng định mức của các nhà máy điện = PNĐI + PNĐII = 200 + 200 = 400 MW +là tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ m: hệ số đồng thời , lấy m = 1 +: Tổn thất công suất trên đường dây và trạm biến áp +: tổng công suất tác dụng tự dùng trong các nhà máy điện .Ta chọn . +: tổng công suất tác dụng dự trữ của toàn hệ thống. được xác định dựa vào biểu thức: = -m-- Thay số vào ta có: + Công suất phụ tải cực đại: + Tổng tổn thất công suất : + Công suất tự dùng của các nhà máy điện: = 0,08=20,6 MW + Công suất dự trữ : = 400 - 234 -23,4 - 20,6 = 122 MW >100 MW III. Cân bằng công suất phản kháng : Ta có phương trình cân bằng công suất phản kháng: Trong đó: m: hệ số đồng thời , m = 1 +: là tổng công suất phản kháng định mức của các nhà máy điện = tgjf +: là tổng công suất phản kháng cực đại của phụ tải +: là tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây của mạng điện +: tổng công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây cao áp sinh ra trong HTĐ Trong khi tính sơ bộ, với mạng điện 110 kv ta coi = +: tổng tổn thất công suất phản kháng trong MBA +: là tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy điện: =.tgjtd (chọn cosj = 0,75 thì tgjtd = 0,882) + : tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống.Ta có thể lấybằng công suất phản kháng của tổ máy lớn nhất trong hệ thống điện. Thay số vào ta có: + Tổng công suất phản kháng định mức: =(PNĐI + PNĐII) tgj = 400.0,882 =352,8 MVAr + Tổng công suất phản kháng cực đại của phụ tải: =(P1+ P3+ P6 + P8).0,48 + P2.0,33 + (P4 + P7).0,62 + P5.0,43 = 52,8 + 9,24 + 34,44 + 14,62 = 111,1 MVAr + Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp: = 15%.111,1 = 16,67 MVAr + Tổng công suất phản kháng tự dùng của nhà máy điện: =.tgj = 20,6.0,882 = 18,17 MVAr + Tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống điện: =PFNĐ2.0,62 = 62 MVAr * Phương trình cân bằng công suất phản kháng: =207,94 - Qf = - 144,86 MVAr Vậy ta có <0 nên ta không phải tiến hành bù sơ bộ công suất phản kháng. IV.Sơ bộ xác định phương thức vận hành cho hai nhà máy 1. Khi phụ tải cực đại Nếu chưa kể đến dự trữ, tổng công suất yêu cầu của hệ thống là: 234 + 23,4 + 20,6 = 278 MW Để đảm bảo cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống, ta huy động tổ máy có công suất lớn hơn trong hệ thống nhận phụ tải trước để đảm bảo tính kinh tế cao hơn. Theo đầu bài ta có các tổ máy của nhà máy II có công suất đơn vị lớn hơn. Công suất nhà máy II phát lên lưới là: Pvh2= Pf2 - Ptd2 = 75%.Pđm2 - 8%.(75%.Pđm2) = 138 MW Như vậy nhà máy I sẽ còn phải đảm nhận: Pf1= - Pf2 = 278 - 150 = 128 MW (chiếm 64%Pđm1) Trong đó lượng tự dùng là: Ptd1= Ptd - Ptd2 = 20,6 - 12 = 8,6 MW 2. Khi phụ tải cực tiểu: Tương tự ta có: 117 + 11,7 + 10,3 = 139 MW Khi phụ tải cực tiểu công suất yêu cầu thấp, vì vậy cần phân bố lại công suất cho hai nhà máy. Nhà máy II vẫn giữ vai trò chủ đạo nhưng chỉ phát lên lưới một tổ máy công suất định mức là 100 MW: Pvh2= Pf2 - Ptd2 = 75%.Pđm2 - 8%.(75%.Pđm2) = 69 MW Như vậy nhà máy I sẽ còn phải đảm nhận: Pf1= - Pf2 = 139 - 75 = 64 MW Để đảm bảo các yêu cầu tối thiểu về kỹ thuật và kinh tế với công suất còn lại phải phát, nhà máy I cũng chỉ nên phát hai tổ máy có tổng công suất định mức là 100 MW. Khi đó nếu chia đều công suất phát cho từng tổ máy thì mỗi tổ máy phát được 64% công suất định mức tổ máy. Điều này cho thấy các tổ máy này đã phát được công suất trong giới hạn kinh tế của các tổ máy nhiệt điện là từ 60-85%Pđm. Tự dùng của nhà máy I là: Ptd1= Ptd - Ptd2 = 10,3 - 6 = 4,3 MW 3. Trường hợp sự cố: Ta xét trường hợp sự cố một tổ máy bên nhà máy II (có 2 tổ máy lớn nhất) trong khi phụ tải cực đại. Theo tính toán và phân bố công suất cho từng nhà máy khi phụ tải cực đại như trên, ta thấy rằng nếu trước khi sự cố, nhà máy II phát 85% Pđm thì khi sự cố 1 tổ máy lượng công suất nhà máy I phải phát tăng lên để gánh cho nhà máy II là 78,2 MW, toàn nhà máy là: Pf1= - Pf2 = 278 - 75 = 203 MW vượt quá công suất định mức của nhà máy I, vì vậy trong trường hợp sự cố này ta cần tìm phương thức vận hành hợp lý cho cả hai nhà máy. Phương thức vận hành mới sẽ là: - Sau khi sự cố, nâng công suất phát của tổ máy còn lại của nhà máy II lên 95%Pđm. Khi đó lượng công suất còn phát lên lưới của nhà máy này là: Pvh2= Pf2 - Ptd2 = 95%.Pđm2 - 8%.(95%.Pđm2) = 87,4 MW - Công suất phát của nhà máy I sẽ là: Pf1= - Pf2 = 278 - 95 = 183 MW (chiếm 91,5%Pđm1) Như vậy trong trường hợp sự cố nguy hiểm nhất hai nhà máy vẫn đảm bảo cung cấp đủ công suất yêu cầu của hệ thống. * Bảng tổng kết: Phụ tải Nhà máy Max Min Sự cố Pf (MW) số tổ máyVH Pf (MW) số tổ máyVH Pf (MW) số tổ máyVH I 64%(200) = 128 4x50 64%(100) = 64 2x50 91,5%(200) = 183 4x50 II 75%(200) =150 2x100 75%(100) =75 1x100 95%(100) = 95 1x100 Chương III LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP I. Nguyên tắc chung Lựa chọn cấp điện áp vận hành cho mạng điện là một nhiệm vụ rất quan trọng , bởi vì trị số điện áp ảnh hưởng trực tiếp đến các chỉ tiêu kinh tế, kĩ thuật của mạng điện. Để chọn được cấp điện áp hợp lý phải thoả mãn các yêu cầu sau : - Phải đáp ứng được yêu cầu mở rộng phụ tải sau này. - Cấp điện áp phải phù hợp với tình hình lưới điện hiện tại và phù hợp với tình hình lưới điện quốc gia. - Bảo đảm tổn thất điện áp từ nguồn đến phụ tải trong qui phạm Từ công thức ta thấy điện áp càng cao thì DU càng nhỏ , truyền tải được công suất càng lớn. - Tổn thất công suất: Khi điện áp càng cao thì tổn hao công suất càng bé, sử dụng ít kim loại màu ( do I nhỏ ) . Tuy nhiên lúc điện áp tăng cao thì chi phí cho xây dựng mạng điện càng lớn và giá thành của thiết bị bị tăng cao. II. Tính toán cấp điện áp của mạng điện: Việc lựa chọn cấp điện áp của mạng điện chủ yếu dựa vào kinh nghiệm tổng kết. Theo công thức kinh nghiệm: Ui : điện áp đường dây thứ i li : chiều dài đường dây thứ i (km) Pi : công suất tác dụng truyền tải trên đường dây thứ i (MW) Để đơn giản ta chỉ chọn phương án hình tia như sau: Ta có: Dựa vào kết quả tính toán theo công thức chọn cấp điện áp cho mạng lưới điện thiết kế là 110KV. Mạng điện 110KV cần chọn dây có tiết diện F ³ 70 mm2 để giảm tổn thất vầng quang. Chương IV CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU Những yêu cầu chính đối với mạng điện: Cung cấp điện liên tục Đảm bảo chất lượng điện Đảm bảo tính linh hoạt cao Đảm bảo an toàn Lựa chon dây dẫn: Dây đồng: Dây đồng là dây dẫn được chế tạo bằng kim loại đồng, là vật liệu dẫn điện tốt nhất. Đồng có điện trở suất nhỏ, có ứng suất kéo dây đồng phụ thuộc vào quá trình công nghệ chế tạo và có thể đạt được ứng suất cao, ngoài ra đồng có bề mặt được bao bọc bởi một lớp oxyt đồng, do đó dây đồng có khả năng chống ăn mòn tốt. Nhưng đồng là kim loại quý hiếm và đắt tiền. Vì vậy dây đồng chỉ dùng trong các mạng điện đặc biệt. Dây nhôm: là kim loại phổ biến nhất trong thiên nhiên. Điện trở suất lớn hơn của đồng khoảng 1,6 lần, nhôm cũng có lớp oxyt nhôm bên ngoài nên cũng có tác dụng chống ăn mòn trong khí quyển. Nhược điểm chủ yếu của dây nhôm là độ bền cơ tương đối nhỏ. Do đó người ta không sản xuất dây nhôm trần một sợi. Dây nhôm nhiều sợi được dùng cho các mạng phân phối điện áp đến 35 kV. Dây nhôm lõi thép: là dây nhôm có lõi là dây thép để khắc phục nhược điểm về độ bền cơ của dây nhôm và đây là dây dẫn được sử dụng phổ biến nhất ở các đường dây trên không điện áp từ 35kV trở lên. Phân vùng cấp điện: Từ sơ đồ địa lý ở phần trên ta có thể phân ra là hai vùng cấp điện cho các phụ tải lân cận hai nhà máy điện. vùng xung quanh nhà máy I, gồm các phụ tải 1,2,3 và 4 vùng xung quanh nhà máy II, gồm các phụ tải 5,6,7 và 8 Hai nhà máy được nối liên lạc trực tiếp với nhau hoặc nối qua phụ tải 5. Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án: Các tiêu chuẩn để so sánh về mặt kỹ thuật giữa các phương án: 1. Chọn tiết diện dây dẫn: Trong mạng điện thiết kế dự kiến dùng dây AC. Các dây được mắc trên cột theo hình tam giác , khoảng cách Dtb = 5m. Tiết diện dây dẫn chọn theo mật độ kinh tế (Jkt) trong đó: với n là số lộ đường dây Từ đầu bài ta có Tmax = 5000h Tra bảng ta được Jkt = 1,1 A/mm2 2. Kiểm tra lại theo các điều kiện sau: + Kiểm tra tổn thất điện áp: Tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường và lúc sự cố nguy hiểm nhất . Tổn thất điện áp được tính theo biểu thức: Giả sử DU tính được thoả mãn theo điều kiện sau: - Lúc bình thường: DUbt max% £ DUbt cp% =10% - Lúc sự cố : DUsc max% £ DUsc cp% = 20% - I phát nóng của dây dẫn < Icp *. Với hộ tiêu thụ dùng máy biến áp có điều chỉnh điện áp dưới tải thì xét theo điều kiện sau : - Lúc bình thường: DUmax% £ 15% - Lúc sự cố : DUsc% £ 25% + Kiểm tra phát nóng dây dẫn: - Theo tiêu chuẩn: Isc max £ K.Icp Trong đó: Isc max : là I sự cố lớn nhất lúc sự cố (lộ kép hay mạch vòng bị đứt một dây) Icp : là I cho phép làm việc lâu dài trên dây dẫn, ứng với nhiệt độ tối đa là 250C K : hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ , K =0,8 + Kiểm tra tổn thất do phát sáng vầng quang: Đối với cấp điện áp 110 kV ta chọn tiết diện nhỏ nhất cho phép là 70 mm2. B. Các phương án nối dây: 1. Phương án 1: 2. Phương án 2: 3. Phương án 3: 4. Phương án 4: 5. Phương án 5 C. Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật cho các phương án. 1. Phương án 1: +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-1: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-1: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.58,3=12,24 W X= 0,416.58,3 = 24,25 W +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 W X= 1/2.0,44.45 = 9,9 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 W X= 9,9.2= 19,8 W Iscdd = 77,42.2 = 154,84 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.56,6 =13,02 W X= 1/2.0,44.56,6 =12,45 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=13,02.2=26,04 W X= 12,45.2= 24,9 W Iscdd = 81,35.2 = 162,7 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-4: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI- 4: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.51=8,415 W X= 1/2.0,429.51 =10,94 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=8,415.2=16,38 W X= 10,94.2=21,88 W Iscdd = 104,97.2 = 209,94 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-5: Trong phương án này, hai nhà máy nối liên lạc với nhau qua phụ tải 5, ở chế độ bình thường ta có dòng công suất chạy trên đoạn này là: PNĐI-5 = 75%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =150 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 12,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 12,2.0,62 = 7,564 MVAr SNĐI-5 = 12,2 + j7,564= 14,35 MVA Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Xét khi sự cố đứt một dây dẫn : R=13,61.2=27,22 W X= 17,69.2=35,39 W Iscdd = 37,65.2 = 75,3 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. Xét khi sự cố hỏng một tổ máy của NĐII: PNĐI-5 = 91,5%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =183 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 45,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 45,2.0,62 = 28,024 MVAr SNĐI-5 = 45,2 + j28,024= 53,18 MVA R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Iscdd = 139,56 A < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.45=7,425 W X= 1/2.0,429.45 =9,56 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=7,425.2=14,85 W X= 9,56.2=19,12 W Iscdd = 97.2 = 194 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.51=11,73 W X= 1/2.0,44.51 =11,22 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=11,73.2=23,46 W X= 11,22.2=22,44 W Iscdd = 81,3.2 = 162,6 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 W X= 1/2.0,44.45 =9,9 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 W X= 9,9.2=19,8 W Iscdd = 86,6.2 = 173,2 <0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: Được truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.64 = 13,44 W X= 0,416.64 = 26,624 W Kết quả tính toán cho phương án 1 : Đoạn l (km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0 (s/km) R (W) X (W) B/2 (S) NĐI-1 58,3 137,89 150 0,21 0,416 2,74.10-6 12,24 24,25 0,79.10-4 NĐI-2 45 70,38 70 0,46 0,44 2,58.10-6 10,35 9,9 0,58.10-4 NĐI-3 56,6 73,95 70 0,46 0,44 2,58.10-6 13,01 12,45 0,73.10-4 NĐI-4 51 95,43 95 0,33 0,429 2,65.10-6 8,415 10,94 0,67.10-4 NĐI-5 82,5 34,23 95 0,33 0,429 2,65.10-6 13,61 17,69 1,09.10-4 NĐII-5 45 88,18 95 0,33 0,429 2,65.10-6 7,42 9,65 0,59.10-4 NĐII-6 51 73,9 70 0,46 0,44 2,58.10-6 11,73 11,22 0,65.10-4 NĐII-7 45 78,73 70 0,46 0,44 2,58.10-6 10,35 9,9 0,58.10-4 NĐII-8 64 147,9 150 0,21 0,416 2,74.10-6 13,44 26,62 0,87.10-4 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 1 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 5,15 NĐI-2 3,14 6,29 NĐI-3 4,41 8,82 NĐI-4 4,27 8,54 NĐI-5 2,4 9,18 NĐII-5 3,2 6,46 NĐII-6 3,97 7,95 NĐII-7 3,8 7,6 NĐII-8 6,06 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 8 = 6,06 % < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 9,18% < DUcpsc =20% Vậy phương án 1 đảm bảo về mặt kỹ thuật. 