Đồ án Tình hình thiết kế lưới điện khu vực

Lêi Nãi §Çu Trong sù nghiÖp c«ng nghiÖp hãa, hiÖn ®¹i hãa ®Êt n­íc ta hiÖn nay yªu cÇu kh«ng ngõng vÒ t¨ng s¶n l­îng ®iÖn. Thùc hiÖn yªu cÇu ®ã cÇn ph¸t triÓn vµ më réng c¸c nhµ m¸y ®iÖn còng nh­ c¸c m¹ng vµ hÖ thèng ®iÖn c«ng suÊt lín. ®iÒu nµy ®Æt ra nh÷ng nhiÖm vô quan träng ®èi víi ngµnh ®iÖn nãi chung vµ c¸c kü s­ ngµnh hÖ thèng ®iÖn nãi riªng. ThiÕt kÕ m¹ng vµ hÖ thèng ®iÖn lµ c«ng viÖc hÕt søc quan träng cña ngµnh ®iÖn, cã ¶nh h­ëng lín tíi chØ tiªu kinh tÕ - kü thuËt cña hÖ thèng ®iÖn. ThiÕt kÕ m¹ng l­íi vµ hÖ thèng ®iÖn ®ßi hái ph¶i vËn dông tèt nh÷ng kiÕn thøc lý thuyÕt vµ kinh nghiÖm thùc tÕ ®Ó gi¶i quyÕt vÊn ®Ò cã tÝnh chÊt tæng hîp, phøc t¹p trong thùc tÕ hiÖn nay. ThiÕt kÕ m¹ng l­íi vµ hÖ thèng ®iÖn liªn quan chÆt chÏ víi c¸c bµi to¸n kinh tÕ vµ kü thuËt ®Ó cã thÓ t¹o ra mét hÖ thèng ®iÖn tèi ­u vÒ mÆt kinh tÕ kü thuËt ,®¶m b¶o ®é tin cËy trong vËn hµnh hÖ thèng. §å ¸n m«n häc “ thiÕt kÕ l­íi ®iÖn khu vùc ” sÏ tÝnh to¸n thiÕt kÕ m¹ng l­íi cho mét khu vùc gåm c¸c hé tiªu thô lo¹i 1 vµ lo¹i 3, ®­a ra ph­¬ng ¸n thùc thi vµ tèi ­u nhÊt , ®¶m b¶o cung cÊp ®iÖn cho c¸c hé tiªu thô ®iÖn víi chi phÝ nhá nhÊt khi thùc hiªn h¹n chÕ kü thuËt vÒ ®é tin cËy cung cÊp ®iÖn vµ chÊt l­îng ®iÖn n¨ng. Do thêi gian vµ kiÕn thøc cßn nhiÒu h¹n chÕ nªn b¶n ®å ¸n l­íi cña em kh«ng thÓ tr¸nh ®­îc nh÷ng sai sãt trong tÝnh to¸n . Em rÊt mong nhËn ®­îc sù gióp ®ì cña c¸c thÇy, c¸c c« trong bé m«n ®Ó em hoµn thµnh tèt b¶n ®å ¸n. Em xin ch©n thµnh c¶m ¬n c¸c thÇy, c¸c c« trong bé m«n. Em xin ch©n thµnh c¶m ¬n thÇy Ph¹m N¨ng V¨n ®· gióp em hoµn thµnh tèt b¶n ®å ¸n. Sinh viªn Phan Hång Thu CH¦¥NG I PH¢N TÝCH §ÆC §IÓM CñA NGUåN §IÖN, PHô T¶I Vµ C¢N B»NG C¤NG SUÊT S¥ Bé TRONG HÖ THèNG 1.1. PH¢N TÝCH §ÆC §IÓM CñA NGUåN §IÖN Vµ PHô T¶I 1.1.1. Ph©n tÝch ®Æc ®iÓm cña nguån HÖ thèng vËn hµnh æn ®Þnh th× yªu cÇu cÇn ph¶i cã sù c©n b»ng c«ng suÊt. Do ®ã c«ng suÊt cña nguån ph¶i lín h¬n hoÆc b»ng c«ng suÊt yªu cÇu cña phô t¶i. Trong b¶n ®å ¸n nµy : víi gi¶ thiÕt nguån cã c«ng suÊt ®ñ lín ( hoÆc v« cïng lín ) cung cÊp cho yªu cÇu cña phô t¶i. HÖ sè c«ng suÊt trung b×nh trªn thanh gãp cao ¸p cña nhµ m¸y khu vùc lµ : cosφht = 0,85 => tanφht = 0,6197 1.1.2. Ph©n tÝch ®Æc ®iÓm cña phô t¶i ®iÖn Ta cã c«ng thøc vµ sè liÖu phô t¶i ®iÖn ®· cho trong b¶n ®å ¸n. Qmaxi = tanφpt × Pmaxi Qmini = tanφpt × Pmini Pmini = 0,5 × Pmaxi * HÖ sè c«ng suÊt cña phô t¶i : cosφpt = 0,9 => tanφpt = 0,4843 Tõ ®ã ta cã b¶ng sè liÖu phô t¶i nh­ sau : Phô t¶i Sè liÖu 1 2 3 4 5 6 Pmax ( MW ) 22 30 38 30 20 24 Pmin ( MW ) 11 15 19 15 10 12 cosφpt 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Qmax 10,655 14,529 18,403 14,529 9,686 11,623 Qmin 5,327 7,265 9,202 7,265 4,843 5,812 Lo¹i phô t¶i 1 1 1 1 3 1 Kho¶ng c¸ch ®Õn nguån 67,082 53,852 44,721 53,852 76,158 60,828 Yªu cÇu ®iÒu chØnh ®iÖn ¸p Kh¸c th­êng ∑Pmax (MW) 164 ∑Pmin (MW) 82 §iÖn ¸p danh ®Þnh l­íi thø cÊp kV 10 Cã 5 phô t¶i lo¹i 1 ®ã lµ c¸c phô t¶i 1, 2, 3, 4, 6 vµ cã 1 phô t¶i lo¹i 3. TÊt c¶ c¸c phô t¶i ®Òu yªu cÇu ®iÒu chØnh ®iÖn ¸p kh¸c th­êng. Tæng c«ng suÊt phô t¶i yªu cÇu ë chÕ ®é cùc ®¹i lµ : ∑Pmax = 164 (MW). Tæng c«ng suÊt phô t¶i yªu cÇu ë chÕ ®é cùc tiÓu lµ : ∑Pmin = 82 (MW). C¸c phô t¶i ph©n bè t­¬ng ®èi ®Òu xung quanh nguån ®iÖn. phô t¶i xa nhÊt c¸ch nguån 76,158 (km) vµ phô t¶i gÇn nhÊt c¸ch nguån 44,721 (km) Thêi gian phô t¶i ®¹t cùc ®¹i :Tmax = 5000 (h). HÖ sè ®ång thêi : m =1 1.2. C¢N B»NG C¤NG SUÊT S¥ Bé TRONG HÖ THèNG Trong hÖ thèng ®iÖn chÕ ®é vËn hµnh cña hÖ thèng chØ tån t¹i khi cã sù c©n b»ng c«ng suÊt t¸c dông vµ c¶ c«ng suÊt ph¶n kh¸ng. do vËy viÖc c©n b»ng c«ng suÊt trong hÖ thèng ®¶m b¶o cho hÖ thèng vËn hµnh æn ®Þnh. C©n b»ng c«ng suÊt trong hÖ thèng tr­íc hÕt lµ kiÓm tra kh¶ n¨ng cung cÊp vµ tiªu thô trong hÖ thèng. Tõ ®ã x¸c ®Þnh ph­¬ng thøc vËn hµnh cho hÖ thèng ë c¸c chÕ ®é vËn hµnh cùc ®¹i, cùc tiÓu vµ chÕ ®é sù cè dùa trªn viÖc c©n b»ng c«ng suÊt trong hÖ thèng. 1.2.1 C©n b»ng c«ng suÊt t¸c dông C«ng suÊt t¸c dông cña c¸c phô t¶i liªn quan víi tÇn sè cña dßng ®iÖn xoay chiÒu . tÇn sè trong hÖ thèng sÏ thay ®æi khi sù c©n b»ng c«ng suÊt t¸c dông trong hÖ thèng bÞ ph¸ vì. Gi¶m c«ng suÊt t¸c dông ph¸t ra dÉn ®Õn gi·m tÇn sè vµ ng­îc l¹i,t¨ng c«ng suÊt t¸c dông ph¸t ra dÉn ®Õn t¨ng tÇn sè. V× vËy t¹i mçi thêi ®iÓm trong c¸c chÕ ®é x¸c lËp cña hÖ thèng ph¶i cã sù c©n b»ng c«ng suÊt t¸c dông gi÷a c«ng suÊt ph¸t vµ c«ng suÊt yªu cÇu cña phô t¶i. Trong b¶n ®å ¸n : víi gi¶ thiÕt nguån cã c«ng suÊt ®ñ lín cung cÊp cho yªu cÇu cña phô t¶i nªn ta cã ph­¬ng tr×nh c©n b»ng c«ng suÊt t¸c dông tæng qu¸t: ∑PF = ∑PYC Trong ®ã : - ∑PF lµ tæng c«ng suÊt ph¸t . - ∑PYC lµ tæng c«ng suÊt yªu cÇu Vµ : ∑PYC = mPpti + ∆Pm Trong ®ã : + m lµ hÖ sè ®ång thêi cho biÕt kh¶ n¨ng c¸c phô t¶i ®¹t cùc ®¹t t¹i cïng mét thêi ®iÓm víi m = 1+Ppti tæng c«ng suÊt t¸c dông cña c¸c phô t¶i trong chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i: Ppti = Ppt1 + Ppt2 + Ppt3 + Ppt4 + Ppt5 + Ppt6 ( víi i = 1 ®Õn 6 )+∆Pmd lµ tæng tæn thÊt c«ng suÊt t¸c dông trong hÖ thèng. Trong tÝnh to¸n s¬ bé lÊy : ∆Pmd = 5%Ppti*Tæng c«ng suÊt t¸c dông cña c¸c phô t¶i trong chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i: Ppti = 22 + 30 + 38 + 30 + 20 + 24 = 164 MW *Tæng tæn thÊt c«ng suÊt t¸c dông trong hÖ thèng : ∆Pmd = 5% . 164 = 8,2 MW=>Tæng c«ng suÊt yªu cÇu : ∑PYC = 164 . 1 + 8,2 = 172,2 MW Nh­ vËy khi ë chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i th× c«ng suÊt t¸c dông ph¸t ra tõ nhµ m¸y ®iÖn ph¶i ®¹t: ∑PF = ∑PYC = 172,2 MW 1.2.2. C©n b»ng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng trong hÖ thèng §¶m b¶o chÊt l­îng ®iÖn ¸p cÇn thiÕt ë c¸c phô t¶i trong hÖ thèng ®iÖn th× cÇn cã ®ñ c«ng suÊt ph¶n kh¸ng trong hÖ thèng.viÖc thiÕu hôt c«ng suÊt ph¶n kh¸ng sÏ dÉn ®Õn ®iÖn ¸p trªn hÖ thèng gi¶m vµ ng­îc l¹i nÕu thõa c«ng suÊt ph¶n kh¸ng sÏ lµm t¨ng ®iÖn ¸p trªn hÖ thèng.chÊt l­îng ®iÖn ¸p trªn hÖ thèng ®­îc quyÕt ®Þnh bëi l­îng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng cã trªn hÖ thèng. Do vËy trong giai ®o¹n ®Çu cña thiÕt kÕ m¹ng cÇn tiÕn hµnh c©n b»ng c«ng suÊt ph¶n kh¶ng s¬ bé.*Ph­¬ng tr×nh c©n b»ng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng tæng qu¸t: ∑QF ≥ ∑QYC  Trong ®ã : -∑QF lµ tæng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng ph¸t ra cña hÖ thèng -∑QYC lµ tæng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng yªu cÇu cña phô t¶i Trong ®ã : ∑QYC = mQpti + Qc - Ql + ∆QBA Víi : + m lµ hÖ sè ®ång thêi cho biÕt kh¶ n¨ng ®¹t cùc ®¹i c«ng suÊt ph¶n kh¸ng cña c¸c phô t¶i vµo cïng mét thêi ®iÓm. Víi m = 1. +Qpti lµ tæng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng cña c¸c phô t¶i ë chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i.  Víi: Qpti = Qpt1 + Qpt2 + Qpt3 + Qpt4 + Qpt5 + Qpt6 + Qc lµ tæng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng sinh ra trªn ®­êng d©y. + Ql lµ tæng tæn thÊt c«ng suÊt ph¶n kh¸ng trªn ®­êng d©y. Trong tÝnh to¸n s¬ bé lÊy: Qc = Ql+∆QBA lµ tæng tæn thÊt c«ng suÊt ph¶n kh¸ng trong m¸y biÕn ¸p. Trong tÝnh to¸n s¬ bé lÊy : ∆QBA = 15% Qpti VËy : Tæng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng cña c¸c phô t¶i ë chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i : Qpti = 10,655 + 14,529 + 18,403 + 14,529 + 9,686 + 11,623 = 79,425 MVAr* Tæng tæn thÊt c«ng suÊt trong m¸y biÕn ¸p : ∆QBA = 15% Qpti = 15% . 