Luận văn Thiết kế lưới điện khu vực

Luận văn Đề Tài: Thiết kế lưới điện khu vực Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 1 LỜI NÓI ĐẦU Quá trình công nghiệp hoá hiện đại hoá đất nước đang phát triển mạnh mẽ đòi hỏi trình độ khoa học kỹ thuật ngày càng cao, đặt ra những yêu cầu bức thiết về xây dựng và phát triển cơ sở hạ tầng. Trong đó ngành điện là ngành hạ tầng cơ sở được ưu tiên phát triển trước hết vì điện năng là không thể thiếu được trong hầu hết các lĩnh vực sản xuất công nghiệp. Để phát triển kinh tế thì ngành điện phải phát triển trước một bước. Cùng với đó có những yêu cầu đặt ra cho ngành điện là theo kịp trình độ kỹ thuật công nghệ trong khu vực và trên thế giới, đáp ứng được yêu cầu sản lượng và chất lượng điện năng cho nhu cầu sản xuất, sinh hoạt. Trong hệ thống điện nước ta hiện nay quá trình phát triển phụ tải ngày càng nhanh nên việc quy hoạch, thiết kế mới và phát triển mạng điện đang là vấn đề cần quan tâm của ngành điện nói riêng và cả nước nói chung. Đồ án tốt nghiệp lưới điện giúp sinh viên ứng dụng những kiến thức đã học khi nghiên cứu lý thuyết vào việc thực hiện một nhiệm vụ cụ thể và toàn diện. Đây là bước tập dượt giúp cho sinh viên những kinh nghiệm quý báu trong công việc sau này. Em rất biết ơn các thầy cô giáo trong bộ môn Hệ thống điện đã giúp em có được những kiến thức cần thiết để làm đồ án. Em xin chân thành cảm ơn PGS- TS Trần Bách đã tận tình hướng dẫn em hoàn thành đồ án này. Sinh viên: Trần Minh Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 2 CHƯƠNG I CÁC ĐỊNH HƯỚNG CƠ BẢN I.1. PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI 1. Nguồn điện: Trong thiết kế lưới điện, việc phân tích nguồn cung cấp điện rất quan trọng để nắm vững đặc điểm và số liệu của các nguồn, tạo thuận lợi cho việc tính toán. Việc quyết định sơ đồ nối dây của mạng điện cũng như định phương thức vận hành của các nhà máy điện hoàn toàn phụ thuộc vào vị trí, nhiệm vụ cũng như tính chất của từng nhà máy điện. Ở đây nguồn điện là hai nhà máy nhiệt điện có các số liệu như sau: + Nhà máy nhiệt điện I: 4 x 50 MW = 200; cos ϕ = 0,85 + Nhà máy nhiệt điện II: 3 x 50 MW = 150; cos ϕ = 0,85 Hai nhà máy điện đều là nhiệt điện ngưng hơi. Loại máy phát điện dùng trong hai nhà máy là máy phát điện đồng bộ tua bin hơi có các thông số như trong bảng sau: Loại N (v/ ph) S (MVA) P (MW) U (KV ) cosϕ I (KA ) X '' d X'd Xd TBФ-50-3600 3600 62,5 50 6,3 0,85 5,73 0,1336 0,1786 1,4036 Các đặc điểm chủ yếu của hai nhà máy điện: Làm việc với tua bin hơi và lò đốt nhiên liệu. Muốn làm việc phải có thời gian khởi động lò có thể không đáp ứng được nhu cầu phụ tải. Do đó công suất dự trữ phải là dự trữ nóng. Mặt khác lò có các đặc tính như sau: phụ tải kinh tế là 85% đến 90% phụ tải định mức; phụ tải ổn định > 70%; dưới 70% phải phun Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 3 thêm dầu, không kinh tế; dưới 30% thì không nên chạy lò, quá tải tối đa là 15%. Do đó nếu ghép một lò một máy phát thì máy phát cũng chỉ nên nhận phụ tải độ 85% là kinh tế, công suất tối thiểu không dưới 30%, quá tải tối đa không quá 15%... Hiệu suất thấp: η = 30 - 40% Giá thành sản xuất điện năng cao. Hai nhà máy được đặt cách xa nhau và bao lấy các phụ tải điện, điều này rất có lợi cho phân phối tải. - Vì hai nhà máy đều là nhiệt điện nên có thể chủ động về nguồn nhiên liệu, do đó việc phát công suất luôn ổn định. Đây chính là ưu điểm chính của lưới. 2. Phụ tải: - Theo số liệu ban đầu đã cho thì hai nhà máy nhiệt điện trên cung cấp cho 9 phụ tải; Các phụ tải này có công suất không lớn và có Tmax = 5.500 h, điều này chứng tỏ đây là vùng công, nông nghiệp và dân cư. Mặt khác các phụ tải đều được bố trí nằm giữa hai nhà máy điện, do đó rất thuận tiện cho việc cung cấp điện. Phụ tải ở đây đều là phụ tải loại I nên không được phép mất điện, do đó khi thiết kế lưới điện cần phải đảm bảo yêu cầu cung cấp điện tin cậy cho các phụ tải. Phụ tải lớn nhất: P2 = P6 = 38 ( MW ) Phụ tải nhỏ nhất: P1 = P4 = P7 = 18 ( MW ) * Các số liệu phụ tải cơ bản: PT1 PT2 PT3 PT4 PT5 PT6 PT7 PT8 PT9 Pmax ( MW) 18 38 29 18 29 38 18 29 29 cosϕ 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 4 Yêu cầu ĐCĐA KT KT KT KT KT KT KT KT KT Yêu cầu ĐTC Tất cả các phụ tải đều được cấp điện từ hai nguồn Điện áp hạ áp: 10 KV Pmin = 50% Pmax Giá 1KWh điện năng tổn thất: 600 đ / KWh Giá tụ bù: 200.000 đ / KVar Ơ đây giả sử những số liệu trên của phụ tải là đã xét đến hệ số sử dụng của từng phụ tải và đã kể đến kế hoạch phát triển trong 10 năm. I.2. CÁC LỰA CHỌN KỸ THUẬT 1.Kết cấu lưới điện Kết cấu lưới điện được thực hiện với các yêu cầu: - Tính kinh tế: Các thiết bị được sử dụng để xây dựng lưới điện với chi phí nhỏ nhất nhưng vẫn thoả mãn các yêu cầu về độ tin cậy, chất lượng điện năng, tổn thất, an toàn... Độ tin cậy cung cấp điện được thoả mãn theo tính chất của phụ tải, ở đây các phụ tải đều là hộ loại I. Chất lượng điện năng: Các giá trị độ lệch tần số và điện áp tại các nút phụ tải phải nằm trong giới hạn cho phép. Giá trị tổn thất công suất và tổn thất điện năng trên các đường dây truyền tải cũng phải nằm trong giới hạn cho phép. Tính vận hành linh hoạt: Lưới điện xây dựng có thể làm việc với nhiều chế độ và phương thức vận hành khác nhau mà vẫn đảm bảo các tiêu chuẩn kinh tế, kỹ thuật, an toàn, đáp ứng được sự phát triển của phụ tải trong 10 năm tới. Ngoài ra còn phải phù hợp với các yếu tố tự nhiên và xã hội như: khí tượng thuỷ văn, địa chất, địa hình, giao thông vận tải... Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 5 Vì những lý do trên kết cấu của lưới điện khu vực thiết kế như sau: Mỗi trạm phân phối phụ tải được cấp điện từ hai đường dây song song từ hai thanh cái độc lập của trạm phân phối nhà máy điện tại trạm phân phối trung gian hoặc bằng mạch vòng kín gồm nhiều phụ tải hai đầu nối vào nguồn điện hoặc trạm phân phối trung gian. Đường dây liên lạc giữa hai nhà máy điện được thiết kế bằng đường dây song song, cấp điện cho một số phụ tải nằm giữa hai nhà máy điện. Chọn loại đường dây trên không, trong nước sản xuất đảm bảo được tính kinh tế cũng như các tiêu chuẩn kỹ thuật, an toàn... Dây dẫn: chọn loại dây nhôm lõi thép, đảm bảo độ bền cơ, khả năng dẫn điện và rẻ tiền. Loại cột: Tuỳ theo từng vị trí khác nhau mà ta có thể chọn cột bê tông cốt thép hay cột sắt. Địa hình bằng phẳng dùng cột bê tông cốt thép, rẻ tiền, địa hình đồi núi khó vận chuyển dùng cột sắt đắt tiền nhưng có thể tạo tại chỗ. Ở những vị trí cột góc, cột néo, cột vượt đường giao thông ... ta dùng cột sắt. Ở những vị trí đỡ ta dùng cột ly tâm bê tông cốt thép. - Cách bố trí dây dẫn trên cột: + Nếu là đường dây đơn: Ta bố trí dây dẫn theo hình tam giác đều. + Nếu là đường dây kép: Ta bố trí dây dẫn theo hình tam giác vuông cân. Các loại thiết bị khác như xà, sứ, nối đất,... dùng loại trong nước sản xuất. 2. Kết cấu trạm biến áp Trạm biến áp nên xây dựng ở những nơi có mật độ dân cư tương đối thấp. Do tất cả các hộ phụ tải đều là hộ tiêu thụ loại I nên trạm biến áp cấp điện cho mỗi hộ phụ tải sẽ có hai máy biến áp làm việc song song để đảm bảo cung cấp điện liên tục khi bảo quản hoặc sự cố một máy biến áp. Dùng máy biến áp do Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 6 ABB sản xuất. Sử dụng máy cắt khí SF6 do Siemens sản xuất để đóng cắt và bảovệ cho các máy biến áp. I.3 CHỌN CẤP ĐIỆN ÁP ĐỊNH MỨC CỦA LƯỚI ĐIỆN Một công việc trong thiết kế lưới điện là lựa