2.Phương án 2 +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-120 Có r0 = 0,27 W x0 = 0,423 W ; Icp = 380 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,27.45=6,075 W X= 1/2.0,423.45 = 9,517 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=6,075.2=12,15 W X= 9,517.2= 19,034 W Iscdd = 153,26.2 = 306,52 0,8.Icp = 304 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 2-1: Chọn dây dẫn là AC-120 Có r0 = 0,27 W x0 = 0,423 W ; Icp = 380 A Tổn thất điện áp của đoạn 2-1: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,27.31,6= 8,532 W X= 0,423.31,6 = 13,367 W +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.56,6 =13,02 W X= 1/2.0,44.56,6 =12,45 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=13,02.2=26,04 W X= 12,45.2= 24,9 W Iscdd = 81,35.2 = 162,7 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-4: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI- 4: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.51=8,415 W X= 1/2.0,429.51 =10,94 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=8,415.2=16,38 W X= 10,94.2=21,88 W Iscdd = 104,97.2 = 209,94 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-5: Trong phương án này, hai nhà máy nối liên lạc với nhau qua phụ tải 5, ở chế độ bình thường ta có dòng công suất chạy trên đoạn này là: PNĐI-5 = 75%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =150 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 12,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 12,2.0,62 = 7,564 MVAr SNĐI-5 = 12,2 + j7,564= 14,35 MVA Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Xét khi sự cố đứt một dây dẫn : R=13,61.2=27,22 W X= 17,69.2=35,39 W Iscdd = 37,65.2 = 75,3 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. Xét khi sự cố hỏng một tổ máy của NĐII: PNĐI-5 = 91,5%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =183 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 45,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 45,2.0,62 = 28,024 MVAr SNĐI-5 = 45,2 + j28,024= 53,18 MVA R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Iscdd = 139,56 A < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.45=7,425 W X= 1/2.0,429.45 =9,56 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=7,425.2=14,85 W X= 9,56.2=19,12 W Iscdd = 97.2 = 194 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.51=11,73 W X= 1/2.0,44.51 =11,22 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=11,73.2=23,46 W X= 11,22.2=22,44 W Iscdd = 81,3.2 = 162,6 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,21.45 = 4,725 W X= 1/2.0,416.45 = 9,36 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=4,725.2=9,45 W X= 9,36.2=18,72 W Iscdd = 167,9.2 = 335,8 < 0,8.Icp = 356 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 7-8: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn 7-8: Được truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.30 = 6,3 W X= 0,416.30 = 12,48 W Kết quả tính toán cho phương án 2 : Đoạn l (km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0 (s/km) R (W) X (W) B/2 (S) 2-1 31,6 151,68 120 0,27 0,423 2,69.10-6 8,53 13,36 0,42.10-4 NĐI-2 45 139,3 120 0,27 0,423 2,58.10-6 6,075 9,52 0,58.10-4 NĐI-3 56,6 73,95 70 0,46 0,44 2,58.10-6 13,01 12,45 0,73.10-4 NĐI-4 51 95,43 95 0,33 0,429 2,65.10-6 8,42 10,94 0,67.10-4 NĐI-5 82,5 34,23 95 0,33 0,429 2,65.10-6 13,61 17,69 1,09.10-4 NĐII-5 45 88,18 95 0,33 0,429 2,65.10-6 7,425 9,65 0,59.10-4 NĐII-6 51 73,9 70 0,46 0,44 2,58.10-6 11,73 11,22 0,65.10-4 NĐII-7 45 152,6 150 0,21 0,416 2,74.10-6 4,725 9,36 0,62.10-4 7-8 30 147,9 150 0,21 0,416 2,74.10-6 6,3 12,48 0,41.10-4 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 2 : Đoạn DUbt% DUsc% 2-1 3,476 NĐI-2 4,42 8,85 NĐI-2-1 7,9 12,33 NĐI-3 4,41 8,82 NĐI-4 4,27 8,4 NĐI-5 2,4 9,18 NĐII-5 3,2 6,46 NĐII-6 3,97 7,95 NĐII-7 4,58 9,16 7-8 2,86 NĐII-7-8 7,44 12,02 Tổn thất điện áp lúc bình thờng lớn nhất: DUbtmax= DUbt(NĐI-2-1) = 7,9 % Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = DUsc(NĐI-2-1) = 12,33% 3. Phương án 3: Giả thiết mạng kín là mạng đồng nhất , tất cả các đoạn dây cùng tiết diện. Ta có các dòng công suất trên các đoạn được xác định theo công thức sau: SNDI-4 = (S3 + S4 ) - SNDI-3 = (31 + 40) - 32,8 = 38,2 (MVA) S3-4 = SNDI-3 - S3 = 32,8 - 31 = 1,8 (MVA) +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-120 Có r0 = 0,27 (W) x0 = 0,423 (W) ; Icp = 380 (A) Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,27.45=6,075 (W) X= 1/2.0,423.45 = 9,517 (W) Khi sự cố ( đứt một dây ): R=6,075.2=12,15(W) X= 9,517.2= 19,034(W) Iscdd = 153,26.2 = 306,52 0,8.Icp = 304 (A) Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 2-1: Chọn dây dẫn là AC-120 Có r0 = 0,27 W x0 = 0,423 W ; Icp = 380 A Tổn thất điện áp của đoạn 2-1: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,27.31,6= 8,532 W X= 0,423.31,6 = 13,367 W +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.56,6 = 11,88 W X= 0,416.56,6 = 23,546 W Khi sự cố ( đứt dây mạch kín đoạn NĐI-4) ta có: Iscdd = 372,66 > 0,8.Icp = 356 A Þ Không đạt yêu cầu, vậy nên ta cần tăng tiết diện dây dẫn lên là AC-185 rồi tính lại ta có: DUbt% = 5,13% Iscdd = 372,66 < 0,8.Icp = 408 A Þ Đạt yêu cầu. DUscI-3-4% = DUscI-3% + DUsc3-4% = 11,56% + 10,5% = 22,06% +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-4: Chọn dây dẫn là AC-185 Có r0 = 0,17 W x0 = 0,409 W ; Icp = 510 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-4: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,17.51=8,67 W X= 0,409.51 =20,859 W Khi sự cố ( đứt dây mạch kín đoạn NĐI-3) ta có: Iscdd = 372,66 < 0,8.Icp = 408 A Þ Đảm bảo vận hành. DUscI-4-3% = DUscI-4% + DUsc4-3% = 10,42% + 8,37% = 18,79% +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 3-4: Dòng điện tính toán khi đường dây vận hành bình thường là rất nhỏ, nhưng để đảm bảo về tổn thất vầng quang và mang tải lớn khi sự cố mạch vòng xẩy ra ta chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 (W) x0 = 0,44 (W) ; Icp = 265 (A) Tổn thất điện áp của đoạn 3-4: Khi truyền tải bằng lộ đơn, tổn thất điện áp là rất nhỏ. Khi sự cố lớn nhất (đứt dây mạch kín đoạn NĐI-4) ta có: R= 0,46.51 = 23,46 (W) X= 0,44.51 = 22,44 (W) Iscdd = 209,94 < 0,8.Icp = 212 (A) Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-5: Trong phương án này, hai nhà máy nối liên lạc với nhau qua phụ tải 5, ở chế độ bình thường ta có dòng công suất chạy trên đoạn này là: PNĐI-5 = 75%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =150 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 12,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 12,2.0,62 = 7,564 MVAr SNĐI-5 = 12,2 + j7,564= 14,35 MVA Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Xét khi sự cố đứt một dây dẫn : R=13,61.2=27,22 W X= 17,69.2=35,39 W Iscdd = 37,65.2 = 75,3 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. Xét khi sự cố hỏng một tổ máy của NĐII: PNĐI-5 = 91,5%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =183 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 45,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 45,2.0,62 = 28,024 MVAr SNĐI-5 = 45,2 + j28,024= 53,18 MVA R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Iscdd = 139,56 A < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 (W) x0 = 0,429 (W) ; Icp = 330 (A) Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.45=7,425 (W) X= 1/2.0,429.45 =9,56 (W) Khi sự cố ( đứt một dây ): R=7,425.2=14,85(W) X= 9,56.2=19,12(W) Iscdd = 97.2 = 194 < 0,8.Icp = 264 (A) Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 (W) x0 = 0,44 (W) ; Icp = 265 (A) Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.51=11,73 (W) X= 1/2.0,44.51 =11,22 (W) Khi sự cố ( đứt một dây ): R=11,73.2=23,46(W) X= 11,22.2=22,44 (W) Iscdd = 81,3.2 = 162,6 < 0,8.Icp = 212 (A) Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 (W) x0 = 0,416 (W) ; Icp = 445 (A) Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,21.45 = 4,725 (W) X= 1/2.0,416.45 = 9,36(W) Khi sự cố ( đứt một dây ): R=4,725.2=9,45(W) X= 9,36.2=18,72(W) Iscdd = 167,9.2 = 335,8 < 0,8.Icp = 356 (A) Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 7-8: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn 7-8: Được truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.30 = 6,3 W X= 0,416.30 = 12,48 W Kết quả tính toán cho phương án 3 : Đoạn l (km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0 (s/km) R (W) X (W) B/2 (S) 2-1 31,6 139,3 120 0,27 0,423 2,69.10-6 8,53 13,36 0,42.10-4 NĐI-2 45 139 120 0,27 0,423 2,58.10-6 12,15 19,0 0,58.10-4 NĐI-3 56,6 156,5 185 0,17 0,409 2,74.10-6 9,622 23,15 0,77.10-4 3-4 51 4,27 70 0,46 0,44 2,58.10-6 23,46 22,44 0,66.10-4 NĐI-4 51 90,9 95 0,33 0,429 2,65.10-6 16,83 21,88 0,67.10-4 NĐI-5 82,5 34,2 95 0,33 0,429 2,65.10-6 13,61 17,69 1,09.10-4 NĐII-5 45 88,2 95 0,33 0,429 2,65.10-6 14,85 19,3 0,59.10-4 NĐII-6 51 73,9 70 0,46 0,44 2,58.10-6 23,46 22,44 0,65.10-4 NĐII-7 45 152 150 0,21 0,416 2,74.10-6 9,45 18,72 0,62.10-4 7-8 30 147,9 150 0,21 0,416 2,74.10-6 6,3 12,48 0,41.10-4 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 3 : Đoạn DUbt% DUsc% 2-1 3,476 NĐI-2 4,42 8,85 NĐI-2-1 7,9 12,33 NĐI-3 5,79 11,56 3-4 10,5 NĐI-3-4 22,06 NĐI-4 5,79 10,42 4-3 8,37 NĐI-4-3 18,79 NĐI-5 2,4 9,18 NĐII-5 3,2 6,46 NĐII-6 3,97 7,95 NĐII-7 4,58 9,16 7-8 2,86 NĐII-7-8 7,44 12,02 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUbt(NĐI-2-1) = 7,9% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = DUsc(NĐI-3-4) = 22,06% 4. Phương án 4: +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-1: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-1: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.58,3=12,24 W X= 0,416.58,3 = 24,25 W +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 W X= 1/2.0,44.45 = 9,9 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 W X= 9,9.2= 19,8 W Iscdd = 77,42.2 = 154,84 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.56,6 = 11,88 W X= 0,416.56,6 = 23,546 W Khi sự cố ( đứt dây mạch kín đoạn NĐI-4) ta có: Iscdd = 372,66 > 0,8.Icp = 356 A Þ Không đạt yêu cầu, vậy nên ta cần tăng tiết diện dây dẫn lên là AC-185 rồi tính lại ta có: DUbt% = 5,13% Iscdd = 372,66 < 0,8.Icp = 408 A Þ Đạt yêu cầu. DUscI-3-4% = DUscI-3% + DUsc3-4% = 11,56% + 10,5% = 22,06% +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-4: Chọn dây dẫn là AC-185 Có r0 = 0,17 W x0 = 0,409 W ; Icp = 510 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-4: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,17.51=8,67 W X= 0,409.51 =20,859 W Khi sự cố ( đứt dây mạch kín đoạn NĐI-3) ta có: Iscdd = 372,66 < 0,8.Icp = 408 A Þ Đảm bảo vận hành. DUscI-4-3% = DUscI-4% + DUsc4-3% = 10,42% + 8,37% = 18,79% +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 3-4: Dòng điện tính toán khi đường dây vận hành bình thường là rất nhỏ, nhưng để đảm bảo về tổn thất vầng quang và mang tải lớn khi sự cố mạch vòng xẩy ra ta chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 (W) x0 = 0,44 (W) ; Icp = 265 (A) Tổn thất điện áp của đoạn 3-4: Khi truyền tải bằng lộ đơn, tổn thất điện áp là rất nhỏ. Khi sự cố lớn nhất (đứt dây mạch kín đoạn NĐI-4) ta có: R= 0,46.51 = 23,46 (W) X= 0,44.51 = 22,44 (W) Iscdd = 209,94 < 0,8.Icp = 212 (A) Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-5: Trong phương án này, hai nhà máy nối liên lạc với nhau qua phụ tải 5, ở chế độ bình thường ta có dòng công suất chạy trên đoạn này là: PNĐI-5 = 75%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =150 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 12,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 12,2.0,62 = 7,564 MVAr SNĐI-5 = 12,2 + j7,564= 14,35 MVA Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Xét khi sự cố đứt một dây dẫn : R=13,61.2=27,22 W X= 17,69.2=35,39 W Iscdd = 37,65.2 = 75,3 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. Xét khi sự cố hỏng một tổ máy của NĐII: PNĐI-5 = 91,5%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =183 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 45,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 45,2.0,62 = 28,024 MVAr SNĐI-5 = 45,2 + j28,024= 53,18 MVA R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Iscdd = 139,56 A < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.45=7,425 W X= 1/2.0,429.45 =9,56 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=7,425.2=14,85 W X= 9,56.2=19,12 W Iscdd = 97.2 = 194 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.51=11,73 W X= 1/2.0,44.51 =11,22 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=11,73.2=23,46 W X= 11,22.2=22,44 W Iscdd = 81,3.2 = 162,6 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 W X= 1/2.0,44.45 =9,9 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 W X= 9,9.2=19,8 W Iscdd = 86,6.2 = 173,2 <0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: Được truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.64 = 13,44 W X= 0,416.64 = 26,624 W Kết quả tính toán cho phương án 4 : Đoạn l (km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0 (s/km) R (W) X (W) B/2 (S) NĐI-1 58,3 137,89 150 0,21 0,416 2,74.10-6 15,24 24,25 0,79.10-4 NĐI-2 45 70,38 70 0,46 0,44 2,58.10-6 10,35 9,9 0,58.10-4 NĐI-3 56,6 156,5 185 0,17 0,409 2,74.10-6 9,622 23,15 0,77.10-4 3-4 51 4,27 70 0,46 0,44 2,58.10-6 23,46 22,44 0,66.10-4 NĐI-4 51 90,9 95 0,33 0,429 2,65.10-6 16,83 21,88 0,67.10-4 NĐI-5 82,5 34,23 95 0,33 0,429 2,65.10-6 13,61 17,69 1,09.10-4 NĐII-5 45 88,18 95 0,33 0,429 2,65.10-6 7,42 9,65 0,59.10-4 NĐII-6 51 73,9 70 0,46 0,44 2,58.10-6 11,73 11,22 0,65.10-4 NĐII-7 45 78,73 70 0,46 0,44 2,58.10-6 10,35 9,9 0,58.10-4 NĐII-8 64 147,9 150 0,21 0,416 2,74.10-6 13,44 26,62 0,87.10-4 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 4 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 5,15 NĐI-2 3,14 6,29 NĐI-3 5,79 11,56 3-4 10,5 NĐI-3-4 22,06 NĐI-4 5,79 10,42 4-3 8,37 NĐI-4-3 18,79 NĐI-5 2,4 9,18 NĐII-5 3,2 6,46 NĐII-6 3,97 7,95 NĐII-7 3,8 7,6 NĐII-8 6,06 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 8 = 6,06 % < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 22,06% > DUcpsc =20% Vậy phương án 4 không đảm bảo về mặt kỹ thuật. 5. Phương án 5: +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-1: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-1: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.58,3=12,24 W X= 0,416.58,3 = 24,25 W +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 W X= 1/2.0,44.45 = 9,9 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 W X= 9,9.2= 19,8 W Iscdd = 77,42.2 = 154,84 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.56,6 =13,02 W X= 1/2.0,44.56,6 =12,45 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=13,02.2=26,04 W X= 12,45.2= 24,9 W Iscdd = 81,35.2 = 162,7 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-4: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI- 4: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.51=8,415 W X= 1/2.0,429.51 =10,94 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=8,415.2=16,38 W X= 10,94.2=21,88 W Iscdd = 104,97.2 = 209,94 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-NĐII Trong phương án này, hai nhà máy nối liên lạc trực tiếp với nhau: PNĐI-NĐ-II = 75%PF - (P5 + P6 + P7 + P8 + Ptd + DPtt(4pt) ) =150 - (34 + 28 + 28 + 28 + 10,384 + 11,8) = 9,816 (MW) QNĐI-NĐII = PNĐI-NĐII .tgj = 9,816.0,62 = 6,086 (MVAr) SNĐI-NĐII = 9,816 + j6,086= 11,55 (MVA) Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-NĐII: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.120=27,6 W X= 1/2.0,44.120 =26,4 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=27,6.2=55,2 W X= 26,4.2=52,8 W Iscdd = 30,3.2 = 60,6A < 0,8.Icp = 304 A Þ Đảm bảo vận hành. Xét khi sự cố hỏng một tổ máy của NĐII: PNĐI-5 = 91,5%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =183 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 45,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 45,2.0,62 = 28,024 MVAr SNĐI-5 = 45,2 + j28,024= 53,18 MVA R= 1/2.0,46.120=27,6 W X= 1/2.0,44.120 =26,4 W Iscdd = 139,56 A < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.45=7,425 W X= 1/2.0,429.45 =9,56 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=7,425.2=14,85 W X= 9,56.2=19,12 W Iscdd = 97.2 = 194 < 0,8.Icp = 264 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.51=11,73 W X= 1/2.0,44.51 =11,22 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=11,73.2=23,46 W X= 11,22.2=22,44 W Iscdd = 81,3.2 = 162,6 < 0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 W X= 1/2.0,44.45 =9,9 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 W X= 9,9.2=19,8 W Iscdd = 86,6.2 = 173,2 <0,8.Icp = 212 A Þ Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: Được truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.64 = 13,44 W X= 0,416.64 = 26,624 W Kết quả tính toán cho phương án 5 : Đoạn l (km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0 (s/km) R (W) X (W) B/2 (S) NĐI-1 58,3 137,89 150 0,21 0,416 2,74.10-6 15,24 24,25 0,79.10-4 NĐI-2 45 70,38 70 0,46 0,44 2,58.10-6 10,35 9,9 0,58.10-4 NĐI-3 56,6 73,95 70 0,46 0,44 2,58.10-6 13,01 12,45 0,73.10-4 NĐI-4 51 95,43 95 0,33 0,429 2,65.10-6 8,415 10,94 0,67.10-4 NĐI-NĐII 120 27,5 70 0,46 0,44 2,58.10-6 55,2 52,8 1,54.10-4 NĐII-5 45 88,18 95 0,33 0,429 2,65.10-6 7,42 9,65 0,59.10-4 NĐII-6 51 73,9 70 0,46 0,44 2,58.10-6 11,73 11,22 0,65.10-4 NĐII-7 45 78,73 70 0,46 0,44 2,58.10-6 10,35 9,9 0,58.10-4 NĐII-8 64 147,9 150 0,21 0,416 2,74.10-6 13,44 26,62 0,87.10-4 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 5 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 5,15 NĐI-2 3,14 6,29 NĐI-3 4,41 8,82 NĐI-4 4,27 8,4 NĐI-NĐII 3,2 16,42 NĐII-5 3,2 6,46 NĐII-6 3,97 7,95 NĐII-7 3,8 7,6 NĐII-8 6,06 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 8 = 6,06 % < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 16,42% < DUcpsc =20% Vậy phương án 5 đảm bảo về mặt kỹ thuật. Bảng tổng kết tổn thất điện áp của các phương án: Phương án DUbtmax (%) DUscmax (%) 1 6,06 9,18 2 7,9 12,33 3 7,9 22,06 4 6,06 22,06 5 6,06 16,42 Vậy ta giữ lại các phương án 1, 2, 5 để so sánh kinh tế. Chương V SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KINH TẾ Trong thực tế mạng điện, việc quyết định bất kỳ một phương án nào cũng đều dựa trên cơ sở so sánh về mặt kỹ thuật và kinh tế. Điều quan trọng nhất là dựa trên nguyên tắc đảm bảo cung cấp điện và kinh tế để quyết định sơ đồ nối dây của mạng điện. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hàng năm bé nhất. Phí tổn tính toán hàng năm được tính theo biểu thức: Z = (avh + atc ).K + åDA.C Trong đó: avh: là hệ số phí tổn vận hành kể đến khấu hao vận hành và sửa chữa đường dây. Với cột bê tông ta có : avh = 0,04 atc : là hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư phụ atc= 1/Ttc = 1/8 = 0,125 K: là vốn đầu tư của mạng điện(chỉ tính thành phần chính là đường dây) với lộ kép thì giá tiền tăng 1,6 lần so với lộ đơn. K = Ki : giá tiền của 1 km đường dây thứ i li : chiều dài đường dây đó C: là giá tiền 1KWh = 500đ DA : là tổn thất điện năng hàng năm trong mạng điện, DA = åDAi DAi : là tổn thất điện năng trên tuyến thứ i được xác định qua biểu thức: Pi, Qi: là công suất tác dụng và phản kháng truyền tải trên đường dây (MW, MVAr) Udm = 110 KV Ri : Tổng trở tuyến thứ i : thời gian tổn thất công suất tác dụng lớn nhất trong năm phụ thuộc vào Tmax theo biểu thức: Với Tmax = 5000 h ® = 3410 Phương án 1 Thay số vào công thức tính tổn thất điện năng ta được kết quả thể hiện ở bảng sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (W) DPi (MW) DAi (MWh) NI-1 26 12,6 15,74 1,034 3525,9 NI-2 28 9,2 10,35 0,740 2533,0 NI-3 28 13,6 13,02 1,040 3554,0 NI-4 34 21,1 8,42 1,110 3797,2 NI-5 12 7,56 13,61 0,230 790,3 NII-5 34,7 14,5 7,43 0,867 2959,5 NII-6 28 13,6 11,73 0,939 3203,1 NII-7 28 17,4 10,35 0,929 3169,8 NII-8 28 13,6 13,44 1,076 3670,0 Tổng cộng 7,962 27202,8 Thay số vào biểu thức tính tính vốn đầu tư có bảng kết quả sau: Đoạn a Loại dây L(km) Đơn giá(106đ/km) K (106đ) NI-1 1 AC-150 58,3 336 19588,8 NI-2 1,6 AC-70 45 168 12096,0 NI-3 1,6 AC-70 56,6 168 15214,1 NI-4 1,6 AC-95 51 224 18278,4 NI-5 1,6 AC-95 82,5 224 29568,0 NII-5 1,6 AC-95 45 224 16128,0 NII-6 1,6 AC-70 51 168 13708,8 NII-7 1,6 AC-70 47 168 12633,6 NII-8 1 AC-150 64 336 34406,4 Tổng cộng 171622,1 Phí tổn tính toán: Z =(avh + atc ).K + åDA.C = (0,04 + 0,125).171622,1.106 + 27202,8.500.103 Z = 41919,047.106 đ Phương án 2 Thay số vào công thức tính tổn thất điện năng ta được kết quả thể hiện ở bảng sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (W) DPi (MW) DAi (MWh) 2-1 26 12,6 8,532 0,588 2007,2 NI-2 54 26,2 6,075 1,808 6167,5 NI-3 28 13,6 13,02 1,040 3554,0 NI-4 34 21,1 8,42 1,110 3797,2 NI-5 12 7,56 13,61 0,230 790,3 NII-5 34,7 14,5 7,43 0,867 2959,5 NII-6 28 13,6 11,73 0,939 3203,1 NII-7 56 31 4,725 1,599 5455,5 7-8 28 13,6 6,3 0,504 1720,3 Tổng cộng 8,685 29654,6 Thay số vào biểu thức tính tính vốn đầu tư có bảng kết quả sau: Đoạn a Loại dây L(km) Đơn giá(106đ/km) K (106đ) 2-1 1 AC-120 31,6 280 8848,0 NI-2 1,6 AC-120 45 280 20160,0 NI-3 1,6 AC-70 56,6 168 15214,1 NI-4 1,6 AC-95 51 224 18278,4 NI-5 1,6 AC-95 82,5 224 29568,0 NII-5 1,6 AC-95 45 224 16128,0 NII-6 1,6 AC-70 51 168 13708,8 NII-7 1,6 AC-150 47 