79,425 = 11,914 MVAr=>Tæng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng yªu cÇu cña phô t¶i : ∑QYC =11,914 + 79,425 = 91,339 (MVAr)* Tæng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng cña nhµ m¸y ph¸t ra trªn hÖ thèng :  ∑QF = 0,6197 .172,2 = 106,7123 MVAr Nh­ vËy ta thÊy : ∑QF > ∑QYC => kh«ng cÇn bï c«ng suÊt ph¶n kh¸ng cho hÖ thèng nh­ng cÇn ®iÒu chØ dßng kÝch tõ cña m¸y ph¸t cho hîp víi tr¹ng th¸i cña c¸c phô t¶i. CH¦¥NG 2 LËP Vµ TÝNH TO¸N CHØ TI£U KÜ THUËT C¸C PH¦¥NG ¸N 2.1. Dù kiÕn c¸c ph­¬ng ¸n cña m¹ng ®iÖn: ViÖc lùa chän tuyÕn ®­êng d©y quyÕt ®Þnh nhiÒu tíi viÖc thi c«ng, qu¶n lý vµ vËn hµnh sau nµy. BÊt kú m¹ng ®iÖn nµo còng ph¶i ®¹t ®­îc c¸c yªu cÇu chÝnh sau: §¶m b¶o ®é tin cËy cung cÊp ®iÖn, ®ã lµ kh¶ n¨ng lµm viÖc ch¾c ch¾n cña m¹ng: §Ó cung cÊp cho phô t¶i. §¶m b¶o chÊt l­îng ®iÖn n¨ng. §¶m b¶o an toµn ®èi víi ng­êi vµ thiÕt bÞ. Ph¶i linh ho¹t trong vËn hµnh vµ cã kh¶ n¨ng ph¸t triÓn trong t­¬ng lai. Theo b¶n thiÕt kÕ cã 6 phô t¶i, v× thiÕt kÕ m¹ng ®iÖn cho hé lo¹i I vµ lo¹i III, nªn ®èi víi hé tiªu thô l¹i I buéc ph¶i cung cÊp ®iÖn b»ng ®­êng d©y 2 m¹ch hoÆc m¹ng kÝn cßn hä tiªu thô lo¹i III chØ cÇn cung cÊp b»ng ®­êng d©y m¹ch ®¬n. Nh­ vËy cã thÓ ®­a ra 6 ph­¬ng ¸n ®Ó so s¸nh vÒ ®iÒu kiÖn kü thuËt vµ ®iÒu kiÖn kinh tÕ. H2.1 s¬ ®å ph­¬ng ¸n 1 H2.2 s¬ ®å ph­¬ng ¸n 2 H2.3.s¬ ®å ph­¬ng ¸n 3 H2.3 s¬ ®å ph­¬ng ¸n 4 H2.5 s¬ ®å ph­¬ng ¸n 5 2.2. TÝnh to¸n c¸c chØ tiªu kÜ thuËt cho tõng ph­¬ng ¸n 2.2.1. Chän ®iÖn ¸p ®Þnh møc Trong thiÕt kÕ l­íi ®iÖn viÖc chän ®iÖn ¸p ®Þnh møc cho m¹ng ®iÖn cã ¶nh h­ëng rÊt lín tíi c¸c chØ tiªu kinh tÕ _ kü thuËt vµ ®Æc tr­ng cña m¹ng. NÕu chän U®m lín th× tæn thÊt c«ng suÊt vµ ®iÖn n¨ng gi¶m nghÜa lµ gi¶m chi phÝ vËn hµnh, gi¶m tiÕt diÖn d©y dÉn vµ chi phÝ kim lo¹i khi x©y dùng nh­ng t¨ng giíi h¹n truyÒn t¶i trªn ®­êng d©y, t¨ng vèn ®Çu t­ ®Ó x©y dùng m¹ng ®iÖn. Nếu chän U®m nhá th× vèn ®Çu t­ kh«ng lín song kh¶ n¨ng truyÒn t¶i nhá tæn thÊt c«ng suÊt vµ ®iÖn n¨ng lín dÉn ®Õn chi phÝ vËn hµnh lín. Do vËy ph¶i chän ®iÖn ¸p ®Þnh møc U®m cña m¹ng phï hîp ®¶m b¶o cho m¹ng vËn hµnh æn ®Þnh vµ ®¹t hiÓu qu¶ cao nhÊt, ®¶m b¶o yªu cÇu vÒ kÜ thuËt _ kinh tÕ. §iÖn ¸p ®Þnh møc cña m¹ng ®­îc chän theo c«ng thøc : U®m = 4,34 × L+16P (kV) ( 2.1) Trong ®ã : +L lµ chiÒu dµi ®­êng d©y (L ≤ 220 km ) + P lµ c«ng suÊt truyÒn t¶i trªn ®o¹n ®­êng d©y ®ã ( víi P ≤ 60 MW) 2.2.2. Chän tiÕt diÖn d©y dÉn cho tõng ph­¬ng ¸n : Chän tiÕt diÖn d©y dÉn cña m¹ng ®iÖn cÇn ®¶m b¶o c¸c ®iÒu kiÖn vÒ chØ tiªu kinh tÕ kü thuËt, kh¶ n¨ng t¶i cña d©y dÉn theo ®iÒu kiÖn ph¸t nãng trong ®ã cã ®iÒu kiÖn sau sù cè, ®é bÒn c¬ cña ®­êng d©y vµ ®iÒu kiÖn vÇng quang ®iÖn. Trong b¶n thiÕt kÕ ta sö dông d©y nh«m lâi thÐp trªn kh«ng ( lo¹i AC) Thêi gian sö dông c«ng suÊt cùc ®¹i Tmax =5000h, kho¶ng c¸ch trung b×nh h×nh häc gi÷a c¸c pha lµ Dtb = 5m. VËy mËt ®é dßng kinh tÕ : Jkt = 1,1 (A/mm2 ) (theo b¶ng 2.4 trang 64 s¸ch thiÕt kÕ c¸c m¹ng vµ hÖ thèng ®iÖn cña t¸c gi¶ NguyÔn V¨n §¹m ) TiÕt diÖn d©y dÉn ®­îc tÝnh theo mËt ®é dßng kinh tÕ bëi c«ng thøc sau : Ftti = IlvmaxiJkt (2.2 ) Trong ®ã :+ Ilvmaxi lµ dßng ®iÖn ch¹y trªn d©y dÉn ë chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i vµ ®­îc x¸c ®Þnh theo c«ng thøc : Ilvmaxi = Smaxin3 Uđm.1000 (A) (2.3 ) Víi : -n lµ sè m¹ch ®­êng d©y ( ®­êng d©y mét m¹ch øng víi n = 1, ®­êng d©y m¹ch kÐp øng víi n = 2 ) - U®m ®iÖn ¸p ®Þnh møc cña ®­êng d©y ( kV ) - Smaxi lµ c«ng suÊt truyÒn t¶i trªn ®­êng d©y ®ã vµ ®­îc x¸c ®inh theo c«ng thøc : Smaxi = Pmaxicosφ (MVA) hoÆc Smaxi = Pmaxi2+Qmaxi2 (2.4 ) + Jkt lµ mËt ®é dßng kinh tÕ. Sau khi biÕt Ftti tra b¶ng 33 s¸ch thiÕt kÕ c¸c m¹ng vµ hÖ thèng ®iÖn cña t¸c gi¶ NguyÔn V¨n §¹m th× sÏ chän tiÕt diÖn d©y dÉn theo tiªu chuÈn gÇn nhÊt. Sau khi chän tiÕt diÖn d©y dÉn theo tiªu chuÈn gÇn nhÊt sÏ kiÓm tra tiÕt diÖn d©y dÉn võa chän theo ®iÒu kiÖn ®é bÒn c¬, ®iÒu kiÖn ph¸t nãng, tiªu chuÈn vÇng quang: + §iÒu kiÖn ph¸t nãng lóc sù cè dßng ®iÖn sù cè ch¹y trªn ®­êng d©y khi ®ã ph¶i tháa m·n ®iÒu kiÖn : Isci ≤ Icp (2.5 ) Víi sù cè ®­îc x¸c ®Þnh theo c«ng thøc : Isci = 2Ilvmaxi (2.6) ( ChØ xÐt sù cè ®èi víi ®­êng d©y m¹ch kÐp bÞ sù cè ®øt 1 m¹ch ) + §iÒu kiÖn ®é bÒn c¬ ®­îc kÕt hîp víi ®iÒu kiÖn ph¸t sinh vÇng quang. V× vËy khi kiÓm tra ®iÒu kiªn ph¸t sinh vÇng quang tháa m·n th× kh«ng cÇn kiÓm tra ®iÒu kiÖn vÒ ®é bÒn c¬. + §iÒu kiÖn ph¸t sinh vÇng quang chØ kiÓm tra víi ®­êng d©y trªn kh«ng cã ®iÖn ¸p lín h¬n hoÆc b»ng 110kv. ®Ó ®¶m b¶o kh«ng ph¸t sinh vÇng quang th× tiÕt diÖn d©y dÉn tèi thiÓu lµ 70 mm2 2.2.3. X¸c ®Þnh tæn thÊt ®iÖn ¸p trong m¹ng ®iÖn * Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn c¸c ®o¹n ®­êng d©y ( trÖn c¸c lé ) ë chÕ ®ä b×nh th­êng ®­îc x¸c ®Þnh theo c«ng thøc : ∆UNibt% = Pi.Ri+QiXiUđm2 .100 ( 2.7 ) Trong ®ã : +Pi , Qi lÇn l­ît lµ c«ng suÊt t¸c dông vµ c«ng suÊt ph¶n kh¸ng ch¹y trªn ®o¹n ®­êng d©y Ni ( MW, MVAr ) +U®m ®iÖn ¸p ®Þnh møc cña ®­êng d©y + n lµ sè m¹ch ®­êng d©y ( ®­êng d©y 1 m¹ch øng víi n = 1, ®­êng d©y m¹ch kÐp øng víi n = 2 ) + Ri , Xi lµ ®iÖn trë vµ ®iÖn kh¸ng cña ®o¹n ®­êng d©y thø Ni. Chóng ®­îc x¸c ®Þnh theo c«ng thøc: Ri=Lin.roi ( Ω ) ( 2.8 ) Xi=Lin.xoi ( Ω ) ( 2.9) Víi : n lµ sè m¹ch ®­êng d©y ( ®­êng d©y 1 m¹ch øng víi n = 1, ®­êng d©y m¹ch kÐp øng víi n = 2 ) *§èi víi ®­êng d©y m¹ch kÐp tæn thÊt ®iÖn ¸p ë chÕ ®é sù cè ( ®øt mét m¹ch ) ®­îc x¸c ®Þnh theo c«ng thøc : ∆UNisc% = 2.∆UNibt% ( 2.10) Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn ®­êng d©y ph¶i tháa m·n 2 ®iÒu kiªn sau : + ∆Ubtmax% ≤ ∆Ucpbt% = 10% (2.11 ) + ∆Uscmax% ≤ ∆Ucpsc% = 20% (2.12) Khi ®ã ph­¬ng ¸n ®­îc chÊp nhËn vÒ mÆt chØ tiªu kÝ thuËt 2.3. TÝnh to¸n kÜ thuËt cho tæng ph­¬ng ¸n . 2.3.1. Ph­¬ng ¸n 1 *S¬ ®å ph­¬ng ¸n 1 : a. X¸c ®Þnh ®iÖn ¸p ®Þnh møc cña m¹ng : * §o¹n N1 cã : P = 22 MW vµ l = 67,082 km ⟹ U®m = 4,34 . 67,082+16.22 = 88,846 kV §o¹n N2, N3, N4, N5, N6 tÝnh t­¬ng tù. Nh­ vËy ta cã b¶ng kÕt qu¶ tÝnh to¸n sau : ®­êng d©y N1 N2 N3 N4 N5 N6 P (MW ) 22 30 38 30 20 24 L (km ) 67,082 53,852 44,721 53,852 76,158 60,828 U®m i (kV ) 88,846 100,277 110,88 100,277 86,382 91,535 U®m (kV) 110 70<Ui <160 kV Nªn chän U®m 110 KV B¶ng 2.3.1 b. Lùa chän tiÕt diÖn d©y dÉn theo tiÕt diÖn gÇn nhÊt : Thay sè liÖu tÝnh to¸n vµo c¸c c«ng thøc (2.2),(2.3), (2.4) vµ (2.6 ) ta cã : §o¹n N1 : Smax1 = 222 + 10,6552 = 24,444 MVA Ilvmax1 = 24,4442.110.3 .1000 = 64,15 A Isc 1 = 2.64,15 = 128,3 A Ftt 1 = 64,151,1 = 58,32 mm2 ⟹ chän tiÕt diÖn tiªu chuÈn lµ : Ftc = 70 (mm2) lo¹i AC 70 cã : Icp = 265 (A), r0 = 0,46 (Ω/Km), x0 = 0,44 (Ω/Km), b0 = 2,58.10-6 (S/Km) Ta thÊy : Icp = 265 > Isc1 = 128,3 (A) => d©y dÉn ®¶m b¶o vÒ ®iÒu kiÖn ph¸t nãng §o¹n N2 : Smax2 = 302+14,5292 = 33,333 MVA Ilv max2 = 33,333 2.110.3 .1000 = 87,476 A Isc 2 = 2.87,476 = 174,952 A Ftt 2 =87,4761,1 = 79,524 mm2 ⇒ Chän tiÕt diÖn tiªu chuÈn lµ : : Ftc =70 (mm2 ) lo¹i AC 70 cã : Icp = 265 (A), r0 = 0,46 (Ω/Km),x0 =0,44(Ω/Km),b0 = 2,58.10-6 (S/Km) Ta thÊy : Icp = 265 > Isc2 = 174,98 (A) => d©y dÉn ®¶m b¶o vÒ ®iÒu kiÖn ph¸t nãng §o¹n N3 : Smax3 = 382+ 18,4032 = 42,222 MVA Ilvmax3 =42,2222.110.3 .1000 =110,8 A Isc 3= 2. 110,8 = 221,6 A Ftt 3 =110,81,1 = 100,73 mm2 ⇒ Chän tiÕt diÖn tiªu chuÈn lµ : : Ftc =95 (mm2 ) lo¹i AC 95 cã : Icp = 330 (A), r0 = 0,33 (Ω/Km),x0 =0,429(Ω/Km),b0 = 2,65,10-6 (S/Km) Ta thÊy : Icp = 330 > Isc3 = 221,6 (A) => d©y dÉn ®¶m b¶o vÒ ®iÒu kiÖn ph¸t nãng §o¹n N4 : Smax4 =302+ 14,5292 = 33,333 MVA Ilvmax4 = 33,3332.110.3.1000 = 87,476 A Isc 4 = 2.87,476 = 174,952 A Ftt 4 = 87,476 1,1 = 79,524 mm2 ⇒ Chän tiÕt diÖn tiªu chuÈn lµ : Ftc = 70 (mm2 ) lo¹i AC 70 cã : Icp = 265 (A), r0 = 0,46 (Ω/Km),x0 =0,44(Ω/Km),b0 = 2,58.10-6 (S/Km) Ta thÊy : Icp = 265 > Ilvmax4 = 174,952 =>d©y dÉn ®¶m b¶o vÒ ®iÒu kiÖn ph¸t nãng §o¹n N5 : Smax5 = 202+ 9,6862 = 22,222 MVA Ilvmax5 = 22,222110.3 . 