chọn đúng điện áp của đường dây tải điện. Vấn đề này rất quan trọng vì nó ảnh hưởng trực tiếp đến tính kỹ thuật và kinh tế của mạng điện. Ta dựa vào công thức kinh nghiệm để xác định điện áp tải điện U thông qua công suất và chiều dài đường dây truyền tải: 1000 P. 0,016. l 34,4 U += PT1 PT2 PT3 PT4 PT5 PT6 PT7 PT8 PT9 Pmax (MW) 18 38 29 18 29 38 18 29 29 L ( km ) 58,31 90,55 108,17 63,25 114,18 64,03 70 56,59 50 U ( KV ) 80,77 114,71 103,81 81,34 104,36 112,51 82,12 99,02 98,4 Ta dự kiến: NM I cung cấp điện cho phụ tải: 1, 2, 3, 5, 6 NM II cung cấp điện cho phụ tải: 4, 7, 8, 9 Dựa vào bảng tổng kết trên ta chọn Uđm = 110 KV Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 7 CHƯƠNG II CÂN BẰNG CÔNG SUẤT - TÍNH BÙ SƠ BỘ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Việc cân bằng công suất hệ thống điện là xem khả năng cung cấp và tiêu thụ điện trong hệ thống có cân bằng hay không. Từ đó xác định phương thức vận hành giữa các nhà máy trong hệ thống. Việc xác định phương thức vận hành là bài toán phức tạp và phụ thuộc vào nhiều yếu tố, nhưng ở đây ta chỉ xác định sơ bộ để đề ra phương án nối dây giữa các hộ tiêu thụ điện. Trong hệ thống điện chế độ vận hành ổn định chỉ tồn tại khi có sự cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng. Cân bằng công suất tác dụng trước hết cần thiết để giữ ổn định tần số, còn cân bằng công suất phản kháng trong hệ thống điện để giữ ổn định điện áp. II.1. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG Sự cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu thức: Σ PF = m. Σ Ppt + Σ Pmđ + Σ Ptd + Σ Pdt Trong đó: + m là hệ số đồng thời, ở đây để đơn giản ta cho m = 1 + Theo đầu đề thiết kế tốt nghiệp đã cho số liệu của nhà máy nhiệt điện I và II, nên ta xác định được công suất phát tổng Σ PG Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 8 Σ PG = 4 x 50 + 3 x 50 = 350 MW + Tổng công suất phụ tải: PPt = ⇒ ∑ = 9 1 ptiPm i = 18 + 38 + 29+ 18 + 29 + 38 + 18 + 29 + 29 = 246 MW + ΔPmđ: Là tổn thất công suất trong mạng điện. Tổn thất này phụ thuộc phụ tải nhưng khi thiết kế sơ bộ ta coi là không đổi và tạm thời ước lượng là 8% 68,19246%8PΣ%8PΣ∆ PTmd =×=×= (MW) + Ptd: Là công suất tự dùng của hai nhà máy điện được lấy bằng 8% của tổng công suất phụ tải và tổn thất của mạng. ( ) ( ) 25,2168,19246%8PΣ∆PΣm%8P mdPTtd =+×=+×=Σ (MW) - Công suất dự trữ bằng công suất của tổ máy lớn nhất : ΣPdt = 50 MW Σ PF = 1.246 + 19,68 + 21,25 + 50 = 336,93 MW Tổng công suất đặt của hai nhà máy là 350 MW > Σ PF = 336,93 MW Nguồn điện cung cấp đủ cho nhu cầu công suất tác dụng của phụ tải nên hệ thống tồn tại sự cân bằng công suất tác dụng. II.2. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Như ta đã biết điện áp là một trong hai chỉ tiêu phản ánh chất lượng điện năng. Điện áp của lưới phụ thuộc rất nhiều vào công suất phản kháng của hệ thống điện. Sự thiếu hụt công suất phản kháng sẽ dẫn đến làm cho điện áp của lưới điện bị giảm thấp, gây ảnh hưởng xấu đến các phụ tải tiêu thụ điện. Vì vậy ta phải cân bằng công suất phản kháng để xem xét sự thiếu hụt công suất phản kháng, từ đó đưa ra phương pháp bù công suất phản kháng cho hệ thống điện. ∑ = 9 1 pti Pm i Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 9 Sự cân bằng công suất phản kháng trong hệ thống điện được xác định bằng biểu thức sau: ΣQyc = ΣQF + ΣQb Trong đó: + m là hệ số đồng thời m = 1 +ΣQyc là tổng CSPK yêu cầu của hệ thống điện ΣQyc = m. ΣQpt + ΣQB + ΣΔQl + ΣQtd + ΣQdt - ΣQc + ΣQpt : Là tổng công suất phản kháng của phụ tải Σ Qpt = ∑ = 9 1i ptiP x tgϕi Theo số liệu ban đầu thì cosϕ của các phụ tải đều = 0,85, do đó tgϕ của chúng đều bằng 0,6197 Σ Qpt = 246 x 0,6197 = 152,46 MVAR + ΔQB: Tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp. ΣΔQB = 15% Σ Qpt = 15% x 152,46 = 22,87 MVAR + Σ ΔQl: Là tổn thất công suất phản kháng trên đường dây. + Σ ΔQC: Là công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra. Vì ở đây là tính sơ bộ nên ta giả thiết tổn thất công suất phản kháng trên đường dây cân bằng với công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra. + Σ Qtd: Là công suất phản kháng tự dùng Σ Qtd = Σ Ptd x tgϕtd Ở đây ta lấy cosϕtd = 0,85 ⇒ tgϕtd = 0,6197 Σ Qtd = 21,25 x 0,6197 = 13,17 MVAR + Σ Qdt : là tổng CSPK dự trữ của hệ thống ( lấy bằng CSPK dự trữ của tổ máy lớn nhất ) Σ Qdt = 50 . 0,6197 = 30,99 MVAR Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 10 Vậy ΣQyc = 152,46 + 22,87 + 13,17 + 30,99 = 219,49 MVAR + ΣQF là tổng CSPK phát của các máy phát điện Ta có: ΣQF = ΣPF x tgϕF Vì cosϕF = 0,85 ⇒ tgϕF = 0,6197 nên: ΣQF = 336,93 .0,6197 = 208,81 MWAR + ΣQb là tổng CSPK cần bù sơ bộ cho hệ thống nếu thiếu do máy phát điện phát ra ΣQb = ΣQyc - ΣQF = 219,49 - 208,81 = 10,68 MVAR Vậy cần phải bù sơ bộ CSPK cho phụ tải. II.3. BÙ SƠ BỘ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG - Dung lượng cần bù: ΣQb = 10,68 MVAR. Ta thấy rằng ΣQb > 0 nghĩa là nguồn điện thiếu công suất phản kháng. Lượng công suất phản kháng thiếu hụt là 10,68 MVAR, ta phải dùng các tụ điện đặt tại các nút phụ tải để bù vào cho đủ. - Nguyên tắc đặt bù: + Bù ở hộ xa nhất (tính từ 2 nguồn điện đến), nếu chưa đủ thì tiếp tục bù ở hộ gần hơn, quá trình tiếp tục như vậy cho đến khi bù hết số lượng cần bù. + Khi ta bù đến cosϕ' = 0,95 (tgϕ' = 0,3287). Nếu công suất phản kháng cần bù lần cuối nhỏ hơn công suất phản kháng lúc đến cosϕ' = 0,95 thì chỉ bù đến số lượng cần bù, sau đó tính cosϕ' sau khi bù. Sau đây ta lần lượt bù tại các phụ tải theo nguyên tắc đã nêu: + Phụ tải 5: Bù đến cosϕ' = 0,95 (tgϕ' = 0,3287) Qb5 = ( tgϕ5 - tgϕ5' ) = 29x( 0,6197 - 0,3287 ) = 8,439 MVAR Sau khi bù cho phụ tải 5 thì lượng công suất phản kháng của hệ thống còn thiếu là: Q'b = Qb - Qb5 = 10,68 – 8,439 = 2,241 MVAR Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 11 Ta bù cho nút phụ tải 3: Trước khi bù ta có: Ppt 3 = 29 MW; cosϕ = 0,85 Qpt 4 = 29 . 0,6197 = 17,9713 MVAR. Sau khi bù ta có: cosϕ'3 = cos (arctg Qpt 3 - Q'b ) Ppt 3 = cos (arctg 17,9713 – 2,241 ) = 0,879 29 Kết luận: Sau khi bù ta có: + Phụ tải 5 được bù đến cosϕ' = 0,95 + Phụ tải 3 được bù đến cosϕ' = 0,879 Tổng dung lượng bù: 10,68 MVAR Từ kết quả tính toán trên, ta có bảng các thông số cosϕ và dung lượng bù tại các nút phụ tải như sau: Phụ tải Pi ( MW) Qi (MVAR) cosϕ (trước khi bù) Q'i (MVAR) cosϕ (sau khi bù) Qb (MVAR) 1 18 11,16 0,85 11,16 0,85 0 2 38 23,57 0,85 23,57 0,85 0 3 29 17,97 0,85 15,729 0,879 2,241 4 18 11,16 0,85 11,16 0,85 0 5 29 17,97 0,85 9,531 0,95 8,439 6 38 23,57 0,85 23,57 0,85 0 7 18 11,16 0,85 11,16 0.85 0 8 29 17,97 0,85 17,97 0,85 0 9 29 17,97 0,85 17,97 0,85 0 Những số liệu phụ tải sau khi bù sơ bộ sẽ được dùng để tính toán trong phần so sánh phương án, tìm sơ đồ nối dây chi tiết tối ưu của mạng điện. Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 12 CHƯƠNG III THÀNH LẬP CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI ĐIỆN TÍNH TOÁN KỸ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN III.1. DỰ KIẾN PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN Phương thức vận hành các nhà máy điện trong hệ thống phải thoả mãn điều kiện vận hành kinh tế hệ thống điện, nhằm mục đích giảm chi phí sản xuất điện năng. Phương thức huy động nguồn trong toàn hệ thống cũng như việc xác định trình tự vận hành của từng nhà máy điện phải chính xác, hợp lý, chặt chẽ về kinh tế kỹ thuật. Xác định phương thức vận hành là bài toán phức tạp và phụ thuộc vào nhiều yếu tố, nhưng ở đây ta chỉ xác định sơ bộ để giúp cho việc đề ra các phương án nối dây lưới điện khu vực thiết kế. Việc xác định phương thức vận hành bao gồm: dự kiến số tổ máy làm việc và công suất phát của các nhà máy điện trong các chế độ vận hành khác nhau. Yêu cầu công suất tải phần trăm của hai nhà máy điện gần bằng nhau. Nhà máy điện có đặc tính tải tốt hơn phát nhiều hơn. Như trình bày trong phần trên, ta tính được giá trị công suất giới hạn cho một tổ máy phát: P1F kt = 85% . Pđm = 0,85 . 