336 25267,2 7-8 1 AC-150 30 336 10080,0 Tổng cộng 157252,5 Phí tổn tính toán: Z = (avh + atc ).K + åDA.C = (0,04 + 0,125).157252,5.106 + 29654,6.500.103 Z = 40773,962.106 đ Phương án 3 Thay số vào công thức tính tổn thất điện năng ta được kết quả thể hiện ở bảng sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (W) DPi (MW) DAi (MWh) NI-1 26 12,6 15,24 1,051 3585,2 NI-2 28 9,2 10,35 0,743 2533,6 NI-3 28 13,6 13,01 1,041 3552,6 NI-4 34 21,1 8,415 1,113 3797,27 NĐI-NĐII 9,816 6,086 27,6 0,304 1037,56 NII-5 34 14,5 7,42 0,837 2856,9 NII-6 28 13,6 11,73 0,939 3203,1 NII-7 28 17,4 10,35 0,929 3169,88 NII-8 28 13,6 13,44 1,076 3670 Tổng cộng 8,037 27406,4 Thay số vào biểu thức tính tính vốn đầu tư có bảng kết quả sau: Đoạn a Loại dây L(km) Đơn giá(106đ/km) K (106đ) NI-1 1 AC-150 58,3 336 19588,8 NI-2 1,6 AC-70 45 168 12096 NI-3 1,6 AC-70 56,6 168 15214,08 NI-4 1,6 AC-95 51 224 18278,4 NI-NII 1,6 AC-70 120 168 32256 NII-5 1,6 AC-95 45 224 16128 NII-6 1,6 AC-70 51 168 13708,8 NII-7 1,6 AC-70 45 168 12096 7-8 1 AC-150 64 336 21504 Tổng cộng 160870,08 Phí tổn tính toán: Z = (avh + atc ).K + åDA.C = (0,04 + 0,125).160870,08.106 + 27406,4.500.103 Z = 40246,763.106 đ Từ các số liệu tính toán ta có bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của 4 phương án 1; 2; 3; 4 như sau: Phương án1 phương án 2 phương án 5 Tổn thất điện áp lớn nhất DUbt max% DUsc max% 6,06 7,9 6,06 9,18 12,33 16,42 Tổn thất điện năng(MWh) 27202,8 29654,6 27406,4 Tổng vốn đầu tư (106đ) 171622,1 157252,5 160870,08 Phí tổn vận hành hàng năm(106đ) 41919,047 40773,962 40246,763 Qua bảng tổng hợp số liệu các phương án, ta thấy cả 3 phương án có tổng vốn đầu tư và phí tổn vận hành hàng năm lệch nhau không nhiều, nên có thể coi các phương án đó tương đương về mặt kinh tế. Do vậy ta chọn phương án 1 là phương án tối ưu, vì về mặt kỹ thuật phương án này có tổn thất điện áp và tổn thất điện năng nhỏ nhất. Chương VI CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH I. Yêu cầu chung: Máy biến là một thiết bị rất quan trọng và nó chiếm một phần không nhỏ về vốn đầu tư trong hệ thống điện. Việc lựa chọn máy biến áp cần dựa vào các nguyên tắc sau: Căn cứ vào phương thức vận hành, và yêu cầu điều chỉnh điện áp của phụ tải, để chọn máy biến áp thường hay máy biến áp điều chỉnh dưới tải. Căn cứ vào tính chất hộ tiêu thụ là hộ loại I, loại II hay loại III để chọn số lượng máy biến áp cho phù hợp. Mạng điện yêu cầu thiết kế gồm có 6 phụ tải thuộc loại I và có 2 phụ tải loại III: Với phụ tải loại I yêu cầu cung cấp điện liên tục, chất lượng điện năng đảm bảo nên ở các trạm biến áp của các phụ tải ta sử dụng hai MBA vận hành song song để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Với phụ tải loại III ta chỉ cần sử dụng một MBA cho một trạm. Dựa vào công suất và điện áp của phụ tải, các máy biến áp chọn phải đảm bảo cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường ( tương ứng với lúc phụ tải cực đại). Khi một MBA bất kỳ nghỉ (do sự cố hay sửa chữa) thì MBA còn lại với khả năng quá tải sự cố cho phép có thể cung cấp điện cho toàn bộ phụ tải lúc cực đại. Với phụ tải loại III ta chỉ cần sử dụng một MBA làm việc. Với nhà máy nhiệt điện phát công suất hầu hết lên điện áp cao, phụ tải cấp điện áp máy phát nhỏ do đó ta nối một MBA với một máy phát. Ta sử dụng MBA ba pha hai cuộn dây để giảm chi phí lắp đặt, chuyên chở, vận hành... Tất cả các MBA được chọn đều được hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường đặt MBA. Tại Việt nam nhiệt độ trung bình của môi trường đặt máy là 240C, nhiệt độ môi trường lớn nhất là 420C. Theo kinh nghiệm vận hành ta thấy MBA thường quá tải về mùa hè và non tải về mùa đông. II. Máy biến áp tại các trạm giảm áp: Theo yêu cầu thiết kế với các phụ tải là loại I ta đặt hai MBA. Trong đó công suất mỗi máy phải đảm bảo đủ cung cấp điện cho phụ tải lúc MBA kia bị sự cố . Máy biến áp của Liên xô có hệ số quá tải là 1,4 lần trong thời gian 5 ngày đêm và mỗi ngày không quá 6 giờ quá tải. Vậy công suất của 1 MBA đặt ở trạm giảm áp khi có hai máy làm việc song song là: Với các hộ phụ tải loại III ta chỉ cần đặt một máy biến áp: Trong đó: SđmBA: công suất định mức của máy biến áp SPTmax: công suất lớn nhất của phụ tải n: số máy biến áp vận hành kqt: Hệ số quá tải khi sự cố(kqt=1,4) khc: Hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ (khc = 1 - = 0,81) Vậy với các phụ tải ta có : - Phụ tải 1: Chọn MBA cho trạm 1 là một MBA loại: 40000/110 có Sđm = 40 MVA - Phụ tải 2: Chọn MBA cho trạm 2 là hai MBA loại: 32000/110 có Sđm = 32 MVA - Phụ tải 3: Chọn MBA cho trạm 3 là hai MBA loại: 32000/110 có Sđm = 32 MVA - Phụ tải 4: Chọn MBA cho trạm 4 là hai MBA loại: 40000/110 có Sđm = 40 MVA - Phụ tải 5: Chọn MBA cho trạm 4 là hai MBA loại: 40000/110 có Sđm = 40 MVA - Phụ tải 6: Chọn MBA cho trạm 6 là hai MBA loại: 32000/110 có Sđm = 32 MVA - Phụ tải 7: Chọn MBA cho trạm 7 là hai MBA loại: 32000/110 có Sđm = 32 MVA - Phụ tải 8: Chọn MBA cho trạm 8 là một MBA loại: 40000/110 có Sđm = 40 MVA - Phụ tải tự dùng: Lấy từ đầu cực của máy phát điện. III. Máy biến áp của trạm tăng áp: 1-Nhà máy nhiệt điện I: Nhà máy nhiệt điện I có công suất 4x50 MW do đó ta chọn sơ đồ nối 1 bộ máy phát với một máy biến áp tăng áp . Công suất một MBA được chọn theo biểu thức: PF = 50 MW , cosj = 0,85 ® SF = 58,82 MVA Vậy ta chọn MBA cho máy phát điện là loại 63000/110 2-Nhà máy nhiệt điện II: Nhà máy nhiệt điện II có công suất 2x100 MW do đó ta chọn sơ đồ nối 1 bộ máy phát với một máy biến áp tăng áp . Công suất một MBA được chọn theo biểu thức: PF = 100 MW , cosj = 0,85 ® SF = 117,65 MVA Vậy ta chọn MBA cho máy phát điện là loại 125000/110 Bảng kết quả các MBA đã chọn Nhà máyII Nhà máyI 1,4,5,8 2,3,6, 7 Trạm 125000/110 63000/110 40000/110 32000/110 Kiểu máy 121 121 115 115 Cao Udd (KV) Số liệu kỹ thuật 10,5 10,5 22 22 Hạ 10,5 10,5 10,5 10,5 Un (%) 520 260 175 145 DPN (KW) 120 59 42 35 DP0 (KW) 0,55 0,65 0,7 0,75 I0 (%) 0,33 0,87 1,44 1,87 R (W) Số liệu tính toán 11,1 22 34,8 43,5 X (W) 678 410 280 240 DQ0 (KVAr) IV. Sơ đồ nối dây trạm biến áp của các nhà máy nhiệt điện: 1. Nhà máy nhiệt điện I: Thanh góp của nhà máy nhiệt điện phải đảm bảo cung cấp điện liên tục và linh hoạt trong vận hành và sửa chữa. Số mạch vào và ra trong trạm lớn , công suất truyền tải qua trạm lớn và xét đến khả năng phát triển của phụ tải trong tương lai, vì vậy với trạm NĐI ta dùng hệ thống hai thanh góp. Số lộ vào ra trong trạm NĐI: - Một lộ đến phụ tải 1 - Hai lộ đến phụ tải 2 - Hai lộ đến phụ tải 3 - Hai lộ đến phụ tải 4 - Bốn lộ từ nhà máy đến thanh góp cung cấp điện. 2.Nhà máy nhiệt điện II: Tương tự nhà máy nhiệt điện I, số mạch vào và ra trong trạm lớn, công suất truyền tải trong trạm lớn và xét đến khả năng phát triển của phụ tải nên trạm NĐII ta cũng dùng hệ thống hai thanh góp. Số lộ vào ra trong trạm NĐII: - Một lộ đến phụ tải 8 - Hai lộ đến phụ tải 7 - Hai lộ đến phụ tải 6 - Hai lộ đến phụ tải 5 - Hai lộ từ nhà máy đến thanh góp cung cấp điện. V. Sơ đồ nối dây các trạm phân phối và truyền tải: Cơ sở chọn sơ đồ thanh góp trong các trạm phân phối và truyền tải: - Căn cứ vào nhu cầu cung cấp điện của phụ tải. - Căn cứ vào phương án nối dây của các trạm trong mạng điện. - Căn cứ vào số lộ ra và vào trạm, số lượng MBA trong trạm. Ta chọn sơ đồ nối dây trong trạm phải đảm bảo tính cung cấp điện liên tục, phải linh hoạt trong tổ chức vận hành và sửa chữa trạm, bố trí đơn giản tốn ít thiết bị đảm bảo an toàn và kinh tế. 1. Các trạm cuối: Đối với các phụ tải loại I ta sửa dụng sơ đồ cầu có máy cắt. Có 2 loại sơ đồ cầu là sơ đồ cầu trong và sơ đồ cầu ngoài. Việc chọn sơ đồ cầu trong hay sơ đồ cầu ngoài phụ thuộc vào khoảng cách truyền tải và sự thay đổi của công suất phụ tải so với công suất giới hạn: Khoảng cách truyền tải l > 70km, chọn sơ đồ cầu trong; l < 70km chọn sơ đồ cầu ngoài. Công suất giới hạn: Sgh = SđmB Nếu Spt min < Sgh để vận hành kinh tế ta dùng sơ đồ cầu ngoài Nếu Spt min > Sgh để vận hành kinh tế ta dùng sơ đồ cầu trong Bảng số liệu về khoảng cách và tính công suất giới hạn: Phụ tải l (km) SđmB (MVA) DP0 (MW) DPN (MW) Spt min (MVA) Sgh (MVA) 2 45 32 35 145 14,7 22,234 3 56,6 32 35 145 15,6 22,234 4 51 40 42 175 20 27,713 6 51 32 35 145 15,6 22,234 7 45 32 35 145 16,5 22,234 Các trạm cuối đều có Spt min < Sgh và khoảng cách truyền tải l < 70km nên ta chọn sơ đồ các trạm này là sơ đồ cầu ngoài: Đối với các phụ tải loại III (phụ tải 1và 8) ta sửa dụng sơ đồ máy cắt và dao cách ly. 2. Trạm trung gian : (phụ tải 5) Đây là trạm rất quan trọng vì ngoài nhiệm vụ cung cấp cho phụ tải địa phương , nó còn làm nhiệm vụ liên lạc giữa hai nhà máy. Ta chọn sơ đồ nối dây của trạm là sơ đồ hai thanh góp . Chương VII TÍNH TOÁN CÁC CHẾ ĐỘ CỦA LƯỚI ĐIỆN I. Chế độ phụ tải cực đại: 1. Phân bố công suất trên đoạn NĐI-1: Sơ đồ thay thế: Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt1= 26 + j12,6 MVA Zd1= 12,24 + j 24,25 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 1 là: Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 1 là: S'1= DSB1 + S1 = (0,133 + j 2,47) + (26 + j12,6) = 26,133 + j15,07 MVA Công suất tại cuối đường dây 1 là: S''I = S'1 - jDQC2 = 26,133 + j15,07 - j 0,96 = 26,133 + j14,11 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 1 là: = 0,89 + j1,77 MVA Công suất tại đầu đường dây 1 là: S'I = DSd + S''I = (0,89 + j1,77) + (26,133 + j14,11) = 27,025 + j15,88 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SI = S'I - jDQC1 = 27,025 + j15,88 - j 0,96 = 27,025 + j14,92 MVA 2. Phân bố công suất trên đoạn NĐ1-2: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 2: S2= 28 + j 9,2 Zd2= 10,35 + j 9,9 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 2 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 2 là: S'2= DSB2 + S2 = (0,131 + j1,907) + (28 + j9,2) = 28,131 + j11,107 MVA Công suất tại cuối đường dây 2 là: S''II = S'2 - jDQC2 = 28,131 + j11,107 - j1,4 = 28,131 + j 9,707 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 2 là: = 0,757 + j 0,724 MVA Công suất tại đầu đường dây 2 là: S'II = DSd + S''II = (0,757 + j 0,724) + (28,131 + j9,707) = 28,888 + j10,43 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SII = S'II - jDQC1 = 28,888 + j10,43 - j 1,4 = 28,888 + j9,03 MVA 3. Phân bố công suất trên đoạn NĐI -3: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 3: S3= 28 + j13,6 MVA Zd3= 13,01 + j 12,45 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 3 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 3 là: S'3= DSB3 + S3 = (0,138 + j2,056) + (28 + j13,6) = 28,138 + j15,656 MVA Công suất tại cuối đường dây 3 là: S''III = S'3 - jDQC2 = 28,138+ j15,656 - j1,77 = 28,138 + j13,886 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 3 là: = 1,058 + j 1,013 MVA Công suất tại đầu đường dây 3 là: S'III = DSd + S''III = (1,058 + j 1,013) + (28,138 + j13,886) = 29,196 + j14,9 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SIII = S'III - jDQC1 = 29,196 + j14,9 - j1,77= 29,196 + j13,13MVA SIII = 29,196 + j13,13 MVA 4. Phân bố công suất trên đoạn NĐI -4: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 4: S4= 34 + j 21,1 MVA Zd4= 8,415 + j 10,94 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 4 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 4 là: S'4= DSB4 + S4 = (0,927 + j2,66) + (34 + j21,1) = 34,927 + j23,76 MVA Công suất tại cuối đường dây 4 là: S''IV = S'4 - jDQC2 = 34,927+ j23,76 - j 1,62 = 