1000 = 116,64 A Ftt 5 = 116,64 1,1 = 106,04 mm2 ⇒ Chän tiÕt diÖn tiªu chuÈn lµ : Ftc = 95 (mm2 ) lo¹i AC 95 cã : Icp = 330 (A), r0 = 0,33(Ω/Km),x0 =0,429 (Ω/Km),b0 = 2,65.10-6 (S/Km) Ta thÊy : Icp = 330 > Isc5 = 116,64 (A) => d©y dÉn ®¶m b¶o vÒ ®iÒu kiÖn ph¸t nãng §o¹n N6 : Smax6 = 242+ 11,6232 = 26,666 MVA Ilvmax6 =26,6662.110.3 .1000 = 69,98 A Isc 6 = 2.69,98 = 139,96 A Ftt 6 = 69,981,1 = 63,62 mm2 ⇒ Chän tiÕt diÖn tiªu chuÈn lµ : : Ftc = 70 (mm2 ) lo¹i AC 70 cã : Icp = 265 (A), r0 = 0,46 (Ω/Km),x0 =0,44(Ω/Km),b0 = 2,58.10-6 (S/Km) Ta thÊy : Icp = 265 > Isc6 = 139,97(A) => d©y dÉn ®¶m b¶o vÒ ®iÒu kiÖn ph¸t nãng VËy ta cã b¶ng kÕt qu¶ sau : §­êng d©y Sè m¹ch n Smaxi (MVA) Ilvmaxi (A) Isci (A) Ftti mm2 Ftci Icpi (A) N1 2 24,444 64,15 128,3 58,32 AC70 265 N2 2 33,333 87,476 174,952 79,524 AC70 265 N3 2 42,222 110,8 221,6 100,73 AC95 330 N4 2 33,333 87,476 174,952 79,524 AC70 265 N5 1 22,222 116,64 106,04 AC95 330 N6 2 26,666 69,98 139,96 63,62 AC70 265 B¶ng 2.3.2 c. X¸c ®Þnh tæn thÊt ®iÖn ¸p cña m¹ng ®iÖn: Thay c¸c th«ng sè vµo c«ng thøc (2.8) vµ ( 2.9 ) ta cã b¶ng th«ng sè ®­êng d©y cho m¹ng ®iÖn : §­êng d©y Lo¹i d©y l (km) Sè m¹ch Pmaxi (MW) Qmaxi (MVAr) r0 (Ω/km) xo (Ω/km) Ri (Ω) Xi (Ω) N1 AC70 67,082 2 22 10,655 0,46 0,44 15,43 14,75 N2 AC70 53,852 2 30 14,529 0,46 0,44 12,39 11,85 N3 AC95 44,721 2 38 18,403 0,33 0,429 7,38 9,59 N4 AC70 53,852 2 30 14,529 0,46 0,44 12,39 11,85 N5 AC95 76,158 1 20 9,686 0,33 0,429 25,13 32,67 N6 AC70 60,828 2 24 11,623 0,46 0,44 13,99 13,38 B¶ng 2.3.3 Thay c¸c sè liÖu tÝnh to¸n vµo c«ng thøc (2.7) vµ (2.8) ta cã : §o¹n N1 : ∆UN1bt% = 22.15,43+10,655.14,751102 .100=4,1% ∆Usc1 = 2.4,1=8,2% §o¹n N2 : ∆UN2bt=30.12,39+14,529.11,851102 .100=4,5% ∆Usc2 = 2.4,5=9% §o¹n N3 : ∆UN3bt = 38.7,38+18,403.9,591102.100=3,78% ∆Usc3 = 2.3,78 = 7,56% §o¹n N4 : ∆UN4bt =30.12,39+14,529.11,851102 .100=4,5% ∆Usc4 = 2.4,5=9% §o¹n N5 : ∆UN5bt = 20.25,13+9,686.32,671102 .100=6,77% §o¹n N6 : ∆UN6bt = 24.13,99+11,623.13,181102 .100=4,04% ∆Usc6 = 2.4,04=8,08% Nh­ vËyta cã b¶ng kÕt qu¶ sau : §­êng d©y N1 N2 N3 N4 N5 N6 ∆UNibt% 4,1 4,5 3,78 4,5 6,77 4,04 ∆Usci% 8,2 9,0 7,56 9,0 8,08 ∆Ubt max% 6,77 ∆Usc max% 9,0 B¶ng 2.3.4 VËy : ∆Ubt max%=6,77% vµ ∆Usc max%=9,0% 2.3.2. Ph­¬ng ¸n II * S¬ ®å ph­¬ng ¸n II : * Ta cã : P35 =P5 = 20 MW Q35 = Q5 = 9,686 MVAr PN3max = P3 + P35 = 38 + 20 = 58 MW QN3max = Q35 + Q3 = 9,686 + 18,403 = 28,089 MVAr Smax35 = Smax5 = P52+ Q52= 202+ 9,6862=22,222 MVA ⟹ SN3max = S35 + Smax3 = 22,222 + 42,222 = 64,444 MVA a. X¸c ®Þnh ®iÖn ¸p ®Þnh møc cña m¹ng : * TÝnh to¸n t­¬ng tù nh­ ph­¬ng ¸n 1 ta cã b¶ng kÕt qu¶ sau : §­êng d©y N1 N2 N3 N4 3-5 N6 P (MW) 22 30 58 30 20 24 L (km) 67,082 53,852 44,721 53,852 50,99 60,828 U®m i (kV) 88,846 100,277 110,88 100,277 83,593 91,535 U®m (kV) 110 B¶ng 2.3.5 b. Lùa chän tiÕt diÖn d©y dÉn cho m¹ng ®iÖn : *Dßng lµm viÖc ch¹y trªn lé N3 ë chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i : IlvmaxN3 = SN3max2.3 Uđm .1000= 64,4442.110.3 .1000=169,12 A *Dßng lµm viÖc ch¹y trªn lé 35 ë chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i : Ilvmax35= Smax353 Uđm.1000=22,222110.3.1000=116,635 A TÝnh to¸n t­¬ng tù nh­ ph­¬ng ¸n 1 ta cã b¶ng : §­êng d©y Sè m¹ch Smaxi (MVA) Ilvmaxi (A) Isci (A) Ftti mm2 Ftci Icpi (A) N1 2 24,444 64,15 128,3 58,32 AC70 265 N2 2 33,333 87,476 174,952 79,524 AC70 265 N3 2 64,444 169,12 338,24 153,75 AC150 445 N4 2 33,333 87,476 174,952 79,524 AC70 265 3-5 1 22,222 116,635 106,03 AC95 330 N6 2 26,666 69,98 139,96 63,62 AC70 265 B¶ng 2.3.6 Nh­ vËy tõ kÕt qu¶ cña b¶ng trªn c¸c lé víi lo¹i d©y dÉn ®· chän ®Òu ®¶m b¶o ®iÒu kiÖn ph¸t nãng. c. X¸c ®Þnh tæn thÊt ®iÖn ¸p cña m¹ng ®iÖn : Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn lé N6 ë chÕ ®é b×nh th­êng : ∆UN3bt%=PN3max.RN3 + QN3max.XN3Uđm2 .100 = 58.4,696 + 28,089 .9,3021102.100 = 4,41% ⟹ Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn lé N3 ë chÕ ®é sù cè ( ®øt 1 m¹ch ) : ∆UscN3%=2∆UN3bt%=2.4,41=8,82% Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn lé 3-5 ë chÕ ®é b×nh th­êng : ∆U35bt=P5R35+Q5X35Uđm2 .100= 20.16,827 + 9,686.21,8751102 .100=4,53% Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn lé N3-5 ë chÕ ®é b×nh th­êng : ∆UN35bt%= ∆UN3bt%+ ∆U35bt%=4,41+4,53=8,94% *Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn lé N35 ë chÕ ®é sù cè ( ®øt 1 m¹ch trªn lé N3 ) : ∆UscN35%= ∆UscN3%+ ∆U35bt%=8,82+4,53=13,35% Tra th«ng sè ®­êng d©y vµ thay sè liÖu vµo c«ng thøc (2.7), (2.8) vµ ( 2.9 ) ta cã B¶ng kÕt qu¶ tæn thÊt ®iÖn ¸p trong m¹ng : §­êng d©y Sè m¹ch Lo¹i d©y ChiÒu dµi ro xo Ri Xi ∆Ubti% ∆Usci% N1 2 AC70 67,082 0,46 0,44 15,43 14,75 4,1 8,2 N2 2 AC70 53,852 0,46 0,44 12,39 11,85 4,5 9,0 N3 2 AC150 44,721 0,21 0,416 4,696 9,302 4,41 8,82 N4 2 AC70 53,852 0,46 0,44 12,39 11,85 4,5 9,0 3-5 1 AC95 50,99 0,33 0,429 16,827 21,875 4,53 N6 2 AC70 60,828 0,46 0,44 13,99 13,38 4,04 8,08 B¶ng 2.3.7 VËy : ∆Ubtmax%= 8,94%vµ ∆Uscmax%=13,35% 2.3.3 Ph­¬ng ¸n III *S¬ ®å ph­¬ng ¸n III : Ta cã : *C«ng suÊt truyÒn t¶i trªn lé 4-3 ë chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i : S43max = S4max = P4max2+Q4max2= 302+14,529 2=33,337 MVA *C«ng suÊt truyÒn t¶i trªn lé N3 ë chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i : PN3max= P43max+P3max = 30 + 38 = 68 MVA QN3max = Q43max +Q3max = 14,529 + 18,403 = 32,932 MVAr ⟹SN3max = S43max + S3max = (P43max+P3max⁡)2+(Q43max+Q3max)2 = (30+38)2+(14,529+18,403)2=75,555 MVA C«ng suÊt truyÒn t¶i trªn lé 6-5 ë chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i : P65max = P5max = 20 MW Q65max = Q5max = 9,686 MVAr ⟹S65max =S5max = P5max2+ Q5max2=202 + 9,6862=22,222 MVA *C«ng suÊt truyÒn t¶i trªn lé N6 ë chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i : PN6max= P6max + P65max = 24 + 20 = 44 MW QN6max = Q6max + Q65max = 11,623 + 9,686 = 21,309 MVAr ⟹SN6max = PN6max2+ QN6max2= 442+ 21,3092=48,888 MVA Chän ®iÖn ¸p ®Þnh møc cho m¹ng ®iÖn : Thay sè liÖu tÝnh to¸n vµo c«ng thøc (2.1) ta cã b¶ng kÕt qu¶ tÝnh to¸n sau : §­êng d©y N1 N2 N3 4-3 N6 6-5 P (MW) 22 30 68 30 44 20 L (km) 67,082 53,852 44,721 41,231 60,828 41,231 U®m i (kV) 88,846 100,277 146,067 99,084 120,025 82,486 U®m (kV) 110 B¶ng 2.3.8 Lùa chän tiÕt diÖn d©y dÉn cho m¹ng ®iÖn : Thay sè liÖu tÝnh to¸n lÇn l­ît vµo c¸c c«ng thøc (2.4),(2.3),(2.2) vµ (2.6) ta cã b¶ng kÕt qu¶ tÝnh to¸n sau : §­êng d©y Sè m¹ch Smaxi (MVA) Ilvmaxi (A) Isci (A) Ftti mm2 Ftci Icpi (A) N1 2 24,444 64,15 128,3 58,35 AC70 265 N2 2 33,333 87,476 174,952 79,524 AC70 265 N3 2 75,555 198,28 396,56 180,25 AC185 510 43 2 33,333 87,476 174,952 79,524 AC70 265 N6 2 48,888 128,3 256,6 116,64 AC120 380 6-5 1 22,222 116,64 106,04 AC95 330 B¶ng 2.3.9 VËy tõ kÕt qu¶ cña b¶ng trªn tÊt c¶ c¸c d©y dÉn trªn c¸c lé ®Òu ®¶m b¶o ®iÒu kiÖn ph¸t nãng. c. X¸c ®Þnh tæn thÊt ®iÖn ¸p trong m¹ng ®iÖn : * Thay c¸c sè liÖu tÝnh to¸n trªn lÇn l­ît vµo c«ng thøc (2.7),(2.8) vµ ( 2.9 ) ta cã b¶ng kÕt qu¶ tÝnh to¸n tæn thÊt ®iÖn ¸p cña m¹ng ®iÖn nh­ sau : §­êng d©y Sè m¹ch Lo¹i d©y ChiÒu dµi ro xo Ri Xi ∆Ubti% ∆Usci% N1 2 AC70 67,082 0,46 0,44 15,43 14,75 4,1 8,2 N2 2 AC70 53,852 0,46 0,44 12,39 11,85 4,5 9,0 N3 2 AC185 44,721 0,17 0,409 3,8 9,15 4,63 9,26 4-3 2 AC70 41,231 0,46 0,44 9,48 9,07 3,44 6,88 N6 2 AC120 60,828 0,27 0,423 8,21 12,87 5,25 10,5 6-5 1 AC95 41,231 0,33 0,429 13,61 17,69 3,67 B¶ng 2.3.10 Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn lé N4-3 ë chÕ ®é b×nh th­êng : ∆UN43bt%= ∆UN3bt%+ ∆U43bt%=4,63+3,44=8,07 % Sù cè x¶y ra trªn lé N3 ( ®øt mét m¹ch N3 ) nÆng nÒ h¬n sù cè x¶y ra trªn lé 4-3 ( ®øt mét m¹ch trªn lé 4-3 ).Do vËy tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt trong chÕ ®é sù cè trªn lé N3-4 : ∆UN32scmax%= ∆UscN3%+ ∆U43bt%=9,26+3,44=12,7% Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn lé