50 = 42,5 ( MW ) P1F min = 30% . Pđm = 0,3 . 50 = 15 ( MW ) Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 13 P1F max = Pđm = 50 ( MW ) Từ đó phương thức vận hành 2 nhà máy nhiệt điện của lưới điện khu vực thiết kế trong các chế độ vận hành khác nhau được xác định như sau: Giả sử nhà máy nhiệt điện II có đặc tính kinh tế tốt hơn. 1. Chế độ phụ tải cực đại Công suất yêu cầu trong chế độ max: Σ Pmax yc = Σ PF - Σ Pdt = 336,93 - 50 = 286,93 ( MW ) Công suất phát % của cả hệ thống là : %98,81%100 350 93,286 %PF =×= + Nhà máy nhiệt điện I: Cho phát 80% công suất đặt của nó, nghĩa là: PFNDI = 80% x 200 = 160 (MVA) Trong đó tự dùng của nhà máy là (8% x 160)/1,08 = 11,83 MW, phát lên lưới là PHT I = 160 – 11,83 = 148,15 MW. + Nhà máy nhiệt điện II: Đảm nhiệm phần công suất còn lại và làm nhiệm vụ cân bằng công suất khi tính toán ... PFNĐII = 286,93 - 160 = 126,93 MW Phần trăm công suất phát của NĐII là: (126,93 / 150 )x 100% = 84,62% Trong đó tự dùng của NĐ II là 21,25 – 11,85 = 9,67 MW. Công suất phát lên lưới của NĐ II là: PHT II = 126,93 – 9,67 = 117,26 MW Như vậy, ở chế độ này nhà máy nhiệt điện II phát 84,62% công suất đặt của nó, nhà máy nhiệt điện I phát 80% công suất đặt. Việc phân phối công suất như trên là hợp lý đảm bảo cho các nhà máy làm việc kinh tế. 2. Chế độ phụ tải cực tiểu Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 14 Yêu cầu là tổng công suất đặt của tất cả các tổ máy phát điện phải lớn hơn hoặc bằng công suất yêu cầu trong chế độ min cộng với công suất tổ máy lớn nhất. Theo số liệu ban đầu thì công suất ở chế độ phụ tải min 50% công suất trong chế độ max. Nghĩa là: P min = 50 x 246 = 123 MW 100 Tổn thất công suất tác dụng : ΔPmin mđ = 8% x 123 = 9,84 ( MW ) Tổng công suất tự dùng: Pmin td = 8% x ( 123 + 9,84 ) = 10,63 ( MW ) Công suất yêu cầu trong chế độ min: Pmin yc = 123 + 9,84 + 10,63 = 143,47 ( MW ) Phần trăm công suất phát của cả HT là: (143,47/350) x 100% = 40,99% Nhận xét: Ta thấy rằng nếu cho tất cả các tổ máy của hai nhà máy điện cùng làm việc thì các nhà máy sẽ làm việc non tải. Để nâng hiệu quả kinh tế khi vận hành lưới điện, trong trường hợp này ta sơ bộ định công suất phát cho từng nhà máy như sau: + Nhà máy nhiệt điện II: Cho làm việc 2 tổ máy, 1 tổ máy nghỉ. Phát 75% công suất đặt của 3 tổ máy Pmin NĐII = 75 x 100 = 75 MW 100 Trong đó tự dùng của nhà máy là : Pmin td II = ( 8% x 75) / 1,08 = 5,56 ( MW ) Công suất phát lên lưới là: 75 - 5,56 = 69,44 ( MW ) + Nhà máy nhiệt điện I: Đảm nhiệm phần công suất còn lại Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 15 Pmin NĐI = 143,47 - 69,44 = 74,03 MW và làm nhiệm vụ cân bằng công suất sau khi tính chính xác. Ta cho nhà máy I phát 2 tổ máy, 2 tổ máy nghỉ. Phần trăm công suất phát của 2 tổ máy còn lại là: 74,03% Công suất tự dùng của nhiệt điện I: Ptd NĐI = 10,63 - 5,56 = 5,07 ( MW ) Công suất phát lên hệ thống của NĐI: 74,03 - 5,07 = 68,96 ( MW ) Xét điều kiện: Σ Pmin F = 2 x 50 + 2 x 50 = 200 ( MW ) Σ Pmin yc = 143,47 + 50 = 193,47 ( MW ) Ta thấy Σ Pmin F > Σ Pmin yc nên thoả mãn điều kiện Vậy trong chế độ phụ tải cực tiểu: NĐII làm việc với 2 tổ máy phát 75% công suất định mức NĐI làm việc với 2 tổ máy phát 74,03% công suất định mức Phương thức vận hành của chế độ phụ tải cực tiểu là hợp lý thoả mãn các yêu cầu về kinh tế kỹ thuật. 3. Chế độ sự cố Ở đây ta chỉ xác định phương thức vận hành trong trường hợp sự cố nguy hiểm nhất: trong chế độ phụ tải max tổ máy có công suất phát lớn nhất ngừng làm việc ( 1 tổ máy của NĐII bị sự cố ). Lúc này NĐI làm việc với 4 tổ máy và NĐII làm việc với 2 tổ máy. Công suất yêu cầu trong chế độ max: Pmax yc = 286,93 ( MW ) NĐI làm việc với 2 tổ máy còn lại với P = Pđm Psc FNĐI = 2 x 50 = 100 ( MW ) Công suất tự dùng của NĐI: Psc td II =( 8% x 100)/1,08 = 7,41 ( MW ) Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 16 Công suất phát lên hệ thống: Psc HT II =100 - 7,41 = 92,59 ( MW ) Công suất phát của NĐI: Psc F NĐI = 286,93 - 100 = 186,93 ( MW ) Phần trăm công suất phát của NĐII là: (186,93/200 ) x 100% = 93,47% Công suất tự dùng của NĐII là: Psc td I = 21,25 - 7,41 = 13,84 ( MW ) Công suất phát lên hệ thống của NĐI: Psc HT I = 186,93 - 13,84 = 173,09 ( MW ) Vậy trong chế độ sự cố 1 tổ máy của NĐII thì NĐI làm việc với 4 tổ máy phát 93,47% công suất định mức khi đó NĐII làm việc với 2 tổ máy và phát 100% công suất định mức. Trong trường hợp sự cố nguy hiểm nhất nguồn điện vẫn có phương thức vận hành đáp ứng nhu cầu phụ tải. Từ kết quả tính toán trên ta có bảng phương thức vận hành của từng nhà máy điện ở các chế độ tải như sau: CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH NHÀ MÁY ĐIỆN CHẾ ĐỘ TẢI MAX CHẾ ĐỘ TẢI MIN CHẾ ĐỘ SỰ CỐ NĐ I - 4 tổ máy làm việc - Phát 80% Pđm - PF NĐ I = 160 MW - Phát 148,15 MW lên lưới - P td = 11,83 MW - 2 tổ máy làm việc, 2 tổ máy nghỉ - Phát 74,03% Pđm - PF NĐ I = 74,03 MW - Phát 68,96 MW lên lưới - P td = 5,07 MW - 4 tổ máy làm việc - Phát 93,47% Pđm - PF NĐ I = 186,93 MW - Phát 173,09 MW lên lưới - P td = 13,84 MW Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 17 NĐ II - 3 tổ máy làm việc - Phát 84,62% Pđm -PFNĐII =160,93 MW - Phát 117,26 MW lên lưới - P td = 9,67 MW - 2 tổ máy làm việc, 1 tổ máy nghỉ - Phát 75% Pđm - PF NĐ II = 75 MW - Phát 69,44 MW lên lưới - P td = 5,56 MW - 2 tổ máy làm việc, 1 tổ máy nghỉ - Phát 100% Pđm - PF NĐ II = 100 MW - Phát 92,59 MW lên lưới - P td = 7,41 MW III.2. THÀNH LẬP CÁC PHƯƠNG ÁN LƯỚI ĐIỆN 1. Nguyên tắc chung thành lập phương án lưới điện Việc lựa chọn và vạch tuyến đường dây là công việc khởi đầu của công tác thiết kế đường dây tải điện, nó có ảnh hưởng quyết định tới việc thi công, quản lý, vận hành... Một sơ đồ lưới điện có thích hợp hay không là do nhiều yếu tố khác nhau quyết định: số lượng và công suất phụ tải, vị trí phân bố phụ tải và nguồn điện, mức độ yêu cầu đảm bảo nguồn điện... Nhìn chung sơ đồ nối dây lưới điện khu vực thiết kế cần phải thoả mãn các yêu cầu sau: - Hiệu quả kinh tế của lưới điện: công suất cấp cho phụ tải bằng đường dây gần nhất, có hướng từ nguồn đến phụ tải. - Độ tin cậy theo yêu cầu: các phụ tải đều là hộ tiêu thụ loại I, mỗi phụ tải được cung cấp điện bằng hai đường dây độc lập. Mỗi đường dây có thể cung cấp đủ công suất cho phụ tải khi đường dây kia bị sự cố. Giữa hai nhà máy điện phải đảm bảo liên lạc: đường dây liên lạc là hai lộ song song, có khả năng truyền tải công suất liên lạc giữa hai nhà máy khi nhà máy nào đó có một tổ máy ngừng làm việc. Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 18 - Chất lượng điện năng: các giá trị độ lệch tần số và điện áp tại các nút phụ tải, các giá trị tổn thất công suất, tổn thất điện năng trên đường dây truyền tải phải nằm trong giới hạn cho phép. - Tính linh hoạt trong vận hành: có thể thích ứng với nhiều trạng thái vận hành khác nhau. - Đáp ứng được sự phát triển của phụ tải. Ngoài ra còn phải cân nhắc đến các yếu tố khác như: tính chất nguồn điện, địa lý, giao thông vận tải, tổ chức, quản lý thi công... Trong thiết kế tốt nghiệp việc thành lập phương án nối điện tôit ưu được tiến hành như sau: Đề ra một loạt phương án lưới điện khả thi sau đó dùng phương pháp momen phụ tải loại ra phương án bất hợp lý, số phương án còn lại sẽ được so sánh về mặt kinh tế, kỹ thuật để tìm ra phương án tối ưu nhất. 2. Các phương án lưới điện Phương án 1 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 19 Phương án 2 Phương án 3 Phương án 4 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 20 Phương án 5 III.3 TÍNH TOÁN KỸ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN * Xác định tổn thất công suất mà NĐI và NĐII đảm nhận: ΣΔP mđ = ΣΔPmđ I + ΣΔPmđ II = 8% x 246 = 19,68 MVAR ΣΔPmđ I = 8% x ΣPpt I nên ΣPpt I = 100 / 8 x ΣΔPmđ I ΣΔPmđ II = 8% x ΣPpt II nên ΣPpt II = 100 / 8 x ΣΔPmđ II PHTI/PHTII = (ΣPPT I+ΣΔPmđ I)/ (ΣPPT II+ΣΔPmđ II) = = ΣΔPmđ I/ΣΔPmđ II = 148,15/117,26 Suy ra: ΣΔPmđ II = 8,69 MW ΣΔPmđ I = 10,99 MW Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 21 Các giá trị ΣΔPmđ I , ΣΔPmđ II không đổi trong các phương án nối dây. 1. Phương pháp chung a. Chọn Jkt chung cho toàn lưới điện: Lưới điện khu vực thiết kế chọn đường dây trên không, dây dẫn là loại dây nhôm lõi thép, thời gian sử dụng công suất lớn nhất của phụ tải Tmax = 5500 h nên ta chọn Jkt = 1,0 A/ mm2 b. Tính công suất phát các nguồn điện cấp cho phụ tải trong chế độ cực đại Theo tính toán trong các phần trên ta có: công suất tác dụng các nguồn điện NĐI và NĐII cấp cho phụ tải là: ΣPpt I = PHT I - ΣΔPmđ I = 148,15 – 10,99 = 137,16 MW ΣPpt II = PHT II - ΣΔPmđ II = 117,26 – 8,69 = 108,57 MW Công suất phản kháng các nguồn điện NĐI và NĐII phát ra: QF NĐ I = P F NĐ I x tg( arcos 0,85 ) = 160 x 0,6197 = 99,15 MVAR QF NĐ II = P F NĐ II x tg( arcos 0,85 ) = 126,93 x 0,6197 = 78,66 MVAR Công suất phản kháng mỗi nguồn cấp cho phụ tải tỷ lệ với lượng công suất phản kháng mà nó sinh ra. ΣQpt I/ΣQpt II = QFNĐ I/QFNĐ II = 99,15 / 78,66 ( 1 ) ΣQpt I + ΣQpt II =141,82 ( 2 ) Suy ra: ΣQpt I = 79,08 ( MVAR ) ΣQpt II = 62,74 ( MVAR ) Công suất biểu kiến các nguồn cấp cho phụ tải: ΣSpt I = 137,16 + j 79,08 ( MVA ) ΣSpt II = 108,57 + j 62,74 ( MVA ) c. Chọn tiết diện tối ưu Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 22 Tính dòng điện làm việc lớn nhất chạy trên các đoạn đường dây: 3 2 max 2 max3max max 103 10 3 ×⋅⋅ +=×⋅⋅= dmdm Un QP Un SI (A) + n : số đường dây trong mạch + Uđm = 110 KV + Smax là công suất cực đại + Imax : là dòng điện cực đại. * Lựa chọn dây dẫn: Dây dẫn được chọn theo điều kiện kinh tế: F ≥ Ftt = Imax JKT Trong đó: JKT = 1 (Vì mạng thiết kế là mạng khu vực có Tmax = 5500 h) Ghi chú: - Như đã trình bày trong mục trên dây dẫn ở đây được chọn là dây lõi thép (AC). - Tiết diện tối thiểu có thể chọn theo điều kiện tổn thất vầng quang là 70 mm2 đối với cấp điện áp 110 KV. - Khoảng cách trung bình hình học giữa các pha là DTB = 5 m. - Kiểm tra điều kiện phát nóng: khi sự cố đứt một mạch trong hai đường dây hoặc mạch vòng đứt một trong hai đoạn đường dây nối với nguồn; điều kiện là: Isc < K× Icp Với K - hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ ( K = 1 ) d. Tính tổn thất điện áp * Tổn thất điện áp lúc làm việc bình thường được tính theo biểu thức: ΔU % = Σ PR + Σ QX . 100 U2 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 23 Với quy ước: Lúc làm việc bình thường tương đương với chế độ tải max. * Tổn thất điện áp lớn nhất của lưới điện trong chế độ bình thường Tính ΔUbt của các đường dây từ nguồn đến phụ tải xa nhất, chọn giá trị lớn nhất, đó chính là ΔUbt max của phương án. * Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố nặng nề nhất Lúc sự cố nguy hiểm nhất là lúc đường dây kép bị đứt 1 mạch hoặc mạch vòng bị đứt 1 nhánh nối vào nguồn có tổng trở nhỏ hơn. Tính ΔUsc của các đường dây từ nguồn đến phụ tải xa nhất, chọn giá trị lớn nhất, đó chính là ΔUsc max của phương án. e.Kiểm tra các điều kiện về tổn thất điện áp ΔUbt max < ΔUbt max cp = 10% ΔUsc max < ΔUsc max cp = 20% 2. Phương án 1 Ta thấy trong phương án này không có mạch vòng kín, tất cả đều là đường dây lộ kép. Do đó sự cố nguy hiểm nhất xảy ra ở mỗi nhánh là bị đứt 1 lộ của đường dây kép đó. Khi đó ΔUSC% = 2 ×ΔUbt a. Chọn tiết diện dây dẫn SI-2 = ΣSpt I - Spt1 - Spt3 - Spt5 - Spt6 = 137,16 + j 79,08-18-j 11,16-29-j 15,73-29-j 9,53-38-j 23,57 = 23,16 + j 19,09 ( MVA ) Tính cho lộ từ NĐI-2: II-2max = S 2max = 30,01 1000 = 78,77 A 2.1,7.Udm 381,05 Suy ra: FI-2 kt = Imax = 78,77 = 78,77 mm2 JKT 1 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 24 Ta chọn dây AC - 95 có các thông số là: r0 = 0,33 Ω/Km ⇒ R = 1 r0 x lI-2 = 14,94 Ω 2 x0 = 0,429 Ω/Km ⇒ X = 1 x0 x lI-2 = 19,4 Ω 2 b0 = 2,65 . 10-6 1/ΩKm ⇒ B = 479,92 . 10-6 1/Ω Tính tương tự các đường dây khác ta có các bảng sau: Đoạn P ( MW ) Q ( MVAR) S ( MVA ) I max ( A ) F kt ( mm2) I - 2 23.16 14.35 27.25 71.5 71.5 I - 1 47 26.89 54.15 142.10 142.10 1 _ 3 29 15.73 32.99 86.58 86.58 I - 6 67 33.08 74.72 196.09 196.09 6 _ 5 29 9.53 30.53 80.11 80.11 II - 2 14.84 9.2 17.23 45.22 45.22 II - 9 47 29.13 55.30 145.11 145.11 9 _ 4 29 17.97 34.12 89.53 89.53 II - 7 47 29.13 55.30 145.11 145.11 7 _ 8 29 17.97 34.12 89.53 89.53 Đoạn L (km) Loại dây ro (Ω/km) Ro (Ω) xo (Ω/km) Xo (Ω) Bo.10-6 (s.km) Bo.10-6 (s) I - 2 90.55 2AC-95 0.33 14.94 0.429 19.42 2.65 479.92 I - 1 58.31 2AC-150 0.21 6.12 0.416 12.13 2.74 319.54 1 _ 3 60.83 2AC-95 0.33 10.04 0.429 13.05 2.65 322.40 I - 5 64.03 2AC-240 0.13 4.16 0.39 12.49 2.86 366.25 6 _ 5 53.85 2AC-95 0.33 8.89 0.429 11.55 2.65 285.41 II - 2 90.55 2AC-70 0.46 20.83 0.44 19.92 2.58 467.24 II - 9 50 2AC-150 0.21 5.25 0.416 10.40 2.74 274.00 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 25 9 _ 4 22.36 2AC-95 0.33 3.69 0.429 4.80 2.65 118.51 II - 7 70 2AC-150 0.21 7.35 0.416 14.56 2.74 383.6 7 _ 8 50 2AC-95 0.33 8.25 0.429 10.73 2.65 265.00 Kiểm tra điều kiện vầng quang: Dây dẫn đã chọn có 70 mm2 ≤ F nên thoả mãn điều kiện vầng quang Kiểm tra điều kiện phát nóng: khi sự cố I sc = 2 . Ilv max Để thoả mãn điều kiện phát nóng thì I sc ≤ I cp Đoạn Loại dây I max ( A ) I sc= ( A ) Icp ( A ) I - 2 2AC-95 71.5 143 330 I - 1 2AC-150 142.10 284.21 445 1 _ 3 2AC-95 86.58 173.16 330 I - 5 2AC-240 196.09 392.19 560 6 _ 5 2AC-95 80.11 160.22 330 II - 2 2AC-70 45.22 90.44 265 II - 9 2AC-150 145.11 290.22 445 9 _ 4 2AC-95 89.53 179.06 330 II - 7 2AC-150 145.11 290.22 445 7 _ 8 2AC-95 89.53 179.06 330 Vậy các dây dẫn thoả mãn điều kiện phát nóng. b. Tính tổn thất điện áp: *Tổn thất điện áp lúc bình thường: ΔU% I-2 = PI-2 x R + QI-2 X x 100 = U2đm = 23.16 x 14.94 + 14.35 x 19.4 x 100 = 5.16% 1102 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 26 Tính tương tự ta có: ΔU% I-2 I-1 1 - 3 I - 6 6 - 5 II-2 II-9 9 - 4 II-7 7 - 8 5,16 5,07 4,1 5,72 3,04 4,07 4,5 1,6 6,36 3,57 Tổn thất điện áp lớn nhất: ΔU% II-7-8 = 6,36 + 3,57 = 9,93 % ΔU% I-1-3 = 5,07 + 4,1 = 9,17 % ΔU% I-6-5 = 5,72 + 3,04 = 8,76 % ΔU% II-9-4 = 4,5 + 1,6 = 6,1 % Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trên đoạn II-7-8 là 9,93 % * Tính tổn thất điện áp khi sự cố Sự cố khi đứt một dây ở lộ II-7, lúc này tổn thất điện áp trên đoạn II-7-8 là ΔU% sc = 2 x 6,36 + 3,57 = 16,29 % Sự cố khi đứt một dây ở lộ I-1 ( I-1-3 ) ΔU% sc = 2 x 5,07 + 4,1 = 14,24 % Sự cố khi đứt một dây ở lộ I-1 ( I-6-5 ) ΔU% sc = 2 x 5,27 + 3,04 = 13,58 % Vậy ΔU% sc max = 16,29 % c. Kiểm tra điều kiện kỹ thuật về tổn thất điện áp ΔU% bt max = 9,93 % < 10 % ΔU% sc max = 16,29 % < 20 % Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 27 Vậy phương án 1 thoả mãn các điều kiện kỹ thuật 3. Phương án 2 Cách tính toán tương tự như ở phương án 1, số liệu có trong bảng sau: a. Chọn tiết diện dây dẫn Đoạn P ( MW ) Q ( MVAR) S ( MVA ) I max ( A ) F kt ( mm2) I - 2 23.16 14.35 27.25 71.5 71.5 I - 1 47 26.89 54.15 142.10 142.10 1 _ 3 29 15.73 32.99 86.58 86.58 I - 6 67 33.08 74.72 196.09 196.09 6 _ 5 29 9.53 30.53 80.11 80.11 II - 2 14.84 9.2 17.23 45.22 45.22 II - 9 47 29.13 55.30 145.11 145.11 9 _ 4 29 17.97 34.12 89.53 89.53 II - 7 18 11.16 21.18 55.58 55.58 II - 8 29 17.97 34.12 89.53 89.53 Đoạn L (km) Loại dây ro (Ω/km) Ro (Ω) xo (Ω/km) Xo (Ω) Bo.10-6 (s.km) Bo.10-6 (s) I - 2 90.55 2AC-95 0.33 14.94 0.429 19.42 2.65 479.92 I - 1 58.31 2AC-150 0.21 6.12 0.416 12.13 2.74 319.54 1 _ 3 60.83 2AC-95 0.33 10.04 0.429 13.05 2.65 322.40 I - 5 64.03 2AC-240 0.13 4.16 0.39 12.49 2.86 366.25 6 _ 5 53.85 2AC-95 0.33 8.89 0.429 11.55 2.65 285.41 II - 2 90.55 2AC-70 0.46 20.83 0.44 19.92 2.58 467.24 II - 9 50 2AC-150 0.21 5.25 0.416 10.40 2.74 274.00 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 28 9 _ 4 22.36 2AC-95 0.33 3.69 0.429 4.80 2.65 118.51 II - 7 70 2AC-70 0.46 16.10 0.44 15.40 2.58 361.20 II - 8 28.28 2AC-95 0.33 4.67 0.429 6.07 2.65 149.88 *Kiểm tra điều kiện vầng quang: Dây dẫn đã chọn có 70 mm2 ≤ F nên thoả mãn điều kiện vầng quang *Kiểm tra điều kiện phát nóng: khi sự cố I sc = 2 . Ilv max Để thoả mãn điều kiện phát nóng thì I sc ≤ I cp Đoạn Loại dây I max ( A ) I sc= ( A ) Icp ( A ) I - 2 2AC-95 71.5 143 330 I - 1 2AC-150 142.10 284.21 445 1 _ 3 2AC-95 86.58 173.16 330 I - 6 2AC-240 196.09 392.19 560 6 _ 5 2AC-95 80.11 160.22 330 II - 2 2AC-70 45.22 90.44 265 II - 9 2AC-150 145.11 290.22 445 9 _ 4 2AC-95 89.53 179.06 330 II - 7 2AC-70 55.58 111.16 265 II - 8 2AC-95 89.53 179.06 330 Các dây dẫn thoả mãn điều kiện phát nóng. b. Tính tổn thất điện áp: ΔU% I-2 I-1 1 - 3 I - 6 6 - 5 II-2 II-9 9 - 4 II-7 II - 8 5,16 5,07 4,1 5,72 3,04 4,07 4,5 1,6 3,82 2,02 Tổn thất điện áp lớn nhất: ΔU% I-1-3 = 5,07 + 4,1 = 9,17 % Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 29 ΔU% I-6-5 = 5,72 + 3,04 = 8,76 % Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trên đoạn I-1-3 là 9,17 % * Tính tổn thất điện áp khi sự cố Sự cố khi đứt một dây ở lộ I-1, lúc này tổn thất điện áp trên đoạn I-1-3 là ΔU% sc = 2 x 5,07 + 4,1 = 14,24 % Sự cố khi đứt một dây ở lộ I-1, lúc này tổn thất điện áp trên đoạn I-6-5 là ΔU% sc = 2 x 5,72 + 3,04 = 14,48 % Vậy ΔU% sc max = 14,48 % c. Kiểm tra điều kiện kỹ thuật về tổn thất điện áp ΔU% bt max = 9,17 % < 10 % ΔU% sc max = 14,48 % < 20 % Vậy phương án 2 thoả mãn các điều kiện kỹ thuật 4. Phương án 3 Cách tính toán tương tự như ở phương án 1, số liệu có trong bảng sau: a. Chọn tiết diện dây dẫn Phân bố công suất trong mạng kín SII-8 = S8 (70 + 50 )+S770 = (29 + j17,97). 120 +(18 + j 11,16) .70 70 + 5 0 + 28,28 148,28 = 31,97 + j19,59 MVA SII-7 = ( S7 + S8 ) - S II-8 = (47 + j29,13) - (31,97 + j19,59) = 15,03 + j 9,54 MVA S8-7 = 2,97 + j 1,62 MVA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 30 Đoạn P ( MW ) Q ( MVAR) S ( MVA ) I max ( A ) F kt ( mm2) I - 2 23.16 14.35 27.25 71.50 71.50 I - 1 47 26.89 54.15 142.10 142.10 1 _ 3 29 15.73 32.99 86.58 86.58 I - 6 38 23.57 44.72 117.35 117.35 I - 5 29 9.53 30.53 80.11 80.11 II - 2 14.84 9.2 17.46 45.82 45.82 II - 9 47 29.13 55.30 145.11 145.11 9 _ 4 29 17.97 34.12 89.53 89.53 II - 7 15.03 9.31 17.68 92.8 92.8 II - 8 31.97 19.81 37.61 197.4 197.4 8 _ 7 2.97 1.84 3.49 18.34 18.34 Đoạn L (km) Loại dây ro (Ω/km) Ro (Ω) xo (Ω/km) Xo (Ω) Bo.10-6 (s.km) Bo.10-6 (s) I - 2 90.55 2AC-95 0.33 14.94 0.429 19.42 2.65 479.92 I - 1 58.31 2AC-150 0.21 6.12 0.416 12.13 2.74 319.54 1 _ 3 60.83 2AC-95 0.33 10.04 0.429 13.05 2.65 322.40 I - 6 64.03 2AC-120 0.27 8.64 0.423 13.54 2.69 344.48 I - 5 53.85 2AC-95 0.33 8.89 0.429 11.55 2.65 285.41 II - 2 90.55 2AC-70 0.46 20.83 0.44 19.92 2.58 467.24 II - 9 50 2AC-150 0.21 5.25 0.416 10.40 2.74 274.00 9 _ 4 22.36 2AC-95 0.33 3.69 0.429 4.80 2.65 118.51 II - 7 70 AC-95 0.33 23.10 0.429 30.03 2.65 185.50 II - 8 50 AC-240 0.13 6.50 0.39 19.50 2.86 143.00 8 _ 7 50 AC-70 0.46 23.00 0.44 22.00 2.58 129.00 *Kiểm tra điều kiện vầng quang: Dây dẫn đã chọn có 70 mm2 ≤ F nên thoả mãn điều kiện vầng quang *Kiểm tra điều kiện phát nóng: khi sự cố I sc = 2 . Ilv max Để thoả mãn điều kiện phát nóng thì I sc ≤ I cp Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 31 Đoạn Loại dây I max ( A ) I sc= ( A ) Icp ( A ) I - 2 2AC-95 71.50 143.00 330 I - 1 2AC-150 142.10 284.21 445 1 _ 3 2AC-95 86.58 173.16 330 I - 6 2AC-120 117.35 234.70 380 I - 5 2AC-95 80.11 160.22 330 II - 2 2AC-70 45.82 91.64 265 II - 9 2AC-150 145.11 290.22 445 9 _ 4 2AC-95 89.53 179.06 330 II - 7 AC-95 92.80 330 II - 8 AC-240 197.40 560 8 _ 7 AC-70 18.34 265 Các dây dẫn thoả mãn điều kiện phát nóng. b. Tính tổn thất điện áp: ΔU% I - 2 I - 1 1-3 I - 6 I - 5 II - 2 II- 9 9 - 4 II-7 II - 8 8 - 7 5.16 5.07 4.1 5.35 3.04 4.07 4.54 1.6 5.18 4.91 0.9 Tổn thất điện áp lớn nhất: ΔU% I-1-3 = 5,07 + 4,1 = 9,17 % Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trên đoạn I-1-3 là 9,17 % * Tính tổn thất điện áp khi sự cố Sự cố khi đứt một dây ở lộ I-1, lúc này tổn thất điện áp trên đoạn I-1-3 là ΔU% sc = 2 x 5,07 + 4,1 = 14,24 % Sự cố khi đứt dây ở lộ II-7 thì lộ II-8 cung cấp điện cho phụ tải 7 và 8: ΔU% sc = ( 47x5,6+29,13x19,5+29x23+17,97x22)x100/1102 = 15,65 % Vậy ΔU% sc max = 15,65 % Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 32 c.Kiểm tra điều kiện kỹ thuật về tổn thất điện áp ΔU% bt max = 9,17 % < 10 % ΔU% sc max = 15,65 % < 20 % Vậy phương án 3 thoả mãn các điều kiện kỹ thuật 5. Phương án 4 Cách tính toán tương tự như ở phương án 1, số liệu có trong bảng sau: a.Chọn tiết diện dây dẫn Phân bố công suất trong mạng kín: SII-9 = S9 (63,25 + 23,36 )+S4.63,25 = (29+j17,97).86,61+(18+j 11,16) .63,25 23,36 + 50 + 63,25 136,61 = 26,72 + j16,56 MVA SII-4 = ( S9 + S4 ) - S II-9 = (47 + j29,13) - (26,72 + j16,56) = 20,28 + j12,87 MVA S 9-4 = 2,28 + j1,41 MVA Đoạn P ( MW ) Q ( MVAR) S ( MVA ) I max ( A ) F kt ( mm2) I - 2 23.16 14.35 27.25 71.50 71.50 I - 1 47 26.89 54.15 142.10 142.10 1 _ 3 29 15.73 32.99 86.58 86.58 I - 6 38 23.57 44.72 117.35 117.35 I - 5 29 9.53 30.53 80.11 80.11 II - 2 14.84 9.2 17.46 45.82 45.82 II - 7 18 11.16 21.18 55.58 55.58 II - 8 29 17.97 34.12 89.53 89.53 II - 9 26.72 16.56 31.44 164.99 164.99 II - 4 20.28 12.58 23.86 125.26 125.26 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 33 9_4 2.28 1.14 2.55 13.38 13.38 Đoạn L (km) Loại dây ro (Ω/km) Ro (Ω) xo (Ω/km) Xo (Ω) Bo.10-6 (s.km) Bo.10-6 (s) I - 2 90.55 2AC-95 0.33 14.94 0.429 19.42 2.65 479.92 I - 1 58.31 2AC-150 0.21 6.12 0.416 12.13 2.74 319.54 1 _ 3 60.83 2AC-95 0.33 10.04 0.429 13.05 2.65 322.40 I - 6 64.03 2AC-120 0.27 8.64 0.423 13.54 2.69 344.48 I - 5 114.02 2AC-95 0.33 18.81 0.429 24.46 2.65 604.31 II - 2 90.55 2AC-70 0.46 20.83 0.44 19.92 2.58 467.24 II - 7 70 2AC-70 0.46 16.10 0.44 15.40 2.58 361.20 II - 8 28.28 2AC-95 0.33 4.67 0.429 6.07 2.65 149.88 II - 9 50 AC-185 0.17 8.50 0.409 20.45 2.82 141.00 II - 4 63.25 AC-150 0.21 13.28 0.416 26.31 2.74 173.31 9_4 22.36 AC-70 0.46 