34,927 + j22,14 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 4 là: =1,19 + j1,546 MVA Công suất tại đầu đường dây 4 là: S'IV = DSd + S''IV = (1,19 + j1,546) + (34,927 + j22,14) = 36,12 + j23,686 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐI là: SIV = S'IV - jDQC1 = 36,12 + j23,686 - j 1,62 = 36,12 + j22,066 MVA SIV = 36,12 + j22,066 MVA 5. Phân bố công suất trên đoạn NĐII -6: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 6: S6= 28 + j13,6 MVA Zd6= 11,73 + j 11,22 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 6 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 6 là: S'6= DSB6 + S6 = (0,138 + j1,576) + (28 + j13,6) = 28,138 + j15,176 MVA Công suất tại cuối đường dây 6 là: S''VI = S'6 - jDQC2 = 28,138+ j15,176 - j1,62 = 28,138 + j13,556 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 6 là: = 0,946 + j0,905 MVA Công suất tại đầu đường dây 6 là: S'VI = DSd + S''VI = (0,946 + j0,905) + (28,138 + j13,556) = 29,084 + j14,46 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SVI = S'VI - jDQC1 = 29,084 + j14,46- j1,62 SVI = 29,084 + j12,84 MVA 6. Phân bố công suất trên đoạn NĐII -7: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 7: S7= 28 + j17,4 MVA Zd6= 10,35 + j 9,9 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 7 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 7 là: S'7= DSB7 + S7 = (0,147 + j1,786) + (28 + j17,4) = 28,147 + j19,186 MVA Công suất tại cuối đường dây 7 là: S''VII = S'7 - jDQC2 = 28,147+ j19,186 - j1,404 = 28,147 + j17,782 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 7 là: = 0,948 + j 0,907 MVA Công suất tại đầu đường dây 7 là: S'VII = DSd + S''VII = (0,948 + j0,907) + (28,147 + j17,782) = 29,095 + j18,689 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SVII = S'VII - jDQC1 = 29,095 + j18,689 - j1,404 SVII = 29,095 + j17,285 MVA 7. Phân bố công suất trên đoạn NĐII-8: Sơ đồ thay thế: Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt8= 28 + j13,6 MVA Zd1= 13,44 + j 26,62 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 8 là: Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 8 là: S'8= DSB8 + S8 = (0,147 + j 2,8) + (28 + j13,6) = 28,147 + j16,4 MVA Công suất tại cuối đường dây 8 là: S''VIII = S'8 - jDQC2 = 28,147 + j16,4 - j 1,05 = 28,147 + j15,35 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 8 là: = 1,142 + j2,262 MVA Công suất tại đầu đường dây 8 là: S'VIII = DSd + S''VIII = (1,142 + j2,262) + (28,147 + j15,35) = 29,289 + j17,621 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SVIII = S'VIII - jDQC1 = 29,289 + j17,621 - j 1,05 = 29,289 + j16,562 MVA 8. Phân bố công suất trên đoạn NĐI -5- NĐII: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 5: S5= 34 + j14,5 MVA ZdI5= 13,61 + j 17,69 W ZdII5= 7,42 + j 9,65 W Trong chương II ta đã sơ bộ xác định chế độ vận hành cho hai nhà máy,trong chế độ max cho nhà máy II phát 75% công suất đặt. Ta có: Công suất phát của nhà máyII là: SFII = 150 + j 92,96 MVA; với cosj = 0,85 Công suất tự dùng của nhà máyII là: StdII = 12 + j 10,58 MVA; với cosj = 0,75 Công suất đưa vào cuộn hạ mba tăng áp của NĐII là: ShạII = SFII - StdII = 150 + j92,96 - (12 + j10,58) = 138 + j82,38 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐII là: Công suất đưa lên thanh cái cao áp của NĐII là: SCII = Shạ II - DSBII = 138 + j82,83 - (0,67 + j 12,02) = 137,33 + j70,36 MVA Công suất đưa vào nhánh liên lạc II-5 là: SII5 = SCII - (SVI + SVII + SVIII) = 137,33 + j70,36 - (29,084 + j12,84 + 29,095 + j17,285 + 29,289 + j16,562) = 49,862 + j23,673 MVA Công suất đầu đường dây II-5 là: S'II5 = SII5 + j= 49,862 + j23,673 + j1,42 = 49,862 + j25,093 MVA Tổn thất công suất trên đường dây II-5 là: = 1,91 + j2,48 MVA Công suất tại cuối đường dây II-5 là: S''II5 = S'II5 - = 49,86 + j25,09 - (1,91 + j2,48) = 47,95 +j22,61 MVA Công suất từ đường dây II-5 cấp đến thanh cái cao áp phụ tải 5 là: SptII5 = S''II5 + jDQc3 = 47,95 +j22,61 + j1,42 = 47,95 +j24,03 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp 5 là: Công suất tại thanh cái cao áp trạm biến áp 5 là: S'B5 = Spt5 + = 34 + j14,5 + = 34,159 +j 16,857 MVA Công suất từ NM II truyền sang NM I qua thanh cái cao áp phụ tải 5 là: SptI5 = SptII5 - S'B5 = 47,95 +j24,03 - (34,159 +j 16,857) = 13,79 + j7,17 MVA Công suất tại cuối đường dây I-5 là: S''I5 = SptI5 + j = 13,79 + j7,17 + j 2,64 = 13,79 + j9,81 MVA Tổn thất công suất trên đường dây I-5 là: = 0,32 + j 0,42 MVA Công suất tại đầu đường dây I-5 là: S'I5 = S''I5 - = 13,79 + j9,81 - (0,32 + j 0,42) = 13,47 + j9,39 MVA Công suất tại thanh cái cao áp NĐI là: SI5 = S'I5 +j = 13,47 + j9,39 + j2,64 = 13,47 + j12,03 MVA Tổng công suất tại thanh cái cao áp NĐI là: SC-I = SI5 + SI + SII + SIII + SIV = 13,47 + j12,03 + 27,025 + j14,92 + 28,888 + j9,03 + 29,196 + j13,13 +36,12 + j22,066 = 134,73 +j 68,41 SC-I = 134,7 +j 71,176 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐI là: = 0,62 + j11,31 MVA Công suất tại thanh cái hạ áp NĐI là: SH-I = SC-I + = 134,7 +j 71,176 + 0,62 + j11,31 = =135,32 + j 82,49 MVA Công suất tự dùng của NĐI là: PtdI = 8%. 135,32 = 10,83 MW QtdI = PtdI.tgjtd = 10,83.0,882 = 9,55 MVAr Std-I = 10,83 + j 9,55 MVA Công suất đầu cực máy phát của NĐI là: SNĐ-I = SH-I + Std-I = 135,32 + j 82,49 + 10,83 + j 9,55 = 146,15 + j92,04 MVA Kết luận: Như vậy nhà máy I phải phát 146,15 MW (chiếm 73,07% công suất đặt NĐI), với CosjF = 0,85. II. Chế độ phụ tải cực tiểu: Trong chế độ phụ tải min công suất bằng 0,5.Pmax. Để vận hành kinh tế các trạm biến áp ta cần cắt bớt một máy biến áp làm việc song song, việc cắt giảm này được thực hiện khi: Spt-i < Sgh = SđmB. Trong đó: là tổn thất công suất lúc không tải là tổn thất công suất lúc ngắn mạch n là số máy biến áp lam việc song song Thay số và tính toán ta xác định được chế độ vận hành của máy biến áp ở bảng kết quả sau: TBA Spti(MVA) SđmB(MVA) n (KW) (KW) Sgh(MVA) Số mba vận hành 2 14,75 32 2 35 145 22,234 1 3 15,5 32 2 35 145 22,234 1 4 20 40 2 42 175 19,2 2 5 18,5 40 2 42 175 19,2 1 6 15,5 32 2 35 145 22,234 1 7 16,5 32 2 35 145 22,234 1 Trong chế độ min các nhà máy sơ bộ vận hành như sau: Tại nhà máy I vận hành 2 tổ máy phát và biến áp. Tại nhà máy II vận hành 1 tổ máy phát và biến áp. 1. Phân bố công suất trên đoạn NĐI-1: Sơ đồ thay thế: Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt1= 13 + j6,3 MVA Zd1= 12,24 + j 24,25 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 1 là: Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 1 là: S'1= DSB1 + S1 = (0,065 + j 0,824) + (13 + j 6,3) = 13,065 + j 7,124 MVA Công suất tại cuối đường dây 1 là: S''I = S'1 - jDQC2 = 13,065 + j 7,124 - j 0,96 = 13,065 + j6,164 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 1 là: = 0,21 + j 0,418 MVA Công suất tại đầu đường dây 1 là: S'I = DSd + S''I = (0,21 + j 0,418) + (13,065 + j6,164) = 13,275 + j6,582 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SI = S'I - jDQC1 = 13,275 + j6,582 - j 0,96 = 13,275 + j5,62 MVA 2. Phân bố công suất trên đoạn NĐ1-2: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 2: S2= 14 + j 4,6 Zd2= 10,35 + j 9,9 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 2 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 2 là: S'2= DSB2 + S2 = (0,066 + j0,954) + (14 + j4,6) = 14,066 + j5,554 MVA Công suất tại cuối đường dây 2 là: S''II = S'2 - jDQC2 = 14,066 + j5,554 - j1,4 = 14,066 + j4,154 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 2 là: = 0,184 + j 0,176 MVA Công suất tại đầu đường dây 2 là: S'II = DSd + S''II = (0,184 + j 0,176) + (14,066 + j4,154) = 14,25 + j4,33 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SII = S'II - jDQC1 = 14,25 + j4,33 - j 1,4 = 14,25 + j2,93 MVA 3. Phân bố công suất trên đoạn NĐI -3: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 3: S3= 14 + j6,8 MVA Zd3= 13,01 + j 12,45 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 3 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 3 là: S'3= DSB3 + S3 = (0,069 + j1,038) + (14 + j6,8) = 14,069 + j7,838 MVA Công suất tại cuối đường dây 3 là: S''III = S'3 - jDQC2 = 14,069 + j7,838 - j1,77 = 14,069 + j6,068 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 3 là: = 0,252 + j 0,24 MVA Công suất tại đầu đường dây 3 là: S'III = DSd + S''III = (0,252 + j 0,24) + (14,069 + j6,068) = 14,32 + j6,31 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SIII = S'III - jDQC1 = 14,32 + j6,31 - j1,77= 14,32 + j4,54 MVA SIII = 14,32 + j4,54 MVA 4. Phân bố công suất trên đoạn NĐI -4: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 4: S4= 17 + j 10,55 MVA Zd4= 8,415 + j 10,94 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 4 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 4 là: S'4= DSB4 + S4 = (0,862 + j1,085) + (17 + j 10,55) = 17,862 + j11,635MVA Công suất tại cuối đường dây 4 là: S''IV = S'4 - jDQC2 = 17,862 + j11,635 - j 1,62 = 17,862 + j10,015 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 4 là: = 0,29 + j0,38 MVA Công suất tại đầu đường dây 4 là: S'IV = DSd + S''IV = (0,29 + j0,38) + (17,862 + j10,015) = 18,252 + j10,39 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐI là: SIV = S'IV - jDQC1 =18,252 + j10,39 - j 1,62 = 18,25 + j8,77 MVA SIV = 18,25 + j8,77 MVA 5. Phân bố công suất trên đoạn NĐII -6: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 6: S6= 14 + j6,8 MVA Zd6= 11,73 + j 11,22 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 6 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 6 là: S'6= DSB6 + S6 = (0,069 + j1,038) + (14 + j6,8) = 14,069 + j7,838 MVA Công suất tại cuối đường dây 6 là: S''VI = S'6 - jDQC2 = 14,069 + j7,838 - j1,62 = 14,069 + j6,218 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 6 là: = 0,23 + j0,22 MVA Công suất tại đầu đường dây 6 là: S'VI = DSd + S''VI = (0,23 + j0,22) + (14,069 + j6,218) = 14,3 + j6,44 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SVI = S'VI - jDQC1 = 14,3 + j6,44 - j1,62 SVI = 14,3 + j4,82 MVA 6. Phân bố công suất trên đoạn NĐII -7: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 7: S7= 14 + j8,7 MVA Zd6= 10,35 + j 9,9 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 7 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 7 là: S'7= DSB7 + S7 = (0,074 + j1,133) + (14 + j8,7) = 14,074 + j9,833 MVA Công suất tại cuối đường dây 7 là: S''VII = S'7 - jDQC2 = 14,074 + j9,833 - j1,404 = 14,074 + j8,429 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 7 là: = 0,23 + j 0,22 MVA Công suất tại đầu đường dây 7 là: S'VII = DSd + S''VII = (0,23 + j 0,22) + (14,074 + j8,429) = 14,304 + j8,65 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SVII = S'VII - jDQC1 = 14,304 + j8,65 - j1,404 SVII = 14,304 + j7,246 MVA 7. Phân bố công suất trên đoạn NĐII-8: Sơ đồ thay thế: Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt8= 14 + j6,8 MVA Zd1= 13,44 + j 26,62 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 8 là: Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 8 là: S'8= DSB8 + S8 = (0,069 + j 0,919) + (14 + j6,8) = 14,069 + j7,719 MVA Công suất tại cuối đường dây 8 là: S''VIII = S'8 - jDQC2 = 14,069 + j7,719 - j 1,05 = 14,069 + j6,669 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 8 là: = 0,269 + j0,533 MVA Công suất tại đầu đường dây 8 là: S'VIII = DSd + S''VIII = (0,269 + j0,533) + (14,069 + j6,669) = 14,338 + j7,202 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SVIII = S'VIII - jDQC1 = 14,338 + j7,202 - j 1,05 = 14,338 + j6,152 MVA 7. Phân bố công suất trên đoạn NĐI -5- NĐII: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 5: S5= 17 + j7,25 MVA ZdI5= 13,61 + j 17,69 W ZdII5= 7,42 + j 9,65 W Trong chương II ta đã sơ bộ xác định chế độ vận hành cho hai nhà máy, trong chế độ min cho nhà máy II phát 75% công suất đặt của một tổ máy. Ta có: Công suất phát của nhà máyII là: SFII = 75 + j 46,48 MVA; với cosj = 0,85 Công suất tự dùng của nhà máyII là: StdII = 6 + j 5,29 MVA; với cosj = 0,75 Công suất đưa vào cuộn hạ mba tăng áp của NĐII là: ShạII = SFII - StdII = 75 + j 46,48 - (6 + j 5,29) = 69 + j 41,19 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐII là: Công suất đưa lên thanh cái cao áp của NĐII là: SCII = Shạ II- DSBII = 69 + j41,19 - (0,335 + j6,102) = 68,665 + j35,088 MVA Công suất đưa vào nhánh liên lạc II-5 là: SII5 = SCII - (SVI + SVII + SVIII) = 68,665 + j35,088 - (14,3 + j4,82 + 14,304 + j7,246 + 14,338 + j6,152) = 25,723 + j16,87 MVA Công suất đầu đường dây II-5 là: S'II5 = SII5 + j= 25,723 + j16,87 + j1,42 = 25,723 + j18,29 MVA Tổn thất công suất trên đường dây II-5 là: = 0,61 + j0,794 MVA Công suất tại cuối đường dây II-5 là: S''II5 = S'II5 - = 25,72 + j18,29- (0,61 + j0,794) = 25,11 + j17,49 MVA Công suất từ đường dây II-5 cấp đến thanh cái cao áp phụ tải 5 là: SptII5 = S''II5 + j = 25,11 + j17,49 + j1,42 = 25,11 + j18,91 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp 5 là: Công suất tại thanh cái cao áp trạm biến áp 5 là: S'B5 = Spt5 + = 17 + j7,25 + 0,079 + j1,178 = 17,079 + j8,428 MVA Công suất truyền từ nhà máy II sang nhà máy I là: SptI5 = SptII5 - S'B5 = 25,11 + j18,91 - (17,079 + j8,428) = 8,03 + j10,48 MVA Công suất tại cuối đường dây I-5 là: S''I5 = SptI5 + j = 8,03 + j10,48 + j 2,64 = 8,03 + j13,12 MVA Tổn thất công suất trên đường dây I-5 là: = 0,266 + j 0,346 MVA Công suất tại đầu đường dây I-5 là: S'I5 = S''I5 - = 8,03 + j13,12 - (0,266 + j 0,346) = 7,764 + j12,774 MVA Công suất tại thanh cái cao áp NĐI là: SI5 = S'I5 + j = 7,764 + j12,774 + j2,64 = 7,76 + j15,41 MVA Tổng công suất tại thanh cái cao áp NĐI là: SC-I = SI5 + SI + SII + SIII + SIV = 7,76 + j15,41 +13,275 + j5,62 + 14,25 + j2,93 + 14,32 + j4,54 + 18,25 + j8,77 = 67,86 +j 37,27 SC-I = 67,86 +j 37,27 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐI là: = 3,14 + j5,82 Công suất tại thanh cái hạ áp NĐI là: SH-I = SC-I + = 67,86 +j 37,27 + 3,14 + j5,82 = = 71 +j 43,1 MVA Công suất tự dùng của NĐI là: PtdI = 8%.71 = 5,68 MW QtdI = PtdI.tgjtd =5,68 .0,882 = 5,01 MVAr Std-I = 5,68 + j 5,01 MVA Công suất đầu cực máy phát của NĐI là: SNĐ-I = SH-I + Std-I = 71 +j 43,1 + 5,68 + j 5,01 = 76,68 + j48,11 MVA Kết luận: Như vậy nhà máy I phải phát 76,68 MW (chiếm 76,68% công suất đặt của 2 tổ máy NĐI), với CosjF = 0,85. III. Chế độ phụ tải sự cố : Trong hệ thống điện có rất nhiều sự cố có thể xảy ra, ta không thể tính toán hết được. Do vậy ta chỉ xét trường hợp sự cố được coi là điển hình sau: Hỏng một tổ máy phát lớn nhất. Đứt 1 dây lộ kép. Với giả thiết sự cố sảy ra trong chế độ phụ tải max và các sự cố không xếp chồng. Sự cố một tổ máy phát lớn nhất. Khi đó nhà máy II phát 100% công suất của nhà máy còn lại Công suất phát của nhà máy II lúc đó là: SFII = 100 + j61,9 ; với CosjF = 0,85 Công suất tự dùng của nhà máy II là: StdII = 8 + j7,056 MVA ; với Cosjtd = 0,75 Sơ đồ thay thế: Công suất đưa vào cuộn hạ mba tăng áp của NĐII là: ShạII = SFII - StdII = 100 + j61,9 - (8 + j7,056) = 92 + j54,84 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐII là: Công suất đưa lên thanh cái cao áp của NĐII là: SCII = Shạ II- DSBII = 92 + j54,84 - (0,5 + j10,31) = 91,5 + j44,53 MVA Công suất đưa vào nhánh liên lạc II-5 là: SII5 = SCII - (SVI + SVII + SVIII) = 91,5 + j44,53 - ( 29,084 + j12,84 + 29,095 + j17,285 + 29,289 + j16,562) = 4,032 - j2,157 MVA Công suất đầu đường dây II-5 là: S'II5 = SII5 + j= 4,032 - j2,157 + j1,42 = 4,032 - j0,737 MVA Tổn thất công suất trên đường dây II-5 là: = 0,01 + j0,014 MVA Công suất tại cuối đường dây II-5 là: S''II5 = S'II5 - = 4,032 - j0,737- (0,01 + j0,014) = 4,042 - j0,75 MVA Công suất từ đường dây II-5 cấp đến thanh cái cao áp phụ tải 5 là: SptII5 = S''II5 + j = 4,042 - j0,75 + j1,42 = 4,042 + j0,67 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp 5 là: Công suất tại thanh cái cao áp trạm biến áp 5 là: S'B5 = Spt5 + = 34 + j14,5 + = 34,159 +j 16,857 MVA Tại thanh cái cao áp phụ tải 5 cần một lượng công suất từ nhà máy I là: SptI5 = S'B5 - SptII5= 34,159 +j 16,857 - (4,042 + j0,67) = 30,117 +j 16,187 MVA Công suất tại cuối đường dây I-5 là: S''I5 = SptI5 - j = 30,117 +j 16,187 - j 2,56 = 30,117 +j 13,627 MVA Tổn thất công suất trên đường dây I-5 là: = 1,71 + j 1,64 MVA Công suất tại đầu đường dây I-5 là: S'I5 = S''I5 + = 30,12 +j 13,63 + (1,71 + j 1,64) = 31,83 +j 15,27 MVA Công suất tại thanh cái cao áp NĐI là: SI5 = S'I5 -j = 31,83 +j 15,27 - j2,56 = 31,83 +j 12,71 MVA Tổng công suất tại thanh cái cao áp NĐI là: SC-I = SI5 + SI + SII + SIII + SIV = 31,83 +j 12,71 + 27,277 + j14,762 + 28,888 + j9,03 + 29,196 + j13,13 + 36,12 + j22,066 = 153,44 + j74,66 SC-I = 153,31 + j71,69 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐI là: = 0,705 + 13,57 MVA Công suất tại thanh cái hạ áp NĐI là: SH-I = SC-I + = 153,31 + j71,69 + 0,705 + 13,57 = = 154,02 + j85,26 MVA Công suất tự dùng của NĐI là: PtdI = 8%. 154,02 = 12,322 MW QtdI = PtdI.tgjtd = 12,322.0,882 = 10,867 MVAr Std-I = 12,322 + j 10,867 MVA Công suất đầu cực máy phát của NĐI là: SNĐ-I = SH-I + Std-I = 154,02 + j85,26 + 12,322 + j 10,867 = 166,342 + j96,127 MVA Kết luận: Như vậy nhà máy I phải phát 166,342 MW (chiếm 83,17% công suất đặt của 4 tổ máy NĐI), với CosjF = 0,86. Vì công suất chuyên tải trên nhánh NĐI-5 tăng lên, do đó ta phải kiểm tra khả năng tải của đường dây này. Dòng điện chạy trên đường dây NĐI-5 khi sảy ra sự cố là: Mà Icp5II = 265 A nên đường dây làm việc bình thường. 2. Sự cố trên đoạn NĐ1-2: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 2: S2= 28 + j 9,2 Zd2= 20,7 + j 19,8 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 2 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 2 là: S'2= DSB2 + S2 = (0,131 + j1,907) + (28 + j9,2) = 28,131 + j11,107 MVA Công suất tại cuối đường dây 2 là: S''II = S'2 - jDQC2 = 28,131 + j11,107 - j0,702 = 28,131 + j 10,405 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 2 là: = 1,539 + j 1,472 MVA Công suất tại đầu đường dây 2 là: S'II = DSd + S''II = (1,539 + j 1,472) + (28,131 + j 10,405) = 29,67 + j 11,877 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SII = S'II - jDQC1 = 29,67 + j 11,877 - j 0,702 = 29,617 + j 11,175 MVA 3. Sự cố trên đoạn NĐI -3: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 3: S3= 28 + j13,6 MVA Zd3= 26,02 + j 24,9 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 3 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 3 là: S'3= DSB3 + S3 = (0,138 + j2,056) + (28 + j13,6) = 28,138 + j15,656 MVA Công suất tại cuối đường dây 3 là: S''III = S'3 - jDQC2 = 28,138+ j15,656 - j0,883 = 28,138 + j14,773 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 3 là: = 2,172 + j 2,078 MVA Công suất tại đầu đường dây 3 là: S'III = DSd + S''III = (2,172 + j 2,078) + (28,138 + j14,773) = 30,31 + j16,85 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SIII = S'III - jDQC1 = 30,31 + j16,85 - j0,883= 30,31 + j15,968 MVA SIII = 30,31 + j15,968 MVA 4. Sự cố trên đoạn NĐI -4: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 4: S4= 34 + j 21,1 MVA Zd4= 16,826 + j 21,88 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 4 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 4 là: S'4= DSB4 + S4 = (0,927 + j2,66) + (34 + j21,1) = 34,927 + j23,76 MVA Công suất tại cuối đường dây 4 là: S''IV = S'4 - jDQC2 = 34,927+ j23,76 - j 0,81 = 34,927 + j22,95 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 4 là: = 2,429 + j3,158 MVA Công suất tại đầu đường dây 4 là: S'IV = DSd + S''IV = (2,429 + j3,158) + (34,927 + j22,95) = 37,356 + 26,108 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐI là: SIV = S'IV - jDQC1 = 37,356 + 26,108 - j 0,81 = 37,356 + j25,298 MVA SIV = 37,356 + j25,298 MVA 5. Sự cố trên đoạn NĐII -6: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 6: S6= 28 + j13,6 MVA Zd6= 23,46 + j 22,44 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 6 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 6 là: S'6= DSB6 + S6 = (0,138 + j1,576) + (28 + j13,6) = 28,138 + j15,176 MVA Công suất tại cuối đường dây 6 là: S''VI = S'6 - jDQC2 = 28,138+ j15,176 - j0,786 = 28,138 + j14,39 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 6 là: = 1,937 + j1,852 MVA Công suất tại đầu đường dây 6 là: S'VI = DSd + S''VI = (1,937 + j1,852) + (28,138 + j14,39) = 30,075 + j16,242 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SVI = S'VI - jDQC1 = 30,075 + j16,242 - j0,786 SVI = 30,075 + j15,456 MVA 6. Sự cố trên đoạn NĐII -7: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 7: S7= 28 + j17,4 MVA Zd6= 20,7 + j 19,8 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 7 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 7 là: S'7= DSB7 + S7 = (0,147 + j1,786) + (28 + j17,4) = 28,147 + j19,186 MVA Công suất tại cuối đường dây 7 là: S''VII = S'7 - jDQC2 = 28,147+ j19,186 - j0,702 = 28,147 + j18,484 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 7 là: = 1,94 + j 1,85 MVA Công suất tại đầu đường dây 7 là: S'VII = DSd + S''VII = (1,94 + j 1,85) + (28,147 + j18,484) = 30,087 + j20,334 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SVII = S'VII - jDQC1 = 30,087 + j20,334 - j0,702 SVII = 30,087 + j19,632 MVA 7. Đoạn NĐI -5- NĐII: (Giả sử đứt một dây trên đoạn II-5) Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 5: S5= 34 + j14,5 MVA ZdI5= 13,61 + j 17,69 W ZdII5= 14,84 + j 19,3 W Công suất đưa vào nhánh liên lạc II-5 là: SII5 = SCII - (SVI + SVII + SVIII) = 137,33 + j70,36 - (29,084 + j12,84 + 29,095 + j17,285 + 29,289 + j16,562) = 49,862 + j23,673 MVA Công suất đầu đường dây II-5 là: S'II5 = SII5 + j= 49,862 + j23,673 + j0,714 = 49,862 + j24,387 MVA Tổn thất công suất trên đường dây II-5 là: = 3,778 + j4,914 MVA Công suất tại cuối đường dây II-5 là: S''II5=S'II5-=49,86 + j24,387- (3,778 + j4,914) = 46,084 +j19,47 MVA Công suất từ đường dây II-5 cấp đến thanh cái cao áp phụ tải 5 là: SptII5 = S''II5 + j = 46,084 +j19,47 + j0,714 = 46,084 + j20,184 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp 5 là: Công suất tại thanh cái cao áp trạm biến áp 5 là: S'B5 = Spt5 + = 34 + j14,5 + = 34,159 +j 16,857 MVA Công suất từ NM II truyền sang NM I qua thanh cái cao áp phụ tải 5 là: SptI5 = SptII5 - S'B5 = 46,084 + j20,184 - (34,159 +j 16,857) = 11,925 + j3,327 MVA Công suất tại cuối đường dây I-5 là: S''I5 = SptI5 + j = 11,925 + j3,327 + j 2,64 = 11,925 + j5,967 MVA Tổn thất công suất trên đường dây I-5 là: = 0,2 + j 0,26 MVA Công suất tại đầu đường dây I-5 là: S'I5 = S''I5 - = 11,925 + j5,967 - (0,2 + j 0,26) = 11,725 + j5,707 MVA Công suất tại thanh cái cao áp NĐI là: SI5 = S'I5 +j = 11,725 + j5,707 + j2,64 = 11,725 + j8,347 MVA Tổng công suất tại thanh cái cao áp NĐI là: SC-I = SI5 + SI + SII + SIII + SIV = 11,725 + j8,347 + 27,025 + j14,92 + 28,888 + j9,03 + 29,196 + j13,13 +36,12 + j22,066 = 132,95 +j 67,49 SC-I = 132,95 +j 67,49 MVA Chương VIII TÍNH TOÁN ĐIỆN ÁP TẠI CÁC ĐIỂM CỦA MẠNG ĐIỆN CHỌN PHƯƠNG THỨC ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP A. TÍNH TOÁN ĐIỆN ÁP TẠI CÁC ĐIỂM NÚT CỦA MẠNG ĐIỆN Để tính toán điện áp tại các điểm nút của mạng điện ta sử dụng các số liệu phân bố công suất đã tính chính xác trong chương VII. Phương pháp chung là lấy điện áp thanh cái nhà máy chủ đạo làm điện áp cơ sở để tính toán. Công thức tính tổn thất điện áp trên đường dây: Trong đó: Pi là công suất tác dụng chạy trên đường dây thứ i Qi là công suất phản kháng chạy trên đường dây thứ i Rdi là điện trở của dây thứ i Xdi là điện kháng của dây thứ i Ui là điện áp tại đầu đường dây thứ i I. Chế độ phụ tải cực đại: Lấy điện áp tại thanh cái cao áp nhà máy II là 121 KV để tính điện áp tại các nút khác. 1. Nhánh NĐII-8. Công suất tại đầu đường dây II-8 là: S'VIII= 29,289 + j17,621 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II-8 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B8 là: U8 = UII - = 121 - 7,13 = 113,87 KV 2. Nhánh NĐII-7. Công suất tại đầu đường dây II-7 là: S'VII = 29,095 + j17,285 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II-7 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B7 là: U7 = UII - = 121 - 3,9 = 117,1 KV 3. Nhánh NĐII-6. Công suất tại đầu đường dây II-6 là: S'VI = 29,084 + j12,84 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II-6 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B6 là: U6 = UII - = 121 - 4,01 = 116,99 KV 4. Nhánh NĐII-5-NĐI. Công suất tại đầu đường dây II-5 là: S'II5 = 49,862 + j25,093 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II-5 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B5 là: U5 = UII - = 121 - 5,06 = 115,94 KV Công suất tại cuối đường dây I-5 là: S''I5 = 13,79 + j9,81 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-5 là: Điện áp tại thanh cái cao áp Nhà máy I là: UI = U5 - = 115,94 - 3,11 = 112,83 KV 5. Nhánh NĐI-1. Công suất tại đầu đường dây I-1 là: S'I = 27,025 + j15,88 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-1 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B1 là: U1 = UI - = 112,83 - 6,34 = 106,49 KV 6. Nhánh NĐI-2. Công suất tại đầu đường dây I-2 là: S'II = 28,888 + j10,43 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-2 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B2 là: U2 = UI - = 112,83 - 3,56 = 109,27 KV 7. Nhánh NĐI-3. Công suất tại đầu đường dây I-3 là: S'III = 29,196 + j14,9 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-3 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B3 là: U3 = UI - = 112,83 - 5,02 = 107,81 KV 8. Nhánh NĐI-4. Công suất tại đầu đường dây I-4 là: S'IV = 36,12 + j23,686 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-4 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B4 là: U4 = UI - = 112,83 - 4,99 = 107,84 KV II. Chế độ phụ tải cực tiểu: Lấy điện áp tại thanh cái cao áp nhà máy II là UII = 105%.110 = 115,5 KV để tính điện áp tại các nút khác. 1. Nhánh NĐII-8. Công suất tại đầu đường dây II-8 là: S'VIII= 14,338 + j7,202 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II-8 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B8 là: U8 = UII - = 115,5 - 3,33 = 112,17 KV 2. Nhánh NĐII-7. Công suất tại đầu đường dây II-7 là: S'VII = 14,304 + j8,65 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II-7 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B7 là: U7 = UII - = 115,5 - 2,02 = 113,48 KV 3. Nhánh NĐII-6. Công suất tại đầu đường dây II-6 là: S'VI = 14,3 + j6,44 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II-6 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B6 là: U6 = UII - = 115,5 - 2,08 = 113,42 KV 4. Nhánh NĐII-5-NĐI. Công suất tại đầu đường dây II-5 là: S'II5 = 25,723 + j18,29 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II-5 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B5 là: U5 = UII - = 115,5 - 3,18 = 112,32 KV Công suất tại cuối đường dây I-5 là: S''I5 = 8,03 + j13,12 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-5 là: Điện áp tại thanh cái cao áp Nhà máy I là: UI = U5 - = 112,32 - 3,04 = 109,28 KV 5. Nhánh NĐI-1. Công suất tại đầu đường dây I-1 là: S'I = 13,275 + j6,582 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-1 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B1 là: U1 = UI - = 109,28 - 2,9 = 106,38 KV 6. Nhánh NĐI-2. Công suất tại đầu đường dây I-2 là: S'II = 14,25 + j4,33 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-2 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B2 là: U2 = UI - = 109,28 - 1,74 = 107,54 KV 7. Nhánh NĐI-3. Công suất tại đầu đường dây I-3 là: S'III = 14,32 + j6,31 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-3 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B3 là: U3 = UI - = 109,28 - 2,42 = 106,86 KV 8. Nhánh NĐI-4. Công suất tại đầu đường dây I-4 là: S'IV = 18,252 + j10,39 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-4 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B4 là: U4 = UI - = 109,28 - 2,44 = 106,84 KV III. Chế độ sự cố: III.1. Sự cố đường dây: Lấy điện áp tại thanh cái cao áp nhà máy II là 121 KV để tính điện áp tại các nút khác. 1. Nhánh NĐII-7. Công suất tại đầu đường dây II-7 là: S'VII = 30,087 + j20,334 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II-7 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B7 là: U7 = UII - = 121 - 8,47 = 112,53 KV 2. Nhánh NĐII-6. Công suất tại đầu đường dây II-6 là: S'VI = 30,075 + j16,242 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II-6 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B6 là: U6 = UII - = 121 - 8,84 = 112,16 KV 3. Nhánh NĐII-5-NĐI. Công suất tại đầu đường dây II-5 là: S'II5 = 49,862 + j24,387 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II-5 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B5 là: U5 = UII - = 121 - 10 = 111 KV Công suất tại cuối đường dây I-5 là: S''I5 = 11,925 + j5,967 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-5 là: Điện áp tại thanh cái cao áp Nhà máy I là: UI = U5 - = 111 - 2,41 = 108,59 KV 4. Nhánh NĐI-2. Công suất tại đầu đường dây I-2 là: S'II = 29,67 + j 11,877 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-2 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B2 là: U2 = UI - = 108,59 - 7,82 = 100,77 KV 5. Nhánh NĐI-3. Công suất tại đầu đường dây I-3 là: S'III = 30,31 + j16,85 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-3 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B3 là: U3 = UI - = 108,59 - 11,12 = 97,47 KV 6. Nhánh NĐI-4. Công suất tại đầu đường dây I-4 là: S'IV = 37,356 + 26,108 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-4 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B4 là: U4 = UI - = 108,59 - 11,05 = 97,54 KV III.2. Sự cố một tổ máy của nhà máy II: Ta lấy điện áp thanh cái của nhà máy II là UII = 121 KV Điện áp trên các tuyến II-6 ; II-7 ; II-8 không thay đổi so với chế độ Max. Điện áp trên các tuyến khác thay đổi như sau: 1. Tuyến I-5-II: Công suất tại đầu đường dây II-5 là: S'II5 = 4,032 - j0,737 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây II-5 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B5 là: U5 = UII - = 121 - 0,3 = 120,7 KV Công suất tại cuối đường dây I-5 là: S''I5 = 30,117 +j 13,627 MVA Tổn thất điện áp trên đường dây I-5 là: Điện áp tại thanh cái cao áp Nhà máy I là: UI = U5 + = 120,7 + 5,39 = 126,09 KV UI > 121KV nên ta phải điều chỉnh sao cho UI =121 KV.Khi đó ta tính lại điện áp trên đường dây lien lạc và nhà máy II như sau: Tổn thất điện áp trên đường dây I-5 là: Điện áp tại thanh cái cao áp trạm B5 là: U5 = UI - DUI5 = 121 - 5,38 = 115,62 KV Tổn thất điện áp trên đường dây II-5 là: Điện áp tại thanh cái cao áp Nhà máy II là: UI = U5 + DUII5 = 115,62 + 0,31 = 115,93 KV B. Chọn đầu phân áp của các máy biến áp. Chỉ tiêu chất lượng điện năng là tần số f và điện áp tại các nút, chúng luôn luôn thay đổi do phụ tải luôn biến đổi, công suất nhà máy thay đổi, hay thay đổi chế độ vận hành và cấu trúc của mạng điện (đóng cắt đường dây, máy biến áp...). Yêu cầu của điện áp là sai khác nằm trong mức cho phép ta cần tìm giải pháp đảm bảo chất lượng điện áp nằm trong nội dung phần này. Từ tính toán điện áp nút ở các chế độ vận hành khác nhau rồi định ta phương thức điều áp. ở đây ta chọn phương thức điều chỉnh máy biến áp (điều áp dưới tải, chọn đầu phân áp cho máy biến áp). Theo nhiệm vụ thiết kế biện pháp chủ yếu và có hiệu quả nhất trong việc điều chỉnh điện áp cho mạng điện là thay đổi và lựa chọn các đầu phân áp của các trạm tăng áp và giảm áp một cách hợp lý. Đối với yêu cầu điều chỉnh thường, thì độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm biến áp quy định như sau: Khi phụ tải cực đại: dUcp1% ³ +2,5% Khi phụ tải cực tiểu: dUcp2% £ +7,5% Khi khi sự cố : dUcp3% ³ -2,5% Đối với yêu cầu điều chỉnh khác thường, thì độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm biến áp quy định như sau: Khi phụ tải cực đại: dUcp1% = +5% Khi phụ tải cực tiểu: dUcp2% = 0% Khi khi sự cố : dUcp3% = 0ữ +5% I. Chọn đầu phân áp cho các máy biến áp hạ áp: Để đảm bảo tính kinh tế, kỹ thuật trong điều chỉnh điện áp, ban đầu ta chọn các máy biến áp không điều chỉnh điện áp dưới tải sau đó chọn đầu phân áp cho máy cho máy biến áp trong các chế độ, kiểm tra độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm giảm áp, nếu không thoả mãn thì ta chọn các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải và chọn lại các đầu điều chỉnh điện áp. Các bước tiến hành chọn đầu phân áp của các máy biến áp : (với i = 1;2;3 tương ứng với chế độ max, min, sự cố) Xác định điện áp trên thanh cái hạ áp của trạm biến áp quy đổi về cao áp: U'i= Ui - DUBi Trong đó: Ui là điện áp trên thanh cái cao áp DUBi là tổn thất điện áp trong máy biến áp Xác định điện áp yêu cầu ở phía hạ áp máy biến áp theo yêu cầu về độ lệch điện áp cho phép của hộ tiêu thụ ứng với các chế độ: Uyci = UđmH ± dUcpi Trong đó: UđmH là điện áp định mức của mạng hạ áp dUBi là độ lệch điện áp cho phép Tính điện áp tại các đầu phân áp ứng với các chế độ phụ tải UPAi = U'i Trong đó: Ukt là điện áp không tải (vì các máy biến áp đã chọn đều có Un%>7,5% nên Ukt =1,1.Uđm = 1,1.22 = 24,2 KV ) Tính điện áp của đầu phân áp trung bình UPAtb = Theo giá trị của đầu phân áp trung bình tìm đầu phân áp tiêu chuẩn gần nhất theo công thức: UPAtc = Uđmc.(1 + n.e%) n = Sau đó tính toán kiểm tra lại độ lệch điện áp tại các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sự cố. So sánh chúng với các yêu cầu điều chỉnh thường hoặc khác thường, theo các bước sau: Tính điện áp ở phía hạ áp ứng với các chế độ theo công thức: UHi = U'i Xác định độ lệch phần trăm: dUi% = Sau đó so sánh với dUicp% và kết luận Với MBA không điều chỉnh điện áp dưới tải chọn phạm vi đc: 115 ± 4.2,5% Với MBA điều chỉnh điện áp dưới tải chọn phạm vi đc : 115 ± 9.1,78% 1.Chọn đầu phân áp cho MBA của phụ tải 1. Công suất và điện áp thanh cái cao áp tương ứng với các chế độ phụ tải max, min và sự cố: S'B11 = 26,133 + j15,07 MVA UC1= 106,49 KV S'B12 = 13,065 + j 7,124MVA UC2= 106,38 KV Tổng trở của máy biến áp: ZB1 = 1,44 + j34,8 W Điện áp trên thanh cái hạ áp quy đổi về cao áp: U'1 = 106,49 - = 103,85 KV U'2 = 106,38 - = 103,87 KV Phụ tải là loại III, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường do đó: Uyc1 ³ 22 +(2,5%.22) = 22,55 KV Uyc2 £ 22 +(7,5%.22) = 23,65 KV Điện áp tại các đầu phân áp: UPA1= 103,85. = 111,45 KV UPA2= 103,87. = 106,29 KV Điện áp của đầu phân áp trung bình: UPAtb = = 108,87 KV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n = = -2,13 chọn n=-2 UPAtc=115 +.115 = 109,25 KV Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn: UH1= 103,85.