N6-5 ë chÕ ®é b×nh th­êng : ∆UN65bt%= ∆UN6bt%+ ∆U65bt%=5,25+3,67=8,92% Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn lé N65 ë chÕ ®é sù cè ( ®øt 1 m¹ch trªn lé N6 ) : ∆UscN65%= ∆UscN6%+ ∆U65bt%=10,5+3,67=14,17% VËy: => ∆Ubtmax%=8,92% vµ ∆Uscmax%= 14,17% 2.3.4 Ph­¬ng ¸n IV * S¬ ®å ph­¬ng ¸n IV : C«ng suÊt t¸c dông ch¹y trªn lé N2 ë chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i : PN2 max=Pmax1+Pmax2=22+30=52 MW C«ng suÊt ph¶n kh¸ng ch¹y trªn lé N2 ë chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i : QN2 max=Qmax1+Qmax2=10,655+14,529=25,184 MVAr ⟹SN2 = PN2 max2+QN2 max2=522+25,1842=57,777(MVA) C«ng suÊt ch¹y trªn lé 1-2 : S1_2max=Smax1=Pmax12+Qmax12= 222+10,6552= 24,444 (MVA) X¸c ®Þnh ®iÖn ¸p ®Þnh møc cña m¹ng ®iÖn: Thay sè liÖu vµo c«ng thøc (2,1) ta cã b¶ng kÕt qu¶ ®iÖn ¸p ®Þnh møc sau : §­êng d©y N2 1-2 N3 4-3 N6 6-5 P MW 52 22 68 30 44 20 L km 53,852 50,99 44,721 41,231 60,828 41,231 U®m i kV 129,17 87,12 146,07 99,08 120,02 82,49 U®m kV 110 B¶ng 2.3.13b Lùa chän tiÕt diÖn d©y dÉn cña m¹ng ®iÖn : Thay sè liÖu tÝnh to¸n lÇn l­ît vµo c¸c c«ng thøc (2.4),(2.3),(2.2) vµ (2.6) ta cã b¶ng kÕt qu¶ vÒ tiÕt diÖn d©y dÉn trªn c¸c ®­êng d©y : §­êng d©y Sè m¹ch Smaxi (MVA) Ilvmaxi (A) Isci (A) Ftti mm2 Ftci Icpi (A) N2 2 57,777 151,63 303,26 137,85 AC150 445 1-2 2 24,444 64,15 128,3 58,32 AC70 265 N3 2 75,555 198,28 396,56 180,25 AC185 510 4-3 2 33,333 87,476 174,952 79,524 AC70 265 N6 2 48,888 128,3 256,6 116,64 AC120 380 6-5 1 22,222 116,64 106,04 AC95 330 B¶ng 2.3.14 : Nh­ vËy tõ b¶ng ta thÊy dßng sù cè max ch¹y trªn c¸c lé ®Òu ®¶m b¶o ®iÒu kiÖn ph¸t nãng : Iscmax<Icp . vËy tÊt c¶ c¸c d©y dÉn trªn c¸c lé ®Òu ®¶m b¶o ®iÒu kiÖn ph¸t nãng. X¸c ®Þnh tæn thÊt ®iÖn ¸p cña m¹ng ®iÖn : * Thay sè liÖu tÝnh to¸n vµo c«ng thøc (2.7),(2.8) vµ ( 2.9 ) ta cã b¶ng kÕt qu¶ tæn thÊt ®iÖn ¸p trong m¹ng : §­êng d©y Sè m¹ch Lo¹i d©y ChiÒu dµi ro xo Ri Xi ∆Ubti% ∆Usci% N2 2 AC150 53,852 0,21 0,416 5,65 11,2 4,76 9,52 2-1 2 AC70 50,99 0,46 0,44 11,73 11,22 3,12 6,24 N3 2 AC185 44,721 0,17 0,409 3,8 9,15 4,63 9,26 4-3 2 AC70 41,231 0,46 0,44 9,48 9,07 3,44 6,88 N6 2 AC120 60,828 0,27 0,423 8,21 12,87 5,25 10,5 6-5 1 AC95 41,231 0,33 0,429 13,61 17,69 3,67 B¶ng 2.3.15 Tæn thÊt ®iÖn ¸p ë chÕ ®é b×nh th­êng trªn m¹ch N2-1 : ∆UbtN2_1%=∆UbtN2%+∆Ubt21%=4,76+3,12=7,88% ë chÕ ®é sù cè th× tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt trªn m¹ch N2-1 khi sù cè x¶y ra ®øt mét m¹ch N2: ∆UscN2_1%=∆UscN2+∆Ubt2_1=9,52 +3,12=12,64% Theo ph­¬ng ¸n trªn ta cã : ∆UN43bt%=8,02% ; ∆UN32scmax%=12,75% ∆UN65bt%=8,92% ; ∆UscN65%=14,17% VËy: => ∆Ubtmax%=8,92% vµ ∆Uscmax%= 14,17% 2.3.5 Ph­¬ng ¸n V *S¬ ®å ph­¬ng ¸n V : X¸c ®Þnh chiÒu dßng c«ng suÊt ch¹y trªn m¹ch vßng N13_4N2 : Gi¶ sö r»ng m¹ch ®iÖn ®ång nhÊt vµ sö dông cïng mét tiÕt diÖn d©y dÉn. ChiÒu dßng c«ng suÊt nh­ h×nh vÏ. Ta cã : LN3 = 44,721 (km) , L3_4 = 41,231 (km) , LN4 = 53,852(km) Dßng c«ng suÊt ch¹y trªn ®o¹n 3 : SN3= s3(L3_4+LN4)+S4LN4LN3 + L3_4+ LN4 Dßng c«ng suÊt t¸c dông ch¹y trªn ®o¹n N3 : PN13=P3(L34+ LN4)+P4LN4LN3 + L34+ LN4 = 38 41,231+53,852+ 30.53,85244,721+41,231+53,852 =37,4 MW Dßng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng ch¹y trªn ®o¹n N3 : QN3= Q3(L3_4+ LN4)+Q4LN4LN3 + L3_4+ LN4 =18,40341,231+53,852+ 14,529.53,85244,721+41,231+53,852 =18,113 MVAr ⟹SN3=PN3+ jQN3 = 37,4 + 18,113j (MVA) Dßng c«ng suÊt ch¹y trªn ®o¹n 4N : SN4= PN4+ jQN4 Dßng c«ng suÊt t¸c dông ch¹y trªn ®o¹n N4: PN4=P4(L3_4 +LN3)+P 3LN3LN3+ L3_4+ LN4 =30 41,231+44,721+ 38.44,72144,721+41,231+53,852= 30,6 MW Dßng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng ch¹y trªn ®o¹n 4N2: QN4= Q4(L3_4+LN3)+Q3LN3LN3+ L3_4+ LN4 =14,52941,231+44,721+18,403.44,72144,721+41,231+53,852=14,819 MVAr ⟹ Dßng c«ng suÊt ch¹y trªn ®o¹n N4: SN4= PN4+ jQN4 = 30,6 + 14,819j (MVA) Ta thÊy : SN3 < S3 , nªn ®iÓm 3 lµ ®iÓm ph©n c«ng suÊt. Do vËy ®iÓm 4 lµ ®iÓm cã ®iÖn ¸p thÊp nhÊt. ⇒ Dßng c«ng suÊt ch¹y trªn ®o¹n 3-4 : S43 = S3 - SN3 = (38 + 18,403j) – (37,4 + 18,113j) = 0,6 + 0,29j (MVA) X¸c ®Þnh ®iÖn ¸p ®Þnh møc cña m¹ng ®iÖn : Thay sè liÖu tÝnh to¸n vµo c«ng thøc (2.1) ta cã b¶ng ®iÖn ¸p ®Þnh møc cho c¸c lé : Lé N2 2-1 N3 N4 3-4 N6 6-5 L km 53,852 50,99 44,721 53,852 41,231 60,828 41,231 P MW 52 22 38 30 0,6 44 20 U®m i kV 129,17 87,12 110,88 103,64 30,94 120,025 82,49 U®m kV 110 B¶ng 2.3.11: b. Lùa chän tiÕt diÖn d©y dÉn cho m¹ng ®iÖn : * XÐt m¹ch vßng N34N : trong m¹ch vßng N34N nÕu x¶y ra sù cè th× cã 2 tr­êng hîp sù cè cã thÓ x¶y ra lµ ®øt ®o¹n N3 hoÆc ®øt ®o¹n N4: Tr­êng hîp 1: sù cè x¶y ra trªn ®o¹n N3 ( ®øt ®o¹n N3 ) =>dßng sù cè ch¹y trªn lé N4 : IscN4= P3 max2+Q3 max2 + P4 max2+Q4 max23Udm. 1000 = 382+18,4032+302+14,52921103.1000=396,56 A Tr­êng hîp 2 : Sù cè x¶y ra trªn ®o¹n N4 ( ®øt ®o¹n N4 ) =>dßng sù cè ch¹y trªn lé N3 b»ng dßng sù cè ch¹y trªn ®o¹n N4 (khi ®øt ®o¹n N3 ): Isc N4=Isc N3=396,56 A Tr­êng hîp sù cè x¶y ra trªn c¸c lé cßn l¹i (®øt mét m¹ch ®èi víi ®­êng d©y m¹ch kÐp) th× dßng sù cè ®­îc tÝnh theo c«ng thøc (2,6) Thay sè liÖu tÝnh to¸n lÇn l­ît vµo c¸c c«ng thøc (2.4),(2.3),(2.6) vµ (2.2) ta cã b¶ng kÕt qu¶ lùa chän tiÕt diÖn d©y dÉn cho ph­¬ng ¸n : §­êng d©y Sè m¹ch Smaxi (MVA) Ilvmaxi (A) Isci (A) Ftti mm2 Ftci Icpi (A) N2 2 57,777 151,63 303,26 137,85 AC150 445 2-1 2 24,444 64,15 128,30 58,32 AC70 265 N3 1 41,555 218,11 396,56 198,28 AC185 510 N4 1 31,305 164,31 396,56 149,37 AC150 445 3-4 1 0,666 3,5 221,61 3,18 AC70 265 N6 2 48,888 128,3 256,60 116,64 AC120 380 6-5 1 22,222 116,64 106,04 AC95 330 B¶ng 2.3.12 c. X¸c ®Þnh tæn thÊt ®iÖn ¸p cña m¹ng ®iÖn : * Tæn thÊt ®iÖn ¸p trong m¹ch vßng N3_4N : Ta cã ®iÓm 3 lµ ®iÓm ph©n c«ng suÊt nªn nã lµ ®iÓm cã ®iÖn ¸p nhá nhÊt trong m¹ch vßng N3_4N do ®ã tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt ë chÕ ®é b×nh th­êng cña m¹ch vßng N3_4N ®­îc tÝnh tõ nguån N ®Õn ®iÓm 3 ( tÝnh theo phÝa nµo cña nguån còng ®­îc ) => ∆UbtN34N%=PN3RN3+QN3XN3Uđm2 .100 =37,4.7,603+18,113.18,2911102.100=5,09% XÐt chÕ ®é sù cè nÆng nÒ nhÊt x¶y ra trong m¹ch vßng N3_4N : do chiÒu dµi ®­êng d©y N4 lín h¬n chiÒu dµi ®­êng d©y N3 ( ®­êng d©y N3 vµ N4 cïng tiÕt diÖn ) vµ tæn thÊt ®iÖn ¸p tØ lÖ víi ®iÖn trë vµ ®iÖn kh¸ng ®­êng d©y nªn sù cè x¶y ra trªn lé N3 lµ sù cè nÆng nÒn nhÊt trong m¹ch vßng N3_4N. nh­ vËy tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt trong chÕ ®é sù cè lµ tæn thÊt ®iÖn ¸p trong chÕ ®é sù cè ®øt m¹ch N3 ( m¹ch N3 ngõng lµm viÖc ): + Tæn thÊt ®iÖn ¸p trong chÕ ®é sù cè ®øt m¹ch N3 trªn lé N4 ∆UscN3=(Pmax3+Pmax4)RN3+(Qmax3+Qmax4)XN3Uđm2.100=38+30.7,603+18,403+14,529.18,2911102.100=9,25% + Tæn thÊt ®iÖn ¸p trong chÕ ®é sù cè ®øt m¹ch N3 trªn lé 3-4 : ∆Usc34=Pmax3R34+Qmax3X34Uđm2.100=38.18,97+18,403.18,141102.100=8,72% Tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt trong chÕ ®é sù cè cña m¹ch vßng N3_4N : ∆UscmaxN3_4N%=∆UscN3%+∆Usc34%=9,25+8,72=17,97% + Tæn thÊt ®iÖn ¸p trong chÕ ®é sù cè ®øt m¹ch N4 trªn lé N3 ∆UscN4=(Pmax3+Pmax4)RN4+(Qmax3+Qmax4)XN4Uđm2.100=38+30.11,309+18,403+14,529.22,4021102.100=12,45% + Tæn thÊt ®iÖn ¸p trong chÕ ®é sù cè ®øt m¹ch N4 trªn lé 3-4 : ∆Usc34=Pmax4R34+Qmax4X34Uđm2.100=30.18,97+14,529.18,141102.100=6,88% Tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt trong chÕ ®é sù cè cña m¹ch vßng N3_4N : ∆UscmaxN3_4N%=∆UscN4%+∆Usc34%=12,45+6,88=19,33% TÝnh tæn thÊt ®iÖn ¸p ë c¸c lé cßn l¹i : Thay sè liÖu tÝnh to¸n vµo c«ng thøc (2.7) (2.8) vµ ( 2.9 ) vËy ta có bảng kÕt tæn thÊt ®iÖn ¸p cña ph­¬ng ¸n : §­êng d©y Sè m¹ch Lo¹i d©y ChiÒu dµi ro xo Ri Xi ∆Ubt% ∆Usc% N2 2 AC150 53,852 0,21 0,416 5,65 11,2 4,76 9,52 2-1 2 AC70 50,99 0,46 0,44 11,73 11,22 3,12 6,24 N3 1 AC185 44,721 0,17 0,409 