10.29 0.44 9.84 2.58 57.69 *Kiểm tra điều kiện vầng quang: Dây dẫn đã chọn có 70 mm2 ≤ F nên thoả mãn điều kiện vầng quang *Kiểm tra điều kiện phát nóng: khi sự cố I sc = 2 . Ilv max Để thoả mãn điều kiện phát nóng thì I sc ≤ I cp Đoạn Loại dây I max ( A ) I sc= ( A ) Icp ( A ) I - 2 2AC-95 71.50 143.00 330 I - 1 2AC-150 142.10 284.21 445 1 _ 3 2AC-95 86.58 173.16 330 I - 6 2AC-120 117.35 234.70 380 I - 5 2AC-95 80.11 160.22 330 II - 2 2AC-70 45.82 91.64 265 II - 7 2AC-70 55.58 111.16 265 II - 8 2AC-95 89.53 179.06 330 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 34 II - 9 AC-185 164.99 510 II - 4 AC-150 125.26 445 9_4 AC-70 13.38 265 Các dây dẫn thoả mãn điều kiện phát nóng. b. Tính tổn thất điện áp: ΔU% I - 2 I - 1 1-3 I-6 I-5 II-2 II-7 II-8 II-9 II-4 9-4 5.16 5.07 4.1 5.35 6.44 4.07 3.82 2.02 4.68 4.96 0.29 Tổn thất điện áp lớn nhất: ΔU% I-5 = 6,44 % Tổn thất điện áp trên đoạn I-1-3 là : 5,07 + 4,1 = 9,17 % Vậy ΔU% bt max = 9,17 % *Tính tổn thất điện áp khi sự cố Sự cố khi đứt một dây ở lộ I-1, lúc này tổn thất điện áp trên đoạn I-1-3 là ΔU% sc = 2 x 5,07 + 4,1 = 14,24 % Sự cố khi đứt một dây ở lộ I-5 ΔU% sc = 2 x 6,44 = 12,88 % Sự cố khi đứt một dây ở lộ II-4 là ΔU% sc = ( 47x8,5+29,13x20,45+29x10,29+17,97x9,84)x100/1102 = 12,15 % Vậy ΔU% sc max = 14,24 % c. Kiểm tra điều kiện kỹ thuật về tổn thất điện áp ΔU% bt max = 9,17 % < 10 % ΔU% sc max = 14,24 % < 20 % Vậy phương án 4 thoả mãn các điều kiện kỹ thuật 6. Phương án 5 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 35 a. Chọn tiết diện dây dẫn Đoạn P ( MW ) Q ( MVAR) S ( MVA ) I max ( A ) F kt ( mm2) I - 2 23.16 14.35 27.25 71.50 71.50 I - 1 47 26.89 54.15 142.10 142.10 1 _ 3 29 15.73 32.99 86.58 86.58 I - 5 67 33.08 74.72 196.09 196.09 6 _ 5 29 9.53 30.53 80.11 80.11 II - 2 14.84 9.2 17.46 45.82 45.82 II - 9 29 17.97 34.12 89.53 89.53 II - 4 18 11.16 21.18 55.58 55.58 II - 7 47 29.13 55.30 145.11 145.11 7 _ 8 29 17.97 34.12 89.53 89.53 Đoạn L (km) Loại dây ro (Ω/km) Ro (Ω) xo (Ω/km) Xo (Ω) Bo.10-6 (s.km) Bo.10-6 (s) I - 2 90.55 2AC-95 0.33 14.94 0.429 19.42 2.65 479.92 I - 1 58.31 2AC-150 0.21 6.12 0.416 12.13 2.74 319.54 1 _ 3 60.83 2AC-95 0.33 10.04 0.429 13.05 2.65 322.40 I - 5 64.03 2AC-240 0.13 4.16 0.39 12.49 2.86 366.25 6 _ 5 53.85 2AC-95 0.33 8.89 0.429 11.55 2.65 285.41 II - 2 90.55 2AC-70 0.46 20.83 0.44 19.92 2.58 467.24 II - 9 50 2AC-95 0.33 8.25 0.429 10.73 2.65 265.00 II - 4 63.25 2AC-70 0.46 14.55 0.44 13.92 2.58 326.37 II - 7 70 2AC-150 0.21 7.35 0.416 14.56 2.74 383.60 7 _ 8 50 2AC-95 0.33 8.25 0.429 10.73 2.65 265.00 *Kiểm tra điều kiện vầng quang: Dây dẫn đã chọn có 70 mm2 ≤ F nên thoả mãn điều kiện vầng quang. *Kiểm tra điều kiện phát nóng: khi sự cố I sc = 2 . Ilv max Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 36 Để thoả mãn điều kiện phát nóng thì I sc ≤ I cp Đoạn Loại dây I max ( A ) I sc= ( A ) Icp ( A ) I - 2 2AC-95 71.50 143.00 330 I - 1 2AC-150 142.10 284.21 445 1 _ 3 2AC-95 86.58 173.16 330 I - 5 2AC-240 196.09 392.19 560 6 _ 5 2AC-95 80.11 160.22 330 II - 2 2AC-70 45.82 91.64 265 II - 9 2AC-95 89.53 179.06 330 II - 4 2AC-70 55.58 111.16 265 II - 7 2AC-150 145.11 290.22 445 7 _ 8 2AC-95 89.53 179.06 330 Các dây dẫn thoả mãn điều kiện phát nóng. b. Tính tổn thất điện áp: ΔU% I-2 I-1 1 - 3 I - 6 6 - 5 II-2 II-9 II-4 II-7 7 - 8 5,16 5,07 4,1 5,72 3,04 4,07 5,79 5,55 6,36 3,57 Tổn thất điện áp lớn nhất: ΔU% II-7-8 = 6,36 + 3,57 = 9,93 % ΔU% I-1-3 = 5,07 + 4,1 = 9,17 % ΔU% I-6-5 = 5,72 + 3,04 = 8,76 % Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trên đoạn II-7-8 là 9,93 % * Tính tổn thất điện áp khi sự cố Sự cố khi đứt một dây ở lộ II-7, lúc này tổn thất điện áp trên đoạn II-7-8 là ΔU% sc = 2 x 6,36 + 3,57 = 16,29 % Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 37 Sự cố khi đứt một dây ở lộ I-1 ( I-1-3 ) ΔU% sc = 2 x 5,07 + 4,1 = 14,24 % Sự cố khi đứt một dây ở lộ I-1 ( I-6-5 ) ΔU% sc = 2 x 5,27 + 3,04 = 13,58 % Vậy ΔU% sc max = 16,29 % c. Kiểm tra điều kiện kỹ thuật về tổn thất điện áp ΔU% bt max = 9,93 % < 10 % ΔU% sc max = 16,29 % < 20 % Vậy phương án 5 thoả mãn các điều kiện kỹ thuật Ta có bảng tổng kết Phương án PA1 PA2 PA3 PA4 PA5 ΔU% bt max 9,93 9,17 9,17 9,17 9,93 ΔU% sc max 16,29 14,48 15,65 14,24 16,29 Ta tính kinh tế cho 5 phương án trên CHƯƠNG IV SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU Khi thiết kế lưới điện, để chọn được phương án tối ưu cần phải dựa trên cơ sở kinh tế và kỹ thuật các phương án được đưa ra. Để so sánh kinh tế phải thoả mãn tất cả các điều kiện kỹ thuật. Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 38 Ở đây khi so sánh các phương án chưa đề cập đến trạm biến áp vì cho rằng tất cả các trạm biến áp của các phương án đều giống nhau. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là hàm phí tổn tính toán hàng năm (Zmin). Phí tổn tính toán hàng năm được xác định theo công thức: Z = ( avh + atc ) x K + ΔA xC + avh: Là hệ số khấu hao, tu sửa thường kỳ và phục vụ đường dây của mạng điện. Ở đây ta lấy avh = 0,04. + atc: Là hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư phụ atc = 1/Ttc ; Với Ttc là thời gian thu hồi vốn đầu tư phụ, chọn Ttc = 8 năm ⇒ atc = 1/8 = 0,125. + K: Là vốn đầu tư của mạng điện (ở đây chủ yếu kể đến vốn đầu tư xây dựng đường dây). Căn cứ vào tình hình xây dựng ở nước ta, ta có giá thành của một số loại đường dây như sau : Loại dây Lộ đơn Lộ kép Đơn vị AC - 70 262 x 106 449 x 106 VNĐ/1Km AC - 95 269 x 106 473x 106 VNĐ/1Km AC - 120 279 x 106 493x 106 VNĐ/1Km AC - 150 292 x 106 513 x 106 VNĐ/1Km AC - 185 306 x 106 544x 106 VNĐ/1Km AC - 240 326 x 106 588 x 106 VNĐ/1Km + ΔA: Là tổn thất điện năng: ΔA = ΔP x T ΔP: Là tổn thất công suất tác dụng được tính như sau: ΔP = P 2 + Q2 x R ( KW) U2 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 39 T: Là thời gian tổn thất công suất lớn nhất T = (0,124 + Tmax x 10-4 )2 x 8760. Với Tmax = 5500 h thì T = 3980 h + C: Là giá thành của 1 KWh điện năng tổn thất. C = 600 VNĐ/1KWh Vậy: Z = ( 0,04 + 0,125 ) x K +ΣΔP x3980 x600 = 0,165 x K + 2388 x 103 x ΣΔP IV.1. TÍNH TOÁN CỤ THỂ CHO TỪNG PHƯƠNG ÁN 1. Phương án 1 Đoạn P ( MW ) Q ( MVAR) R (Ω ) ΔP ( MW ) L ( km ) ko ( 106 ) a K ( 109 đ ) I - 2 23.16 14.35 14.94 0.92 90.55 269 1.8 43.84 I - 1 47 26.89 6.12 1.48 58.31 292 1.8 30.65 1 _ 3 29 15.73 10.04 0.90 60.83 269 1.8 29.45 I - 5 67 33.08 4.16 1.92 64.03 326 1.8 37.57 6 _ 5 29 9.53 8.89 0.68 53.85 269 1.8 26.07 II - 2 14.84 9.2 20.83 0.52 90.55 262 1.8 42.70 II - 9 47 29.13 5.25 1.33 50 292 1.8 26.28 9 _ 4 29 17.97 3.69 0.35 22.36 269 1.8 10.83 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 40 II - 7 47 29.13 7.35 1.86 70 292 1.8 36.79 7 _ 8 29 17.97 8.25 0.79 50 269 1.8 24.21 ∑ 10.76 308.40 Vốn đầu tư của mạng điện K = 308,4 x 109 đồng Tổn thất ΔPPA1 = 10,76 MW Tổn thất điện năng của phương án 1 là ΔAPá1 = ΔPPá1 x T ΔAPá1 = 10,76 x 3980 = 42824,8 MWh = 42824,8 x 103 KWh Chi phí tính toán: ZPá1 = 0,165 x 308,4 x 109 + 42824,8 x 103 x 600 = 76,5817 x 109 VNĐ 2. Phương án 2 Đoạn P ( MW ) Q ( MVAR) R (Ω ) ΔP ( MW ) L ( km ) ko ( 106 ) a K ( 109 đ ) I - 2 23.16 14.35 14.94 0.92 90.55 269 1.8 43.84 I - 1 47 26.89 6.12 1.48 58.31 292 1.8 30.65 1 _ 3 29 15.73 10.04 0.90 60.83 269 1.8 29.45 I - 5 67 33.08 4.16 1.92 64.03 326 1.8 37.57 6 _ 5 29 9.53 8.89 0.68 53.85 269 1.8 26.07 II - 2 14.84 9.2 20.83 0.52 90.55 262 1.8 42.70 II - 9 47 29.13 5.25 1.33 50 292 1.8 26.28 9 _ 4 