= 23 KV; dU1% = 4,5% >dUcp1% UH2= 103,87.= 23 KV; dU1% = 4,5% < dUcp2% Vậy các đầu phân áp tiêu chuẩn đã chọn thoả mãn được yêu cầu điều chỉnh điện áp cho phụ tải. 2.Chọn đầu phân áp cho MBA của phụ tải 2. Công suất và điện áp thanh cái cao áp tương ứng với các chế độ phụ tải max, min và sự cố: S'B21 = 28,131 + j11,107 MVA UC1= 109,27 KV S'B22 = 14,066 + j5,554 MVA UC2= 107,54 KV S'B23 = 28,131 + j11,107 MVA UC3= 100,77 KV Tổng trở của máy biến áp: ZB2 = 1,87 + j43,5 W Điện áp trên thanh cái hạ áp quy đổi về cao áp: U'1 = 109,27 - = 106,818 KV U'2 = 107,54 - = 105,05 KV U'3 = 100,77 - = 98,112 KV Phụ tải là loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường do đó: Uyc1 ³ 22 + (2,5%.22) = 22,55 KV Uyc2 £ 22 + (7,5%.22) = 23,65 KV Uyc3 ³ 22 + (-2,5%.22) = 21,45 KV Điện áp tại các đầu phân áp: UPA1= 106,818. = 114,63 KV UPA2= 105,05. = 107,49 KV UPA3= 98,112. = 110,69 KV Điện áp của đầu phân áp trung bình: UPAtb = = 111,06 KV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n = = -1,37 chọn n=-2 UPAtc=115 +.115 = 109,25 KV Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn: UH1= 106,818.= 23,66KV; dU1% = 7,5% >dUcp1% UH2= 105,05.= 23,26 KV; dU1% = 5,7% < dUcp2% UH3= 98,112.= 21,73KV; dU1% = -1,2% >dUcp1% Vậy các đầu phân áp tiêu chuẩn đã chọn thoả mãn được yêu cầu điều chỉnh điện áp cho phụ tải. 3.Chọn đầu phân áp cho MBA của phụ tải 3. Công suất và điện áp thanh cái cao áp tương ứng với các chế độ phụ tải max, min và sự cố: S'B31 = 28,138 + j15,656 MVA UC1= 107,81 KV S'B32 = 14,069 + j7,838 MVA UC2= 106,86 KV S'B33 = 28,138 + j15,656 MVA UC3= 97,47 KV Tổng trở của máy biến áp: ZB3 = 1,87 + j43,5 W Điện áp trên thanh cái hạ áp quy đổi về cao áp: U'1 = 107,81 - = 104,41 KV U'2 = 106,86 - = 103,42 KV U'3 = 97,47 - = 93,71 KV Phụ tải là loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường do đó: Uyc1 = 22 +(5%.22) = 23,1 KV Uyc2 = 22 +(0%.22) = 22 KV Uyc3 = 22 +(0 ữ +5%.22) = 22 ữ 23,1 KV Điện áp tại các đầu phân áp: UPA1= 104,41. = 109,38 KV UPA2= 103,42. = 113,76 KV UPA3= 93,71. = (103,08 ữ 98,17) KV Điện áp của đầu phân áp trung bình: UPAtb = = 111,57 KV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n == -1,19 chọn n= -1UPAtc=115 +.115 = 112,125 KV Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn: UH1=104,41 .= 22,53KV; dU1% = 2,4% ÏdUcp1% UH2= 103,42.= 22,32KV; dU1% = 1,45% ÏdUcp2% UH3= 93,71.= 20,22 KV; dU1% = -8,1% ÏdUcp1% Vậy các đầu phân áp tiêu chuẩn đã chọn không thoả mãn được yêu cầu điều chỉnh điện áp cho phụ tải, do đó ta phải chọn máy biến áp điều áp dưới tải. Chọn đầu phân áp cho từng chế độ: Chế độ max: n = =-2,74 chọn n=-3 UPAtc=115 +.115 = 108,86 KV Kiểm tra: UH1=104,41 .= 23,2 KV; dU1% = 5,4 % » dUcp1% Chế độ min: n = = -0,6 chọn n=-1 UPAtc=115 +.115 = 113KV Kiểm tra: UH2= 103,42.= 22,1 KV; dU2% = 0,45% »dUcp2% Chế độ sự cố: n = = -5,8¸ -8,2 chọn n= (-6 ¸ -8) UPAtc=115 +.115 = 102,72 ¸ 98,62KV Kiểm tra: UH3= 93,71.= (22,07 ¸ 22,99) KV; dU3% = (0,32 ¸ 4,5)% ÎdUcp3% Như vậy máy biến áp điều áp dưới tải và các đầu phân áp đã chọn thoả mãn điều kiện về điều chỉnh điện áp. 4.Chọn đầu phân áp cho MBA của phụ tải 4. Công suất và điện áp thanh cái cao áp tương ứng với các chế độ phụ tải max, min và sự cố: S'B41 = 34,927 + j23,76 MVA UC1= 107,84 KV S'B42 = 17,862 + j11,635 MVA UC2= 106,84 KV S'B43 = 34,927 + j23,76 MVA UC3= 97,54 KV Tổng trở của máy biến áp: ZB4 = 1,44 + j34,8 W Điện áp trên thanh cái hạ áp quy đổi về cao áp: U'1 = 107,84 - = 103,76 KV U'2 = 106,84 - = 104,82 KV U'3 = 97,54 - = 93,03 KV Phụ tải là loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường do đó: Uyc1 = 22 +(5%.22) = 23,1 KV Uyc2 = 22 +(0%.22) = 22 KV Uyc3 = 22 +(0 ữ +5%.22) = 22 ữ 23,1 KV Điện áp tại các đầu phân áp: UPA1= 103,76. = 108,7 KV UPA2= 104,82. = 115,3 KV UPA3= 93,03. = (102,33 ữ 97,46) KV Điện áp của đầu phân áp trung bình: UPAtb = = 112 KV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n = = - 1,04 chọn n=- 1 UPAtc=115 +.115 = 112,125 KV Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn: UH1= 103,76 .= 22,39KV; dU1% = 1,77% ÏdUcp1% UH2= 104,82.= 22,62 KV; dU2% = 2,8% ÏdUcp2% UH3= 93,03.= 20,08 KV; dU3% = - 8,73% ÏdUcp1% Vậy các đầu phân áp tiêu chuẩn đã chọn không thoả mãn được yêu cầu điều chỉnh điện áp cho phụ tải, do đó ta phải chọn máy biến áp điều áp dưới tải. Chọn đầu phân áp cho từng chế độ: Chế độ max: n = =-3,07 chọn n=-3UPAtc=115 +.115 = 108,86 KV Kiểm tra: UH1=103,76 .= 23,06 KV; dU1% = 4,82 % » dUcp1% Chế độ min: n = = 0,15 chọn n = 0 UPAtc=115 KV Kiểm tra: UH2= 104,82.= 22,05 KV; dU1% = 0,22% »dUcp2% Chế độ sự cố: n = = -6,18¸ -8,56 chọn n= (-6 ¸ -8) UPAtc=115 +.115 = 102,72 ¸ 98,62KV Kiểm tra: UH3= 93,03.= (21,92 ¸ 22,83) KV; dU1% = (0,36 ¸ 3,77)% ÎdUcp3% Như vậy máy biến áp điều áp dưới tải và các đầu phân áp đã chọn thoả mãn điều kiện về điều chỉnh điện áp. 5.Chọn đầu phân áp cho MBA của phụ tải 5. Công suất và điện áp thanh cái cao áp tương ứng với các chế độ phụ tải max, min và sự cố: S'B51 = 34,159 +j 16,857 MVA UC1= 115,94 KV S'B52 = 17,079 + j8,428 MVA UC2= 112,32 KV S'B53 = 34,159 +j 16,857 MVA UC3= 111 KV Tổng trở của máy biến áp: ZB5 = 1,44 + j34,8 W Điện áp trên thanh cái hạ áp quy đổi về cao áp: U'1 = 115,94 - = 112,258 KV U'2 = 112,32 - = 109,489 KV U'3 = 111 - = 108,136 KV Phụ tải là loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường do đó: Uyc1 ³ 22 + (2,5%.22) = 22,55 KV Uyc2 £ 22 + (7,5%.22) = 23,65 KV Uyc3 ³ 22 + (-2,5%.22) = 21,45 KV Điện áp tại các đầu phân áp: UPA1= 112,258. = 120,47 KV UPA2= 109,489. = 112,03 KV UPA3= 108,136. = 122 KV Điện áp của đầu phân áp trung bình: UPAtb = = 116,25 KV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n = = 0,43 chọn n= 0 UPAtc=115 KV Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn: UH1= 112,258 .= 23,62KV; dU1% = 7,3% > dUcp1% UH2= 109,489.= 23,04 KV; dU2% = 4,72% < dUcp2% UH3= 108,136.= 22,75KV; dU3% = 3,4% > dUcp1% Vậy các đầu phân áp tiêu chuẩn đã chọn thoả mãn được yêu cầu điều chỉnh điện áp cho phụ tải. 6.Chọn đầu phân áp cho MBA của phụ tải 6. Công suất và điện áp thanh cái cao áp tương ứng với các chế độ phụ tải max, min và sự cố: S'B61 = 28,138 + j15,176 MVA UC1= 116,99 KV S'B62 = 14,069 + j7,838 MVA UC2= 113,42 KV S'B63 = 28,138 + j15,176 MVA UC3= 112,16 KV Tổng trở của máy biến áp: ZB6 = 1,87 + j43,5 W Điện áp trên thanh cái hạ áp quy đổi về cao áp: U'1 = 116,99 - = 113,94 KV U'2 = 113,42 - = 110,18 KV U'3 = 112,16 - = 108,98 KV Phụ tải là loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường do đó: Uyc1 ³ 22 + (2,5%.22) = 22,55 KV Uyc2 £ 22 + (7,5%.22) = 23,65 KV Uyc3 ³ 22 + (-2,5%.22) = 21,45 KV Điện áp tại các đầu phân áp: UPA1= 113,94. = 122,27 KV UPA2= 110,18. = 112,74 KV UPA3= 108,98. = 122,95 KV Điện áp của đầu phân áp trung bình: UPAtb = = 117,5 KV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n = = 0,86 chọn n= 1 UPAtc=115 +.115 = 117,87 KV Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn: UH1= 113,94 .= 23,39 KV; dU1% = 6,3% >dUcp1% UH2= 110,18.= 22,62 KV; dU2% = 2,8% < dUcp2% UH3= 108,98.= 22,37KV; dU3% = 1,68% >dUcp1% Vậy các đầu phân áp tiêu chuẩn đã chọn thoả mãn được yêu cầu điều chỉnh điện áp cho phụ tải. 7.Chọn đầu phân áp cho MBA của phụ tải 7. Công suất và điện áp thanh cái cao áp tương ứng với các chế độ phụ tải max, min và sự cố: S'B71 = 28,147 + j19,186 MVA UC1= 117,1 KV S'B72 = 14,074 + j9,833 MVA UC2= 113,48 KV S'B73 = 28,147 + j19,186 MVA UC3= 112,53 KV Tổng trở của máy biến áp: ZB7 = 1,87 + j43,5 W Điện áp trên thanh cái hạ áp quy đổi về cao áp: U'1 = 117,1 - = 113,31 KV U'2 = 113,48 - = 109,48 KV U'3 = 112,53 - = 108,58 KV Phụ tải là loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường do đó: Uyc1 = 22 +(5%.22) = 23,1 KV Uyc2 = 22 +(0%.22) = 22 KV Uyc3 = 22 +(0 ữ +5%.22) = 22 ữ 23,1 KV Điện áp tại các đầu phân áp: UPA1= 113,31. = 118,71 KV UPA2= 109,48. = 120,42 KV UPA3= 108,58. = (119,44 ữ 113,75) KV Điện áp của đầu phân áp trung bình: UPAtb = = 119,56 KV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n = = 1,58 chọn n= 1 UPAtc=115 +.115 = 117,875 KV Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn: UH1=113,31 .= 23,26KV; dU1% = 5,7% ÏdUcp1% UH2= 109,48.= 22,47KV; dU1% = 2,1% ÏdUcp2% UH3= 108,58.= 22,29 KV; dU1% = 1,3% ÏdUcp1% Vậy các đầu phân áp tiêu chuẩn đã chọn không thoả mãn được yêu cầu điều chỉnh điện áp cho phụ tải, do đó ta phải chọn máy biến áp điều áp dưới tải. Chọn đầu phân áp cho từng chế độ: Chế độ max: n = = 1,81 chọn n= 2 UPAtc=115 +.115 = 119,1 KV Kiểm tra: UH1=113,31 .= 23,02KV; dU1% = 4,6 % » dUcp1% Chế độ min: n = = 2,64 chọn n=3 UPAtc= 115 +.115 = 121,14 KV Kiểm tra: UH2= 109,48.= 21,87 KV; dU1% = - 0,59% »dUcp2% Chế độ sự cố: n = = 2,16¸ - 0,6 chọn n= (2 ¸ 0) UPAtc=115 +.115 = 119,1 ¸ 115KV Kiểm tra: UH3= 108,58.= (22,06 ¸ 22,85) KV; dU1% = (0,27 ¸ 3,86)% ÎdUcp3% Như vậy máy biến áp điều áp dưới tải và các đầu phân áp đã chọn thoả mãn điều kiện về điều chỉnh điện áp. 8.Chọn đầu phân áp cho MBA của phụ tải 8. Công suất và điện áp thanh cái cao áp tương ứng với các chế độ phụ tải max, min và sự cố: S'B81 = 28,147 + j16,4 MVA UC1= 113,87 KV S'B82 = 14,069 + j7,719 MVA UC2= 112,17 KV Tổng trở của máy biến áp: ZB8 = 1,44 + j34,8 W Điện áp trên thanh cái hạ áp quy đổi về cao áp: U'1 = 113,87 - = 108,5 KV U'2 = 112,17 - = 109,59 KV Phụ tải là loại III, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường do đó: Uyc1 ³ 22 +(2,5%.22) = 22,55 KV Uyc2 £ 22 +(7,5%.22) = 23,65 KV Điện áp tại các đầu phân áp: UPA1= 108,5. = 116,44 KV UPA2= 109,59. = 112,14 KV Điện áp của đầu phân áp trung bình: UPAtb = = 114,42 KV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n = = -0,2 chọn n= 0 UPAtc=115 KV Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn: UH1= 108,5.= 22,83 KV; dU1% = 3,8% > dUcp1% UH2= 109,59.= 23,06 KV; dU1% = 4,8% < dUcp2% Vậy các đầu phân áp tiêu chuẩn đã chọn thoả mãn được yêu cầu điều chỉnh điện áp cho phụ tải. II. Chọn đầu phân áp cho các máy biến áp tăng áp: Việc lựa chọn đầu phân áp cho các máy biến áp tăng áp phải căn cứ vào khả năng điều chỉnh điện áp của máy phát điện. Thông thường các máy phát điện cho phép điều chỉnh điện áp trong phạm vi ±5%UđmF bằng cách thay đổi dòng điện kích từ. Các bước tiến hành lựa chọn đầu phân áp cho các máy biến áp tăng áp: Tính điện áp tại đầu cực máy phát: UFi = (1±5%)UđmF Tính tổn thất điện áp trong máy biến áp theo các chế độ vận hành: DUBi = Tính điện áp các đầu phân áp ứng với các chế độ vận hành: UFi = UđmF Þ UPAi = + DUBi Tính điện áp các đầu phân áp trung bình: UPAtb = Dựa theo các đầu phân áp tiêu chuẩn của máy biến áp, chọn đầu phân áp gần nhất. Sau đó kiểm tra lại theo điều kiện khả năng điều chỉnh ±5%UđmF của máy phát điện. 1. Nhà máy nhiệt điện 1: Gồm có : 4 tổ máy có công suất P = 4.50 MW, cosj = 0,85, UđmF = 10,3 KV 4 máy biến áp tăng áp có: SđmB = 63 MVA, ZB = 0,87 + j22 W. Ban đầu chọn máy biến áp không điều áp dưới tải: phạm vi điều chỉnh là ±2.2,5%Uđm Điện áp yêu cầu tại đầu cực máy phát: Uyc1 = UđmF + 5%UđmF = 10,5 + 5%.10,5 = 11,025 KV Uyc2 = UđmF - 5%UđmF = 10,5 - 5%.10,5 = 9,975 KV Uyc3 = UđmF - 5%UđmF = 10,5 - 5%.10,5 = 9,975 KV Tổn thất điện áp trong các máy biến áp tăng áp trong