7,603 18,291 5,09 9,25 N4 1 AC150 53,852 0,21 0,416 11,309 22,402 5,60 12,45 3-4 1 AC70 41,231 0,46 0,44 18,97 18,14 0 8,72 N6 2 AC120 60,828 0,27 0,423 8,212 12,865 5,25 10,5 6-5 1 AC95 41,231 0,33 0,429 13,61 17,69 3,67 B¶ng 2.3.12 VËy : ∆Ubtmax= 8,92% vµ ∆Uscmax= 19,33% KÕt luËn : VËy ta cã b¶ng tæng hîp tæn thÊt ®iÖn ¸p cña c¸c ph­¬ng ¸n : Ph­¬ng ¸n I II III IV V ∆Ubtmax% 6,77 8,94 8,92 8,92 8,92 ∆Uscmax% 9,0 13,47 14,17 14,17 19,33 Qua b¶ng tæng kÕt tæn thÊt ®iÖn ¸p ta chän ®­îc c¶ 5 ph­¬ng ¸n cã chØ tiªu vÒ mÆt kÜ thuËt tháa m·n tiªu chuÈn (2.9) vµ (2.10) ®Ó tiÕn hµnh so s¸nh vÒ mÆt kinh tÕ. CHƯƠNG 3 SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KINH TẾ Mét ph­¬ng ¸n thiÕt kÕ ®­îc gäi lµ tèi ­u nÕu nã tháa m·n tèt vÒ c¸c chØ tiªu kÜ thuËt vµ cã chi phÝ thÊp nhÊt. §Ó tÝnh to¸n ®¬n gi¶n, trong b¶n ®å ¸n ta gi¶ thiÕt r»ng c¸c ph­¬ng ¸n v¹ch ra ®Òu cïng tr¹m biÕn ¸p ( cïng sè l­îng m¸y biÕn ¸p ) nghÜa lµ kh«ng so s¸nh kinh tÕ vÒ c¸c tr¹m biÕn ¸p vµ kh«ng xÐt ®Õn gi¸ tiÒn cña m¸y c¾t, s¬ ®å tr¹m khi so s¸nh ph­¬ng ¸n kinh tÕ. V× vËy ta chØ so s¸nh kinh tÕ c¸c ph­¬ng ¸n víi nhau b»ng hµm chi phÝ tÝnh to¸n Z cña viÖc x©y dung vµ vËn hµnh l­íi ®iÖn ®­êng d©y. Hµm chi phÝ tÝnh to¸n Z ®­îc x¸c ®Þnh theo c«ng thøc : Z = (avh + atc)K® + ∆A.c (®ång ) Trong ®ã : K® =Koi.l (3.1) L : ChiÒu dµi ®­êng d©y avh : HÖ sè khÊu hao cho vËn hµnh hµng n¨m. nÕu sö dông cét bª t«ng cèt thÐp th× avh=0,04 cßn nÕu lµ cét thÐp th× avh=0,07 atc: HÖ sè thu håi vèn ®Çu t­ theo tiªu chuÈn víi atc = 1Ttc = 0,125 ( Ttc = 5÷8 n¨m ) K0i: SuÊt ®Çu t­ cho 1 km ®­êng d©y (®ång/ km) c: Gi¸ tiÒn tæn thÊt ®iÖn n¨ng ( ®ång / KWh) víi c = 500 ®ång/KWh = 5.105 (®ång/MWh) ∆A : Tæn thÊt ®iÖn n¨ng hµng n¨m víi ∆A=∆Pmaxi.τ.c ∆Pmaxi : Tæng tæn thÊt c«ng suÊt t¸c dông lín nhÊt trªn ®o¹n thø i τ: Thêi gian sö dông c«ng suÊt lín nhÊt víi τ=(0,124+5000.10-4)2.8760=3410,93 (h) ⟹ Z = (avh +atc)Kd + ∆Pmaxi.τ.c (3,2) ë b¶n thiÕt kÕ nµy sö dông cét thÐp. VËy b¶ng suÊt ®Çu t­ cho 1km ®­êng d©y cã cét ®ì lµ cét thÐp : (SuÊt ®Çu t­ cho 1km ®­êng d©y m¹ch kÐp cã cét ®ì lµ cét thÐp = 1.6 lÇn suÊt ®Çu t­ cho 1 km ®­êng d©y m¹ch ®¬n cã cét ®ì lµ cét thÐp ) Đ­êng d©y trªn kh«ng AC70 AC95 AC120 AC150 AC185 AC240 §­êng d©y 1 m¹ch 380 385 392 403 416 436 §­êng d©y 2 m¹ch 608 616 627,2 644,8 665,6 697,6 Khi tÝnh tæn thÊt c«ng suÊt trªn ®­êng d©y nhiÒu phô t¶i ta kh«ng xÐt ®Õn tæn thÊt ®­êng d©y phÝa sau khi tÝnh tæn thÊt cho ®­êng d©y phÝa tr­íc ®ã. ∆Pmaxi= Pmaxi2+Qmaxi2Uđm2.Ri (3.3) Ta tiÕn hµnh tÝnh chi phÝ cho c¸c ph­¬ng ¸n : 3.1. TÝnh chi phÝ cho ph­¬ng ¸n 1 TÝnh vèn ®Çu t­ : * §o¹n N1 : K®N1 = k01.lN1 = 608.67,082.106 = 40,786.109 ®ång * §o¹n N2 : K®N2 = k02.lN2 = 608.53,852.106 = 32,742.109 ®ång * §o¹n N3 : K®N3 = k03.lN3 = 616.44,721.106 = 27,548.109 ®ång * §o¹n N4 : K®N4 = k04.lN4 = 608.53,852.106 = 32,742.109 ®ång * §o¹n N5 : K®N5 = k05.lN5 = 385.76,158 .106 = 29,321.109 ®ång * §o¹n N6 : K®N6 = k06.lN6 = 608.60,828 .106 = 36,983.109 ®ång ⟹ Tæng vèn ®Çu t­ cho m¹ng ®iÖn : K® = K®N1 + K®N2 + K®N3 + K®N4 + K®N5 + K®N6 = (40,786+32,742+27,548+32,742+29,32+36,983).109 = 200,122.109 §ång TÝnh tæn thÊt c«ng suÊt lín nhÊt cña m¹ng : Thay sè liÖu tÝnh to¸n vµo c«ng thøc (3.3) ta cã b¶ng kÕt qu¶ tæn thÊt ®iÖn ¸p cña m¹ng nh­ sau : §­êng d©y N1 N2 N3 N4 N5 N6 ∆Pmaxi(MW) 0,762 1,138 1,087 1,138 1,026 0,822 ∆Pmax(MW) 5,973 Chi phÝ vËn hµnh hµng n¨m Z = ( 0,125 + 0,07). 200,122.109 + 5,973.3410,93.5.105=49,21.109 §ång 3.2 Ph­¬ng ¸n 2 : TÝnh vèn ®Çu t­ : Thay sè liÖu vµo c«ng thøc (3.1) ta cã b¶ng kÕt qu¶ vèn ®Çu t­ cho ph­¬ng ¸n : §­êng d©y N1 AC70 N2 AC70 N3 AC150 N4 AC70 3-5 AC95 N6 AC70 K®i(109) 40,786 32,742 28,836 32,742 36,983 19,631 Kdi(109) 191,72 TÝnh tæn thÊt c«ng suÊt t¸c dông lín nhÊt cña m¹ng Thay sè liÖu vµo c«ng thøc (3,3) ta cã b¶ng tæn thÊt c«ng suÊt t¸c dông cña m¹ng : §­êng d©y N1 N2 N3 N4 3-5 N6 ∆Pmaxi(MW) 0,762 1,138 1,612 1,138 0,687 0,822 ∆Pmax(MW) 6,159 X¸c ®Þnh chi phÝ hµng n¨m : Z = (0,07 + 0,125).191,72.109+6,159.3410,93.5.105=47,89.109 §ång 3.3. Ph­¬ng ¸n 3 TÝnh vèn ®Çu t­ : Thay sè liÖu vµo c«ng thøc (3,1) ta cã b¶ng kÕt qu¶ vèn ®Çu t­ cho ph­¬ng ¸n nh­ sau : §­êng d©y N1 AC70 N2 AC70 N3 AC185 4-3 AC70 N6 AC120 6-5 AC95 K®i(109) 40,786 32,742 29,766 25,068 38,151 15,874 Kdi(109) 182,387 TÝnh tæn thÊt c«ng suÊt t¸c dông cña m¹ng ®iÖn : Thay sè liÖu vµo c«ng thøc (3,3) ta cã b¶ng kÕt qu¶ tæn thÊt c«ng suÊt t¸c dông cña m¹ng nh­ sau : §­êng d©y N1 N2 N3 4-3 N6 6-5 ∆Pmaxi(MW) 0,762 1,138 1,793 0,87 1,622 0,555 ∆Pmax(MW) 6,74 X¸c ®Þnh chi phÝ hµng n¨m : Z = (0,07 + 0,125).182,387.109+6,74.3410,93.5.105=47,06.109 §ång 3.4 Ph­¬ng ¸n 4 : X¸c ®Þnh vèn ®Çu t­ : Thay sè liÖu vµo c«ng thøc (3,1) ta cã b¶ng kÕt qu¶ vèn ®Çu t­ nh­ sau : §­êng d©y N2 AC150 1-2 AC70 N3 AC185 4-3 AC70 N6 AC120 6-5 AC95 K®i(109) 34,724 31,002 29,766 25,068 38,151 15,874 Kđi(109) 174,585 X¸c ®Þnh tæn thÊt c«ng suÊt t¸c dông cña m¹ng : Thay sè liÖu vµo c«ng thøc (3,3) ta cã b¶ng kÕt qu¶ tæn thÊt c«ng suÊt t¸c dung nh­ sau : §­êng d©y N2 1-2 N3 4-3 N6 6-5 ∆Pmaxi(MW) 1,559 0,579 1,793 0,87 1,622 0,555 ∆Pmax(MW) 6,978 X¸c ®Þnh chi phÝ hµng n¨m : Z = (0,07+ 0,125).174,585.109+6,978.3410,93.5.105=45,94.109 §ång 3.5. Ph­¬ng ¸n 5 TÝnh vèn ®Çu t­ : Thay sè liÖu vµo c«ng thøc (3,1) ta cã b¶ng kÕt qu¶ vèn ®Çu t­ cho ph­¬ng ¸n nh­ sau : §­êng d©y N2 AC150 2-1 AC70 N3 AC185 3-4 AC70 N4 AC150 N6 AC120 6-5 AC95 K®i (109) 34,724 31,002 18,604 15,668 21,702 38,151 15,874 Kđi(109) 175,725 TÝnh tæn thÊt c«ng suÊt t¸c dông cña m¹ng ®iÖn : Thay sè liÖu vµo c«ng thøc (3,3) ta cã b¶ng kÕt qu¶ tæn thÊt c«ng suÊt t¸c dông cña m¹ng nh­ sau : §­êng d©y N2 2-1 N3 3-4 N4 N6 6-5 ∆Pmaxi(MW) 1,559 0,579 1,085 6,962. 10-4 0,916 1,622 0,555 ∆Pmax(MW) 6,317 X¸c ®Þnh chi phÝ hµng n¨m : Z = (0,07 + 0,125).175,725.109+6,317.3410,93.5.105=45,04.109 ( ®ång ) VËy ta cã b¶ng tæng hîp so s¸nh 4 ph­¬ng ¸n trªn : Ph­¬ng ¸n I II III IV V ∆Ubtmax% 6,77 8,94 8,92 8,92 8,92 ∆Uscmax% 9,0 13,35 14,17 14,17 17,97 Kđ(109) 200,121 191,72 182,387 174,585 175,725 Z.109 49,21 47,89 47,06 45,94 45,04 Nh­ vËy ta thÊy ph­¬ng ¸n IV vµ V cã chi phÝ nhá h¬n nh­ng ph­¬ng ¸n IV cã tæn thÊt ®iÖn ¸p nhá vµ chi phÝ hai ph­¬ng ¸n kh«ng chªnh lÖch nhiÒu l¾m (<5%) nªn ta chän ph­¬ng ¸n IV. CH¦¥NG 4 CHäN Sè L­îng mBA vµ s¬ ®å ®I d©y cho toµn m¹ng 4.1 Lùa chän m¸y biÕn ¸p 4.1.1 Lùa chän sè l­îng m¸y biÕn ¸p Trong các trạm hạ áp cấp cho các phụ tải loại I thì chọn 2 máy biến áp làm việc song song để đảm bảo về mặt kĩ thuật và kinh tế. Riêng trong trạm hạ áp dùng để cấp cho phụ tải loại 3 thì chọn một máy biến áp làm việc để cấp cho phụ tải. Về mặt kĩ thuật : luôn luôn đảm bảo cung cấp điện liên tục cho các phụ tải khi có một máy biến áp xảy ra sự cố hoặc phải sửa chữa. Về mặt kinh tế : giảm vốn đầu tư. máy biến áp dự trữ. khi non tải có thể cắt bớt một máy để máy biến áp còn lại đầy tải do vậy nâng cao hệ số cosj. * Để 2 máy biến áp làm việc song song phải đảm bảo điều kiện sau: + Tỉ số biến áp K của 2 máy phải như nhau. + Cùng tổ nối dây + Cùng điện áp ngắn mạch Dựa vào công suất của phụ tải và yêu cầu điều chỉnh điện áp của phụ tải trong hệ thống là điều chỉnh điện áp khác thường. Vậy chọn máy biến áp 2 cuộn dây điều chính điện áp dưới tải có cấp điênj áp 110/10 (kv). 4.1.2 Chọn công suất của máy biến áp Khi lựa chọn công suất của MBA cần xét đền khả năng quá tải của MBA còn lại trong chế độ sau sự cố khi 1 MBA gặp sự cố ( đối với trạm 2 MBA cấp cho các phụ tải loại I ). Công suất của MBA trong trạm sử dụng 2 MBA làm việc song song được xác định theo công thức : SBAđm ≥Smaxk(n-1) Trong đó : + SBAđm là công suất định mức của MBA + Smax công suất cực đại của trạm cần cấp cho phụ tải ( công suất cực đại của phụ tải ) +k là hệ số quá tải của MBA trong chế độ sau sự cố, Chọn k = 1,4 +n là số lượng MBA trong trạm vận hành song song với n = 2 Vậy trong trạm 2 MBA thì công suất của mỗi MBA là : SBAđm ≥Smax1,4 (4.1) Công suất của MBA trong trạm đặt 1 MBA cấp cho phụ tải loại III được xác định theo công thức : SBAđm ≥ Smax (4.2) với Smax là công suất cực đại của trạm. Trạm BA1 : Sử dụng 2 MBA làm việc song song. Smax = Smax1 = Pmax1cosφpt=220,9=24,444 MVA => SBAđm ≥24,4441,4=17,46 MVA => Chọn MBA có SBAđm = 25 MVA loại TPDH-25000/110* Tính tương tự cho các trạm biến áp còn lại cho các nhánh phụ tải ta có bẳng kết quả sau : Trạm BA Trạm BA1 Trạm BA2 Trạm BA3 Trạm BA4 Trạm BA5 Trạm BA6 SBAđm(MVA) 25 25 32 25 25 25 Loại MBA TPDH-25000/110* TPDH-25000/110* TPDH-32000/110* TPDH-25000/110* TPDH-25000/110* TPDH-25000/110* Kiểu máy Công suất định mức Số liệu kĩ thuật Số liệu tính toán Ud (KV) UN% DPN% (KW) DP0 (KW) I0% R (W) X (W) DQ0 (KVAR) Cao Hạ TPDH-3200/110* 32 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 TPDH-25000/110* 25 115 11 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 Vậy ta có bảng thông số MBA : 4.2 Chọn sơ đồ nối dây các trạm biến áp 4.2.1 Trạm BA nguồn : Là trạm tăng áp từ UF lên Uđm đưa lên đường dây truyền tải. Do phần lớn các phụ tải là phụ tải loại I( riêng phụ tải 4 là phụ tải loại III ) nên ở trạm BA nguồn sử dụng sơ đồ hệ thống 2 thanh góp đảm bảo độ tín cậy cung cấp điện và vận hành một cách linh hoạt. Trong khi vận hành thì một hệ thống thanh góp được làm việc còn hệ thống thanh góp còn lại ở trạng thái không làm việc ( hay dự trữ ). Sơ đồ : 4.2.2 Trạm BA cuối (Trạm BA phân phối cho tải ) Sử dụng sơ đồ 1 thanh góp. Với các đường dây có chiều dài lớn hơn 70km thì sự cố đườg dây xảy ra thường xuyên hơn nên sử dụng sơ đồ cầu trong ( máy cắt đặt về phía đường dây) Với đường dây có chiều dài nhỏ hơn 70km thì sử dụng sơ đồ cầu ngoài ( máy cắt đặt về phí MBA). 4.3 Sơ đồ đi dây của toàn mạng điện CHƯƠNG 5 TÍNH TOÁN CHÍNH XÁC CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA MẠNG VÀ CÂN BẰNG CÔNG SUẤT CHO MẠNG ĐIỆN Ở CHẾ ĐỘ CỰC ĐẠI Đảm bảo an toàn cho hệ thống trong khi vận hành và đảm bảo các yêu cầu kĩ thuật cần phải tính toán xác định sự phân bố các dòng công suất. tổn thất công suất. tổn thất điện năng và tổn thất điện áp của hệ thống ở chế độ xác lập trong các chế độ vận hành. Từ sự tính toán trên đưa ra phương thức điều chỉnh chất lượng điện năng của mạng. 5.1 Chế độ xác lập của mạng điện. Xác định tổn thất công suất. tổn thất điện năng và điện áp tại các nút của phụ tải trong 3 chế độ vận hành : chế độ phụ tải cực đại. chế độ phụ tải cực tiểu và chế độ sau sự cố. 5.1.1 Chế độ phụ tải cực đại. 5.1.1.1 Mạch nhánh N3-4 * Sơ đồ thay thế : Xác định tổn thất công suất và tổn thất điện năng Ta có : Z43 = 9,48 + 9,07j (Ω) và B43/2 = 106,38 .10-6 S Zb4= (2,54 + 55,9j)/2 = 1,27 + 27,95j (Ω) và Zb3=121,87+43,5j=0,935+21,75j (Ω) ZdN3=3,8+9,15j (Ω) và BN3/2 = 126,11 .10-6(S) Tổn thất công suất trong cuộn dây MBA ở trạm BA4 (dùng để cấp cho phụ tải 4): ∆Sb4=S422.∆PnSđm2+jUn%100Sđm =302+14,52922.0,12252+j10,5100.25 =0,107+2,333j MVA Công suất đầu tổng trở MBA trên nhánh 4-3 : Sb4=S4+∆Sb4=30+14,529j+0,107+2,333j=30,107+16,862j MVA Tổn thất không tải trong MBA ở trạm BA4 : ∆S04=2∆P04+j∆Q04=20,029+j0,2=0,058+0,4jMVA Công suất phản kháng do đương dây 4-3 sinh ra : Qcd4 = Qcc4 = B432.Uđm2=106,38.10-6.1102=1,287 MVAr Công suất sau tổng trở của đường dây 4-3 :S43''=Sb4+∆S04-jQcc4=30,107+16,862j+0,058+0,4j-1,287j=30,165+15,975j MVA* Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây 23 :∆Sd43=S43''2Uđm2Z43=30,1652+15,97521102.9,48 + 9,07j =0,913+0,873j MVA* Công suất đầu tổng trở đường dây 4-3 :S43'=S43''+∆Sd43=30,165+15,975j+0,913+0,873j =31,078+16,849j MVA* Công suất truyền tải trên nhánh 4-3 :S43=S43'-jQcd4=31,078+16,849j-1,287j=31,078+15,561j MVA=> Tổn thất công suất tác dụng trên toàn nhánh 4-3 :∆P43=P43-P4=31,078-30=1,078 MW=> Tổn thất điện năng trên toàn nhánh 4-3: ∆A43=∆P43.τ=1,078.3410,93=3677 MWh * Tổn thất công suất trên tổng trở của MBA trên trạm BA3 :∆Sb3=S322.∆PnSđm2+jUn%100Sđm =382+18,40322.0,145322+j10,5100.32 = 0,126 +2,925j MVA* Công suất đầu tổng trở MBA của trạm BA3 :Sb3=S3+∆Sb3=38+18,403j+0,126 +2,925j =38,126+21,328j MVA* Tổn thất công suất không tải trên MBA của trạm BA3 :∆S03=2.∆P03+j∆Q03=2.0,035+0,24j=0,07+0,48j MVA* Công suất truyền tải vào MBA của trạm BA3 phía cao áp :Sc3=Sb3+∆S03=38,126+21,328j+0,07+0,48j=38,196+21,808j MVA Công suất phản kháng sinh ra trên đường dây N3 :Qcd3 = Qcc3 = BN32.Uđm2= 126,11.10-6.1102=1,526 MVAr* Công suất cuối tổng trở của đường dây N3 : SN3''=S43+Sc3-jQcc3=31,078+15,561j+38,196+21,808j -1,526j =69,274+35,844j MVA* Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây N3:∆SdN3=SN3''2Uđm2ZN3=69,2742+35,84421102.3,8+9,15j=1,911+4,598j MVA* Công suất đầu tổng trở đường dây N3 :SN3'=SN3''+∆SdN3=69,274+35,844j+1,911+4,598j=71,185+40,442j MVA* Công suất đầu đường dây :SN3=SN3'-jQcd3=71,185+40,442j -1,526j=71,185+38,916j MVA* Tổn thất công suất tác dụng trên toàn nhánh N3-4:∆PN3-4=PN3-P4-P3=71,185-30-38=3,185 MW => Tổn thất điện năng trên toàn nhánh N3-4∆AN34=∆PN34.τ=3,185.3410,93=10863,8 MWh 5.1.1.2 Nhánh N21, N65 : * Tính toán tương tự như nhánh N34 cho các nhánh N21, N65 Riêng nhánh 6-5 do chỉ sử dụng 1 MBA làm việc để cấp cho phụ tải 5 nên tổn thất công suất trên điện trở MBA và tổn thất không tải được tính như sau : + Tổn thất công suất trên điện trở của MBA5 : ∆Sb5=S52.∆PnSđm2+jUn%100Sđm + Tổn thất không tải của MBA5 : ∆S05=∆P05+j∆Q05* Như vậy từ kết quả tính toán ta có bảng kết quả cho các nhánh N21, N65: + Bảng kết quả thông số các phần tử thay thế trên sơ đồ : Lộ Số mạch Zdi Bdi2.10-6 ∆S0i Zbi Si N2 2 5,65+11,2j 147,55 0,058+0,4j 1,27+27,95j 30+14,529j 2-1 2 11,73+11,22j 131,55 0,058+0,4j 1,27+27,95j 22+10,655j N3 2 3,8+9,15j 126,11 0,07+0,48j 0,935+21,75j 38+18,403j 3-4 2 9,48+9,07j 106,38 0,058+0,4j 1,27+27,95j 30+14,529j N6 2 8,21+12,87j 163,63 0,058+0,4j 1,27+27,95j 24+11,623j 6-5 1 13,61+17,69j 54,63 0,029+j0,2 1,27+27,95j 20+ 9,686j + Bảng kết quả tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong mạng : Đường dây SNi Si' ∆Sdi Si'' Qcdi=Qcci Sbi ∆Sbi N2 54,467+26,550j 54,467+28,336j 1,602+3,173j 52,865+25,163j 1,785 30,107+16,862j 0,107+2,333j 2-1 22,700+9,686j 22,700+11,278j 0,585+0,560j 22,115+10,718j 1,592 22,057+11,909j 0,057+1,255j N3 71,185+38,916j 71,185+40,442j 1,911+4,598j 69,274+35,844j 1,526 38,126+21,328j 0,126+2,925j 3-4 31,078+15,561j 31,078+16,849j 0,913+0,873j 30,165+15,975j 1,287 30,107+16,862j 0,107+2,333j N6 46,304+11,837j 46,304+13,817j 1,455+2,280j 44,849+11,537j 1,98 24,068+13,117j 0,068+1,493j 6-5 20,723+11,417j 20,723+12,078j 0,599+0,779j 20,124+11,299j 0,661 20,095+11,760j 0,095+2,074j Tổng 171,956+77,303j 7,065+12,263j 0,56+12,413j 5.1.1.3 Cân bằng chính xác công suất trong hệ thống : Từ bảng trên ta có công suất yêu cầu trên thanh góp 110 kv của hệ thống : SYC= 171,956+77,303j MVA Như vậy để đảm bảo điều kiện cân bằng công suất trong hệ thống thì nguồn phải cung cấp đủ công suất theo yêu cầu, Vậy tổng công suất tác dụng phát ra của nguồn điện cần phải cấp : PF = 171,956 MW Công suất phản kháng phát ra từ nguồn điện khi đó là : QF = PF .tanφht=171,956.0,6197=106,56 MVAr tổng công suất phát ra của nhà máy : SF = PF + jQF = 171,956 + 106,56 MVA Như vậy công suất phản kháng phát ra từ nhà máy lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu của hệ thống nên không cần phải bù công suất phản kháng ở chế độ phụ tải cực đại. 5.1.2 Chế độ phụ tải cực tiểu Ở chế độ phụ tải cực tiểu thì công suất của phụ tải lúc này chỉ bằng 50% công suất phụ tải cực đại. Vậy ta có bảng công suất của phụ tải ở chế độ phụ tải cực tiểu : Phụ tải 1 2 3 4 5 6 Smin i 11+5,327j 15+7,265j 19+9,202j 15+7,265j 10+4,843j 12+5,812j Xét chế độ vận hành kinh tế các trạm hạ áp khi ở chế độ phụ tải cực tiêu: thì ở chế độ phụ tải cực tiểu có thể cho một MBA ngừng làm việc, MBA còn lại làm việc ( chỉ đối với trạm sử dụng 2 MBA làm việc song song ) nhưng cần thỏa mãn điều kiện : Spt < Sgh = Sđm.m(m-1)∆P0∆Pn Chỉ xét với trạm sử dụng 2 MBA làm việc song song nên m=2 do đó : Sgh = Sđm.2∆P0∆Pn và Spt = Pi2+Qi2 Trong ®ã : Spt : C«ng suÊt phô t¶i ë chÕ ®é cùc tiÓu Sđm : C«ng suÊt §M cña MBA. PO : Tæn thÊt c«ng suÊt khi kh«ng t¶i. Pn : Tæn thÊt c«ng suÊt khi ng¾n m¹ch. XÐt tr¹m 1: Sgh = MVA C¸c tr¹m kh¸c tÝnh t­¬ng tù. Thay số liệu tính toán ta có bảng kết quả sau : Phụ tải 1 2 3 4 6 Spti 12,222 16,667 21,111 16,667 13,333 Sgh 17,38 17,38 22,23 17,38 17,38 Như vậy ở trạm 2 MBA vận hành song song thì ở chế độ phụ tải cực tiểu ta cho ngừng một MBA và MBA còn lại làm việc => Tất cả các trạm biến áp cấp cho các phụ tải đều làm việc với 1 MBA. Tính toán tương tự như ở chế độ phụ tải cực đại nhưng khi xét đến tổn thất công suất không tải và tổn thất công suất trong cuộn dây MBA, tổng trở của MBA được tính như sau cho tất cả các trạm BA * Tổn thất không tải trong MBA : ∆S0i=∆P0i+j∆Q0i * Tổn thất công suất trên cuộn dây MBA : ∆Sdi=∆Pn.(SiSđm)2+jUNSi2100Sđm * Tổng trở của MBA : Zbi=Rbi+jXbi Vậy tính toán tương tự như ở chế độ phụ tải cực đại ta có bảng kết quả sau : Bảng thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế đường dây với MBA : Đường dây Số mạch Zdi Bdi2.10-6 ∆S0i Zbi Si N2 2 5,65+11,2j 147,55 0,029+0,2j 2,54+55,9j 15+7,265j 2-1 2 11,73+11,22j 131,55 0,029+0,2j 2,54+55,9j 11+5,328j N3 2 3,8+9,15j 126,11 0,035+0,24j 1,87+43,5j 19+9,202j 3-4 2 9,48+9,07j 106,38 0,029+0,2j 2,54+55,9j 15+7,265j N6 2 8,21+12,87j 163,63 0,029+0,2j 2,54+55,9j 12+5,812j 6-5 1 13,61+17,69j 54,63 0,029+0,2j 1,27+27,95j 20+ 9,686j Bảng kết quả tổn thất công suất và tổn thất điện năng: Đường dây SNi Si' ∆Sdi Si'' Qcdi=Qcci Sbi ∆Sbi N2 26,619+8,061j 26,619+9,846j 0,361+0,715j 26,258+9,131j 1,785 15,045+7,949j 0,045+0,684j 2-1 11,184+2,767j 11,184+4,359j 0,136+0,130j 11,048+4,230j 1,592 11,019+5,621j 0,019+0,294j N3 34,764+13,441j 34,764+14,728j 0,429+1,003j 34,355+13,695j 1,526 19,017+9,481j 0,017+0,279j 3-4 15,283+5,261j 15,283+6,787j 0,212+0,203j 15,071+6,585j 1,287 15,042+7,911j 0,042+0,646j N6 22,651+7,557j 22,651+9,536j 0,390+0,612j 22,261+8,925j 1,980 12,055+6,644j 0,055+0,833j 6-5 10,177+4,062j 10,177+4,722j 0,137+0,178j 10,040+4,544j 0,661 10,011+5,005j 0,011+0,162j Tổng 84,034+29,059j 1,665+2,870j 0,189+2,889j Vậy tổng công suất của hệ thống ở chế độ phụ tải cực tiểu : SNmin=84,034+29,059j MVA * Tổng tổn thất công suất của hệ thống ở chế độ phụ tải cực tiểu: ∆Sht=∆Sdi+ ∆Sbi=1,854+5,759j MVA => Tổn thất điện năng ở chế độ phụ tải cực tiểu: ∆Aht=∆Pht.τ=1,854.3410,93=6323,86MWh 5.1.3 chế độ xác lập sau sự cố Trong chế độ sự cố của mạng điện. chỉ xét sự cố trên đường dây để kiểm tra chất lượng của mạng điện. Ở chế độ sự cố chỉ xét sự cố xảy ra trên đường dây mạch kép. Sự cố trên đường dây mạch kép là sự cố xảy ra đứt một mạch của đường dây mạch kép nghĩa là khi đó có một mạch ngừng làm việc. Đối với đường dây có nhiều phụ tải chỉ xét sự cố nặng nề nhất. Ở chế độ sự cố xét phụ tải ở chế độ cực đại. Do vậy ở chế độ sự cố thông số của mạch có sự thay đổi : + Tổng trở của nhánh đường dây bị sự cố tăng lên 2 lần. + Điện dẫn phản kháng của nhánh đường dây xảy ra sự cố giảm đi 2 lần =>công suất phản kháng trên đường dây giảm 2 lần. Riêng nhánh 6-5 là đường dây mạch đơn nên không xét xảy ra sự cố. Tính toán tương tự ta có bảng kết quả sau : Bảng thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế đường dây với MBA : Lộ Số mạch Zdi Bdi2.10-6 ∆S0i Zbi Si N2 2 11,3+22,4j 73,78 0,058+0,4j 1,27+27,95j 30+14,529j 2-1 2 23,46+22,44j 65,78 0,058+0,4j 1,27+27,95j 22+10,655j N3 2 7,6+18,3j 63,06 0,07+0,48j 0,935+21,75j 38+18,403j 3-4 2 18,96+18,14j 53,19 0,058+0,4j 1,27+27,95j 30+14,529j N6 2 16,42+25,74j 81,82 0,058+0,4j 1,27+27,95j 24+11,623j 6-5 1 13,61+17,69j 54,63 0,029+j0,2 1,27+27,95j 20+ 9,686j Bảng kết quả tổn thất công suất và tổn thất điện năng: Đường dây SNi Si' ∆Sdi Si'' Qcdi=Qcci Sbi ∆Sbi N2 55,764+36,587j 55,764+37,48j 3,436+6,81j 52,328+30,67j 0,893 30,107+16,862j 0,107+2,333j 2-1 23,359+12,763j 23,359+13,559j 1,245+1,191j 22,114+12,368j 0,796 22,057+11,909j 0,057+1,255j N3 72,507+50,76j 72,507+51,523j 4,041+9,731j 68,466+41,792j 0,763 38,126+21,328j 0,126+2,925j 3-4 32,169+19,529j 32,169+20,173j 1,955+1,871j 30,214+18,302j 0,644 30,107+16,862j 0,107+2,333j N6 47,966+31,509 47,966+32,499j 3,64+5,707j 44,326+26,792j 0,99 24,068+13,116j 0,068+1,493j 6-5 20,844+13,362j 20,844+14,023j 0,654+0,85j 20,19+13,173j 0,661 20,095+11,760j 0,095+2,074j Tổng 175,237+118,856j 14,971+26,16j 0,56+12,413j CHƯƠNG 6 XÁC ĐỊNH ĐIỆN ÁP TẠI CÁC NÚT PHỤ TẢI VÀ LỰA CHỌN ĐẦU ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP 6.1 XÁC ĐỊNH ĐIỆN ÁP TẠI CÁC NÚT PHỤ TẢI 6.1.1 Chế độ max a. Nhánh N-2-1 Điện áp trên thanh cái cao áp của nguồn điện : UN = 121 kV Tổn thất điện áp trên nhánh N2 :∆UdN2=PN2'.RN2+QN2'.XN2UN=54,467.5,65+28,336.11,2121=5,17 kV=> Điện áp tại nút 2: Uc2=UN-∆UdN2=121-5,17=115,83 kV=> Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm BA2 đã quy về phía cao áp :Uh2=Uc2-Pb2.Rb2+Qb2.Xb2Uc2=115,83-1,27.30,107+27,95.16,862115,83=111,43 kV* Tổn thất điện áp trên nhánh 2-1 :∆U21=P21'.R21+Q21'.X21U2=22,7.11,73+11,278.9,686115,83=3,24 kV=> Điện áp tại nút 1: Uc1 = Uc2 - ∆U21=115,83-3,24=112,59 KV=> Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm BA1 đã quy đổi về phía cao áp :Uh1=U1 -Pb1.Rb1+Qb1.Xb1U1 =112,59 -22,057.1,27+11,909.27,95112,59 = 109,38 b. Nhánh N-3-4 và N-6-5: Tính toán tương tự như ở nhánh N-2-1 ta có bảng kết quả sau : Nút 2 1 3 4 6 5 Uc i (kV) 115,83 112,59 115,71 111,84 116,39 112,13 Uh i (kV) 111,43 109,38 111,39 107,28 112,98 108,97 6.1.2 Chế độ min * Ở chế độ phụ tải cực tiểu thì điện áp trên thanh cái cao áp nguồn là : UN = 110 + 5 100. 110=115,5 ( kV) Tính toán tương tự như ở chế độ phụ tải cực đại ta có bảng điện áp tại các nút của mạng: Nút 2 1 3 4 6 5 Uc i (kV) 113,70 112,12 113,19 111,37 112,83 110,86 Uh i (kV) 109,46 109,07 109,23 107,06 109,27 109,48 6.1.3 Chế độ xác lập sau sự cố Ở chế độ sự cố thì điện áp trên thanh cái cao áp nguồn là : UN = 121 kV. Riêng nhánh N5 không cần tính cho chế độ sau sự cố. Tính toán tương tự như ở chế độ phụ tải cực đại ta có bảng điện áp các nút của mạng : Nút 2 1 3 4 6 5 Uc i(kV) 115,85 112,17 114,83 110,58 114,29 Uh i(kV) 111,45 108,95 110,48 105,97 110,81 6.2 LỰA CHỌN ĐẦU ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP Trong chế độ vận hành của mạng điện. phụ tải thường xuyên thay đổi nên tổn thất điện áp trong mạng thay đổi. Do đó điện áp tại các nút thay đổi vượt quá giới hạn cho phép. Vì vậy cần phải tiến hành điều chỉnh điện áp trong mạng để đảm bảo chất lượng điện áp. Theo yêu cầu về độ lệch điện áp cho phép trên thanh góp hạ áp có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường được quy định như sau : + Trong chế độ phụ tải cực đại : ∆Umax%=+5% + Trong chế độ phụ tải cực tiểu : ∆Umin%=0% + Trong chế độ sau sự cố : ∆Usc%=0÷+5% Theo yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường của phụ tải nên ta chọn các MBA có điều chỉnh điện áp dưới tải loại TPDH-32000/110 và TPDH-25000/110 có: Uc đm =115kv, Un% =10,5. Uh đm = 10 kv có phạm vi điều chỉnh điện áp ±9.1,78% Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm BA được xác định theo công thức : Uyc=Uh đm+∆U%,Uh đm Trong đó : Uh đm là điện áp đính mức phía hạ áp, Với Uh đm = 10kv ta có : + Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm khi ở chế độ phụ tải cực đại : Uyc max=10+5100.10=10,5 kv + Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp khi ở chế độ phụ tải cực đại : Uyc min=10kv + Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp khi ở chế độ sau sự cố : Uyc sc=10+5100.10=10,5 kv Từ tính toán ở phần 6,1 ta có bảng sau : Trạm biến áp 2 1 3 4 6 5 Uh i Uh max 111,43 109,38 111,39 107,28 112,98 108,97 Uh min 109,46 109,07 109,23 107,06 109,27 109,48 Uh sc 111,45 108,95 110,48 105,97 110,81 Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn được xác định theo công thức : Utc=Uc đm+nUc đm.E0100 Trong đó : - Uc đm: điện áp định mức của cuộn dây cao áp, - n : số thứ tự đầu điều chỉnh chọn - E0 mức điều chỉnh của mỗi đầu ( Tính theo % ) * Điện áp thực trên thanh góp hạ của trạm được xác đinh theo công thức : Uti=Uhi.Uh đmUtc Trong đó : - Uhi là điện áp của phía hạ áp đã quy đổi về phía cao áp trên thanh góp của trạm tương ứng với các chế độ phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và chế độ sau sự cố. Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm xác định theo công thức : ∆Ui%=Uti-UđmUđm.100 Trong đó : Uđm là điện áp định mức phía hạ áp của mạng điện, Điện áp của đầu điều chỉnh trong cuộn dây cao áp của MBA ở các chế độ phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và chế độ sau sự cố được xác định theo công thức : Uđc i=Uhi.Uh đmUyc i Trong đó : Uyc i là điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp tương ứng với các chế độ phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và chế độ sau sự cố, Với n = 0 ÷9 và n = -9 ÷ -1 ta có bảng điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn sau ( các đầu từ 1 đến 9 là các đầu tăng áp, còn các đầu từ -1 đến -9 là các đầu giảm áp ) : + Bảng điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn ứng với giá trị n = 0 ÷ 9 ( các đầu tăng áp : n 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Utc kV 115 117,05 119,09 121,14 123,19 125,24 127,28 129,34 131,38 133,42 + Bảng điện áp đầu điều chỉnh tiêu chuẩn ứng với giá trị n = -1 ÷ -9 ( các đầu giảm áp ) : n -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 Utc kV 112,95 110,91 108,86 106,81 104,77 102,72 100,67 98,62 96,58 6.2.1 Lựa chọn đầu điều chỉnh điện áp cho trạm BA2 a. Chế độ phụ tải cực đại * Điện áp của đầu điều chỉnh trong cuộn dây cao áp của MBA của trạm BA1 : Uđc max=Uh max.Uh đmUyc max=111,43.1110,5=116,74 ( kV) → Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn là: n = 1. Vậy điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Utc max=117,05 (KV) → Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm BA2 : Ut max=Uh max.Uh đmUtc=111,43.11117,05 =10,472 (kV) → Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm BA1 : ∆Umax%=Ut max-UđmUđm.100=10,472-1010.100=4,72% Chế độ phụ tải cực tiểu và chế độ sau sự cố Tính toán tương tự như ở chế độ phụ tải cực đại ta có bảng sau : Chế độ Uđci n Utc i Ut i ∆Ui% Cực đại 116,74 1 117,05 10,472 4,72 Cực tiểu 120,41 3 121,14 9,94 0,60 Sau sự cố 116,77 1 117,05 10,474 4,74 6.2.2 lựa chọn đầu điều chỉnh điện áp cho các trạm BA còn lại Tính toán tương tự như trạm BA1 ta có bảng kết quả đầu điều chỉnh điện áp sau : Trạm BA Uđci n Utc i Ut i ∆Ui% 2 Cực đại 116,74 1 117,05 10,472 4,72 Cực tiểu 120,41 3 121,14 9,94 0,60 Sự cố 116,77 1 117,05 10,474 4,74 1 Cực đại 114,59 0 115 10,462 4,62 Cực tiểu 119,98 2 119,09 10,074 0,74 Sự cố 114,14 0 115 10,421 4,21 3 Cực đại 116,69 1 117,05 10,468 4,68 Cực tiểu 120,15 2 119,09 10,089 0,89 Sự cố 115,74 0 115 10,567 5,67 4 Cực đại 112,39 -1 112,95 10,448 4,48 Cực tiểu 117,77 1 117,05 10,061 0,61 Sự cố 111,02 -2 110,91 10,510 5,10 6 Cực đại 118,36 2 119,09 10,436 4,36 Cực tiểu 120,20 2 119,09 10,093 0,93 Sự cố 116,09 1 117,05 10,414 4,14 5 Cực đại 114,16 0 115 10,423 4,23 Cực tiểu 120,43 3 121,14 9,941 0,59 Sự cố CHƯƠNG 7 TÍNH CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ _KĨ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN 7.1 Vốn đầu tư xây dựng mạng điện * Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện được xác định theo công thức : K = Kd + Kt Với : + Kd là vốn xây dựng đường dây + Kt là vốn xây dựng các trạm BA Bảng giá thành xây dựng trạm BA : Công suất MBA (MVA) 16 25 32 Giá thành (tỷ đồng) Trạm vận hành 1 MBA 15 22 29 Trạm vận hành 2 MBA song song 27 39,6 52,2 Trong mạng điện thiết kế chỉ có trạm BA4 sử dụng 1 MBA, còn các trạm còn lại đều sử dụng 2 MBA, Vậy có bảng chi phí cho các trạm BA như sau : Trạm BA (dung lượng MBA MVA) 1(25) 2(25) 3(32) 4(25) 5(25) 6(25) Số MBA trong trạm 2 2 2 2 1 2 Kt i (109 đ ) 39,6 39,6 52,2 39,6 22 39,6 → Tổng vốn đầu tư xây dựng cho các trạm BA : Kt = i=16Kt i=232,6 ty → Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện : K = Kd + Kt = 174,585 + 232,6 = 407,185 tỷ Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây : ∆Pd=7,065 MW Tổng tổn thất công suất tác dụng trong cuộn dây của MBA trong các trạm biến áp : ∆Pb=0,56 MW Tổng tổn thất không tải trong các MBA của các trạm BA : ∆Pb0=0,331 MW → Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện : ∆Pm=∆Pd+∆Pb+∆Pb0=7,065+0,56+0,331=7,956 MW → Tổn thất công suất tác dụng tính theo % : ∆Pm%=∆PmPmax.100=7,956.100172,571=4,402% 7.3 Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện ∆A=∆Pd+∆Pb.τ+∆Pb0.t Trong đó : + τ là thới gian tổn thất công suất lớn nhất và τ=3410,93 h + t là thời gian các MBA làm việc trong năm với t = 8760 h → Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện : ∆A=7,065+0,56.3410,93+0,331.8760=28908 MWh Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được hàng năm : A = Pmax.Tmax=172,571.5000=862855 MWh → Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện tính theo % : ∆A%=∆AA.100=28908.100862855=3,35 % 7.4 Chi phí và giá thành mạng điện a. Chi phí vận hành hàng năm Chi phí vận hành hàng năm trong mạng điện : Y = avhd.Kd+avht.Kt+∆A.c Trong đó : + avhd là hệ số vận hành đường dây với avhd=0,07 + avht là hệ số vận hành các thiết bị trong trạm BA với avht=0,1 → Y = (0,07.174,585 + 0,1.232,6).109 + 28908 .500.103 = 49,93.109 (đ) b. Chi phí tính toán hàng năm Chi phí tính toán hàng năm : Z = atc.K+Y=0,125.407,185 +49,93=100,828( ty) c. Giá thành truyền tải điện năng : Giá thành truyền tải điện năng : β=YA=49,93.109862855=57866 đMWh=57,87 đồng/KW d. Giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại : Giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải ở chế độ max : K0=KPmax=407,185.109172,571=2,36.109 đ/MW Các chỉ tiêu kinh tế _ kĩ thuật của mạng điện đã thiết kế : Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị Tổng công suất phụ tải ở chế độ cực đại MW 164 Tổng chiều dài đường dây km 292,853 Tổng công suất các MBA hạ áp MVA 289 Tổng vốn đầu tư cho mạng điện Tỷ đồng 407,185 Tổng vốn đầu tư về đường dây Tỷ đồng 174,585 Tổng vốn đầu tư cho các trạm BA Tỷ đồng 232,6 Tổng điện năng các phụ tải tiêu thụ MW/h 862855 Tổn thất điện áp lớn nhất ở chế độ bình thường % 8,92 Tổn thất điện áp lớn nhất ở chế độ sự cố % 14,17 Tổng tổn thất công suất tác dụng MW 7,956 Tổng tổn thất công suất tác dụng tính theo phần % % 4,402 Tổng tổn thất điện năng MW/h 28908 Tổng tổn thất điện năng tính theo phần % % 3,35 Chi phi vận hành hàng năm Tỷ đồng 49,93 Chi phí tính toán hàng năm Tỷ đồng 100,828 Giá thành truyền tải điện năng đ/kW 57,87 Giá thành chi phí xây dựng 1 MW công suất khi cực đại đ/MW 2,36.109 MỤC LỤC