29 17.97 3.69 0.35 22.36 269 1.8 10.83 II - 7 18 11.16 16.10 0.60 70 262 1.8 33.01 II - 8 29 17.97 4.67 0.45 28.28 269 1.8 13.69 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 41 ∑ 9.16 294.11 Vốn đầu tư của mạng điện K = 294,11 x 109 đồng Tổn thất ΔPPA2 = 9,16 MW Tổn thất điện năng của phương án 2 là ΔAPA10 = ΔPPA10 x T ΔAPA10 = 9,16 x 3980 = 35632,4 MWh = 35632,4 x 103 KWh Chi phí tính toán: ZPA2= 0,165 x 294,11 x 109 + 35632,4 x 103 x 600 = 69,9073 x 109 VNĐ 3. Phương án 3 Đoạn P ( MW ) Q ( MVAR) R (Ω ) ΔP ( MW ) L ( km ) ko ( 106 ) a K ( 109 đ ) I - 2 23.16 14.35 14.94 0.92 90.55 269 1.8 43.84 I - 1 47 26.89 6.12 1.48 58.31 292 1.8 30.65 1 _ 3 29 15.73 10.04 0.90 60.83 269 1.8 29.45 I - 6 38 23.57 8.64 1.43 64.03 326 1.8 37.57 I - 5 29 9.53 8.89 0.68 53.85 269 1.8 26.07 II - 2 14.84 9.2 20.83 0.52 90.55 262 1.8 42.70 II - 9 47 29.13 5.25 1.33 50 292 1.8 26.28 9 _ 4 29 17.97 3.69 0.35 22.36 269 1.8 10.83 II - 7 15.03 9.31 23.10 0.60 70 269 1 18.83 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 42 II - 8 31.97 19.81 6.50 0.76 50 326 1 16.30 8 _ 7 2.97 1.84 23.00 0.02 50 262 1 13.10 ∑ 9.00 295.63 Vốn đầu tư của mạng điện K = 295,63 x 109 đồng Tổn thất ΔPPA3 = 9,00 MW Tổn thất điện năng của phương án 3 là ΔAPA3 = ΔPPA3 x T ΔAPA3 = 9,00 x 3980 = 35827,183 MWh = 35827,183 x 103 KWh Chi phí tính toán: ZPA3 = 0,165 x 295,63x 109 + 35827,183 x 103 x 600 = 70,2758 x 109 VNĐ 4. Phương án 4 Đoạn P ( MW ) Q ( MVAR) R (Ω ) ΔP ( MW ) L ( km ) ko ( 106 ) a K ( 109 đ ) I - 2 23.16 14.35 14.94 0.92 90.55 269 1.8 43.84 I - 1 47 26.89 6.12 1.48 58.31 292 1.8 30.65 1 _ 3 29 15.73 10.04 0.90 60.83 269 1.8 29.45 I - 6 38 23.57 8.64 1.43 64.03 279 1.8 32.16 I - 5 29 9.53 18.81 1.45 114.02 269 1.8 55.21 II - 2 14.84 9.2 20.83 0.52 90.55 262 1.8 42.70 II - 7 18 11.16 16.10 0.60 70 292 1.8 36.79 II - 8 29 17.97 4.67 0.45 28.28 269 1.8 13.69 II - 9 26.72 16.56 8.50 0.69 50 306 1 15.30 II - 4 20.28 12.58 13.28 0.63 63.25 292 1 18.47 9_4 2.28 1.14 10.29 0.01 22.36 262 1 5.86 ∑ 9.08 324.13 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 43 Vốn đầu tư của mạng điện K = 324,13 x 109 đồng Tổn thất ΔPPA4 = 9,08 MW Tổn thất điện năng của phương án 4 là ΔAPA4 = ΔPPA4 x T ΔAPA4 = 9,08 x 3980 = 36120,969 MWh = 36120,969 x 103 KWh Chi phí tính toán: ZPA4 = 0,165 x324,13 x 109 + 36120,969 x 103 x 600 = 75,1534 x 109 VNĐ 5. Phương án 5 Đoạn P ( MW) Q ( MVAR) R (Ω ) ΔP ( MW ) L ( km ) ko ( 106 ) a K ( 109 đ ) I - 2 23.16 14.35 14.94 0.92 90.55 269 1.8 43.84 I - 1 47 26.89 6.12 1.48 58.31 292 1.8 30.65 1 _ 3 29 15.73 10.04 0.90 60.83 269 1.8 29.45 I - 5 67 33.08 4.16 1.92 64.03 326 1.8 37.57 6 _ 5 29 9.53 8.89 0.68 53.85 269 1.8 26.07 II - 2 14.84 9.2 20.83 0.52 90.55 262 1.8 42.70 II - 9 47 29.13 8.25 2.08 50 269 1.8 24.21 II - 4 29 17.97 14.55 1.40 63.25 262 1.8 29.83 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 44 II - 7 47 29.13 7.35 1.86 70 292 1.8 36.79 7 _ 8 29 17.97 8.25 0.79 50 269 1.8 24.21 ∑ 12.57 325.34 Vốn đầu tư của mạng điện K = 325,34 x 109 đồng Tổn thất ΔPPA5 = 12,57 MW Tổn thất điện năng của phương án 5 là ΔAPA5 = ΔPPA5 x T ΔAPA5 = 12,57 x 3980 = 50018,2 MWh = 50018,2 x 103 KWh Chi phí tính toán: ZPá5 = 0,165 x325,34 x 109 + 50018,2 x 103 x 600 = 83,6915 x 109 VNĐ Từ các kết quả tính toán trên, ta có bảng chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật Phương án Chỉ tiêu KT - KT 1 2 3 4 5 K ( 109 VNĐ ) 308.40 294.11 295.63 324.13 325.34 ΔA ( MWh ) 42824.8 35632.4 35827.18 36120.97 50018.2 Z ( 109 VNĐ ) 76.5817 69.9073 70.2758 75.1534 83.6915 ΔU% bt max 9,93 9,17 9,17 9,17 9,93 ΔU% sc max 16,29 14,48 15,65 14,24 16,29 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 45 Để có thể lựa chọn phương án tối ưu một cách chính xác, ta phải kết hợp so sánh các phương án qua 2 chỉ tiêu kinh tế và kỹ thuật. Ta nhận thấy phương án 2 có phí tổn tính toán hàng năm, tổn thất điện năng nhỏ nhất mà vẫn đảm bảo tính kỹ thuật. Vậy phương án 2 là phương án tối ưu. Kết luận: Phương án thiết kế là phương án 2 CHƯƠNG V: CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY - MBA TRONG CÁC TRẠM TĂNG ÁP VÀ GIẢM ÁP Khi chọn sơ đồ nối dây phải đảm bảo các yêu cầu sau: - Đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục - Tốn kém ít thiết bị - Đơn giản dễ thao tác trong vận hành - Tính linh hoạt cao Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 46 V.I. CHỌN MÁY BIẾN ÁP CỦA CÁC TRẠM PHỤ TẢI Dựa vào tính chất, công suất của phụ tải và yêu cầu điều chỉnh điện áp của phụ tải trong hệ thống điện, ta chọn MBA 3 pha 2 cuộn dây điều chỉnh điện áp dưới tải. Ở đây ta chỉ chọn máy biến áp cho trạm giảm áp, còn máy biến áp tăng áp được chọn đồng thời với việc chọn sơ đồ nối điện cho các máy biến áp. Số lượng máy biến áp đặt trên một trạm giảm áp căn cứ vào đảm bảo yêu cầu cấp điện cho một hộ tiêu thụ.Theo đầu bài phụ tải đều là hộ loại I nên phải đặt 2 máy biến áp làm việc song song. Công suất của các MBA ở trạm giảm áp được chọn theo các chỉ tiêu sau: Sđm B ≥ SPt max 2 Khi sự cố 1 máy, máy còn lại với quá tải cho phép 40% phải chuyển tải đủ công suất yêu cầu ( SPt max ), không được phép cắt bớt phụ tải. Nghĩa là: Sđm B ≥ SPt max ; Ta thấy rằng SPt max > SPt max 1,4 1,4 2 Do đó ta chỉ chọn máy biến áp theo điều kiện: Sđm B ≥ SPt max 1,4 Ghi chú: - Các máy biến áp chọn đều sản xuất tại Việt Nam, nên ta không cần hiệu chỉnh theo nhiệt độ. - Vì chỉ có 2 cấp điện áp (110/10 KV) nên các máy biến áp được chọn là MBA 3 pha, 2 dây quấn. Phụ tải 1: Ta có cosϕ1 = 0,85 ⇒ S1 max = 21,18 MVA Công suất MBA của trạm biến áp B1 phải thoả mãn điều kiện: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 47 Sđm B1 ≥ S1 max ⇒ Sđm B1 ≥ 15,13 MVA 1,4 ⇒ Ta chọn máy biến áp có công suất là 16 MVA Tính tương tự cho các phụ tải khác ta có bảng sau: PT Smax MVA S ≥ MVA Loại MBA Un % ΔPn KW ΔPo KW Io % R Ω X Ω ΔQo KVAR 1 21.18 15.13 16000/110 10.5 85 21 0.85 4.38 86.7 136 2 44.72 31.94 32000/110 10.5 145 35 0.75 1.87 43.5 240 3 32.99 23.57 25000/110 10.5 120 29 0.8 2.54 55.9 200 4 21.18 15.13 16000/110 10.5 85 21 0.85 4.38 86.7 136 5 30.53 21.80 25000/110 10.5 120 29 0.8 2.54 55.9 200 6 44.72 31.94 32000/110 10.5 145 35 0.75 1.87 43.5 240 7 21.18 15.13 16000/110 10.5 85 21 0.85 4.38 86.7 136 8 34.12 24.37 25000/110 10.5 120 29 0.8 2.54 55.9 200 9 34.12 24.37 25000/110 10.5 120 29 0.8 2.54 55.9 200 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 49 V.2. CHỌN SƠ ĐỒ TRẠM BIẾN ÁP PHỤ TẢI VÀ TRẠM TĂNG ÁP NHÀ MÁY ĐIỆN 1. Chọn sơ đồ trạm phụ tải Ta thấy đây là các trạm cuối, cung cấp điện cho các loại phụ tải loại I, đường dây cấp điện đến trạm không dài lắm, độ chênh lệch cực đại và cực tiểu không lớn ( Pmin = 50% Pmax ). Để chọn sơ đồ nối điện cho các trạm biến áp này một cách hợp lý ta tính toán Sgh (công suất giới hạn) cho từng trạm rồi đem so sánh với Smin. - Nếu Smin < Sgh thì khi đó có thể thích hợp với việc trạm biến áp thường xuyên đóng cắt khi phụ tải thay đổi từ chế độ cực đại sang chế độ cực tiểu. Như vậy, để vận hành kinh tế trạm biến áp ta dùng sơ đồ cầu ngoài có máy cắt về phía có máy biến áp. - Nếu Smin > Sgh thì ở chế độ cực tiểu vẫn phải vận hành 2 máy biến áp. Do đó để vận hành kinh tế đờng dây ta dùng sơ đồ cầu trong có máy cắt về phía đường dây. Công thức dùng để tính toán: Sgh = Sđm N 0 P P 2 Δ Δ ; Smin = 1 Smax 2 *l < 70 km : Dùng sơ đồ đối với máy cắt điện cao áp đặt phía cuối MBA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 50 * l ≥ 70 km: Dùng sơ đồ đối với máy cắt điện cao áp đặt ở phía cuốiđường dây 2.Các trạm biến áp trung chuyển: Ở các trạm biến áp trung chuyển, để đảm bảo độ tin cậy, cung cấp điện cho các phụ tải, đồng thời thoả mãn yêu cầu về kinh tế ta dùng sơ đồ 1 hệ thống thanh góp có phân đoạn. 2. Chọn sơ đồ nối điện cho các nhà máy điện và trạm biến áp tăng áp: - Ở các nhà máy điện, do không có phụ tải địa phương do đó toàn bộ công suất phát của nhà máy được truyền tải lên lưới điện cao áp (trừ một phầssn nhỏ cho tự dùng của nhà máy). Vì thế nên các máy phát điện và các máy biến áp được ghép bộ với nhau (các máy phát điện được nối trực tiếp với các máy biến áp không qua máy cắt). - Để đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục ta chọn sơ đồ 2 hệ thống thanh góp có thanh góp vòng. Với sơ đồ này có thể đưa một máy phát, một máy biến áp hoặc một máy cắt bất kỳ nào ra sửa chữa mà không làm gián đoạn việc cung cấp điện cho phụ tải. Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 51 Dựa vào sơ đồ nối điện của các nhà máy, ta chọn công suất cho các máy biến áp và tăng áp như sau: Công suất của các máy biến áp tăng được chọn phải thoả mãn điều kiện Sđm B ≥ SF đm - STd Trong đó: + Sđm B: Là công suất định mức của MBA + SF đm: Là công suất định mức của máy phát + STđ: Là công suất tự dùng định mức: STd = 10% Sđ * Chọn các máy biến áp tăng: Sđm B ≥ MVA53 85,0 50 %.10 85,0 50 =− Vậy chọn SB đm = 63 MVA Ta có bảng thông số kỹ thuật: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 52 Sđm (MVA) UC (KV) UH (KV) UN (%) ΔPN (KW) ΔP0 (KW) I0 (%) R (Ω) X (Ω) ΔQ0 (KVAR) 63 115 10,5 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 CHƯƠNG VI TÍNH BÙ KINH TẾ Để giảm CSPK chuyên chở trên đường dây, ta có thể tiến hành bù tại phụ tải. Dung lượng bù kinh tế cho các hộ tiêu thụ điện đặt ở các trrạm biến áp trong toàn mạng điện được xác định theo điều kiện phí tổn tính toán hàng năm bé nhất. VI.1. PHƯƠNG PHÁP CHUNG Tại mỗi hộ phụ tải ta đặt một công suất Qb nào đó làm ẩn số và lập biểu thức phí tổn tính toán toàn mạng điện do việc đặt thiết bị bù kinh tế. Sau đó lấy đạo hàm riêng của phí tổn tính toán theo từng công suất bù của mỗi trạm và cho Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 53 từng đạo hàm riêng đó bằng 0. Như vậy ta còn phương trình và ẩn số là các công suất bù tại các hộ phụ tải: Qb1, Qb2, ... Qb9 Khi lập biểu thức của phí tổn tính toán ta quy ước như sau: - Không xét đến công suất bù sơ bộ tính theo điều kiện cân bằng công suất phản kháng - Không xét tới tổn thất công suất ΔPFe của MBA vì nó ảnh hưởng rất ít tới Qb cần tìm - Không xét đến thành phần công suất tác dụng do P gây ra - Không xét đến công suất từ hoá MBA ΔQFe và CSPK do điện dung đường dây sinh ra - Chỉ cần viết và giải phương trình cho từng nhánh độc lập của mạng Trong chế độ min thì phương thức vận hành của tụ bù là cắt bỏ. Hàm phí tổn tính toán: Z = Z1 + Z2 + Z3 Trong đó: * Z1 là phí tổn hàng năm do có đầu tư thiết bị bù Z1 = ( avh + atc ) x ko x Qb = ( 0,1 + 0,125 ) x 200 x 106 x Qb = 45 x 106 x Qb avh : hệ số vận hành thiết bị bù atc : hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ ko : giá tiền 1 đơn vị thiết bị bù * Z2 là phí tổn thất điện năng do tiết bị bù tiêu tốn Z2 = C x t x ΔP* x Qb C là giá 1 MWh điện năng tổn thất ΔP* tổn thất công suất tương đối trong thiết bị bù (ΔP* = 0,005 ) t là thời gian tụ điện vận hành trong 1 năm ( t = Tmax = 5500h ) Z2 = 600 x 103 x 5500 x 0,005 x Qb = 16,5 x 106 x Qb Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 54 Rb7 S 7 R7 Qb7 NĐ II Rb8 S 8 R8 Qb8 NĐ II * Z3 là tổn thất điện năng do tải CSPK ( sau khi đặt thiết bị bù ) gây ra trong toàn màng điện Z3 = C x ΔP x τ = C x τ x ( Q - Qb )2 x R/ 1102 = 0,1974 x 106 x ( Q - Qb )2 x R Z = 61,5 x 106 x Qb + 0,1974 x 106 x ( Q - Qb )2 x R Lấy đạo hàm của Z theo Qb và cho bằng 0, giải ra sẽ tìm được Qb. Nếu Qb có giá trị âm nghĩa là về mặt kinh tế hộ đó không cần phải bù. 1.Nhánh II - 7 RI-7 = 16,1 Ω Rb7 = 0,5 x 4,38 = 2,19 Ω Z = 61,5 x 106 x Qb7 + 0,1974 x 106 x ( Q7 - Qb7 )2 x ( 16,1 + 2,19) = 61,5 x 106 x Qb7 + 3,610446 x 106 x ( Q7 - Qb7 )2 δZ / δQb7 = 61,5 - 2 x 3,610446 x ( 11,16 - Qb7 ) = 0 ⇔ Qb7 = 2,643 MVAR tg ϕ7 = 11,16 - 2,643 / 18 = 0,4732 ⇒ cos ϕ7 = 0,9039 2.Nhánh II - 8 RI-8 = 4,67 Ω Rb8 = 0,5 x 2,54 = 1,27 Ω Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 55 Z = 61,5 x 106 x Qb8 + 0,1974 x 106 x ( Q8 - Qb8 )2 x ( 4,67 + 1,27) = 61,5 x 106 x Qb7 + 1,172556 x 106 x ( Q7 - Qb7 )2 δZ / δQb8 = 61,5 - 2 x 1,172556 x ( 17,97 - Qb8 ) = 0 ⇔ Qb8 = - 8,256 MVAR ⇒ Phụ tải 8 không phải bù 3. Nhánh II - 9 - 4 R9 = 5,25 Ω Rb9 = 0,5 x 2,54 = 1,27 Ω R9-4 = 3,69 Ω Rb4 = 0,5 x 2,54 = 1,27 Ω S9 = 29 + j 17,97 MVA S4 = 18 + j 11,16MVA ΔP = [ (Q4 - Qb4)2x(R9-4+Rb4)+ (Q9 - Qb9)2xRb9+(Q9 +Q4- Qb9-Qb4)2xR9 ] /1102 Z = 61,5 x 106 x( Qb9 + Qb4 ) + 0,1974 x 106 x[4,96 x ( 11,16 - Qb4 )2 + 1,27 x( 17,97 - Qb9 )2 + 5,25 x ( 29,13 - Qb9 - Qb4 )2] δZ / δQb9 = 0 ⇔ 2,0727Qb4 + 2,5741 Qb4 = 7,8878 ( 1 ) δZ / δQb4 = 0 ⇔ 2,0727 Qb9 + 4,0309 Qb4 = 20,7314 ( 2 ) Giải ( 1 ) và ( 2 ) ta được: Qb9 = - 1,838 nên không phải bù thay Qb9 = 0 tính được Qb4 = 3,8056 tg ϕ4 = 11,1546 - 3,8056 / 18 = 0,4086 ⇒ cos ϕ4 = 0,9257 4. Nhánh I - 1 - 3 Rb4 S 4 Qb4 NĐ II R9 Qb9 R9 - 4 S9 Rb3 S 3 Qb3 NĐ I R1 R1 - 3 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 56 R1 = 6,12 Ω Rb1 = 0,5 x 4,38 = 2,19 Ω R1-3 = 10,04 Ω Rb3 = 0,5 x 2,54 = 1,27 Ω S1 = 18 + j 11,16 MVA S3 = 29 + j 17,97 MVA ΔP = [ (Q3 - Qb3)2x(R1-3+Rb3)+ (Q1 - Qb1)2xRb1+(Q1 +Q3- Qb1-Qb3)2xR1 ] /1102 Z = 61,5 x 106 x( Qb1 + Qb3 ) + 0,1974 x 106 x[11,31 ( 17,97 - Qb3 )2 + 2,19 x( 11,16 - Qb1 )2 + 6,12 x ( 29,13 - Qb1 - Qb3 )2] δZ / δQb1 = 0 ⇔ 3,2808 Qb1 + 2,4162 Qb3 = 18,5323 ( 1 ) δZ / δQb3 = 0 ⇔ 6,8814 Qb3 + 2,4162 Qb1 = 89,1226 ( 2 ) Giải ( 1 ) và ( 2 ) ta được: Qb1 = - 5,246 nên không phải bù thay Qb1 = 0 tính được Qb3 = 7,67 MVAR tg ϕ3 = 17,97 - 7,67 / 29 = 0,3552 ⇒ cos ϕ3 = 0,9423. 5. Nhánh I - 6 - 5 Rb5 S 5 Qb5 NĐ I R6 Qb6 R6 - 5 S6 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 57 R6 = 4,16 Ω Rb6 = 0,5 x 1,87 = 0,935 Ω R6-5 = 8,89 Ω Rb5 = 0,5 x 2,54 = 1,27 Ω S5 = 29 + j 17,97 MVA S6 = 38 + j 23,57 MVA ΔP = [ (Q5 - Qb5)2x(R6-5+Rb5)+ (Q6 - Qb6)2xRb6+(Q6 +Q5- Qb6-Qb5)2xR6 ] /1102 Z = 61,5 x 106 x( Qb5 + Qb6 ) + 0,1974 x 106 x[10,16 ( 17,97- Qb5 )2 + 0,935 x( 23,57 - Qb6 )2 + 4,16 x ( 41,54 - Qb6 - Qb5 )2] δZ / δQb5 = 0 ⇔ 5,6535 Qb5 + 1,6424 Qb6 = 78,8047 ( 1 ) δZ / δQb6 = 0 ⇔ 1,6424 Qb5 + 2,0115 Qb6 = 15,4245 ( 2 ) Giải ( 1 ) và ( 2 ) ta được: Qb6 = - 3,476 không phải bù thay Qb6 = 0 tính được Qb5 = 9,3914 MVAR tg ϕ5 = 17,9713 - 9,3914/ 29 = 0,2958 ⇒ cos ϕ5 = 0,9589 . Ta chỉ bù đến cos ϕ5 = 0,95 nên Qb5 = 17,97 - 29 x tg(arcos 0,95) = 8,4382 MVAR Từ kết quả tính toán trên ta có bảng các thông số cosϕ và dung lượng bù tại các nút phụ tải như sau: Phụ tải Qb (MVAR) cosϕ (trước khi bù) cosϕ (sau khi bù) 1 0 0,85 0,85 2 0 0,85 0,85 3 7,67 0,85 0,9423 4 3,8056 0,85 0,9257 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 58 5 8,4382 0,85 0,95 6 0 0,85 0,85 7 2,643 0,85 0,9039 8 0 0,85 0,85 9 0 0,85 0,85 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 59 CHƯƠNG VII CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT - BÙ CSPK Phần trước ta đã xác định công suất truyền tải trên mỗi nhánh. Tuy nhiên công suất truyền tải đó mới chỉ là sơ bộ vì chưa kể đến tổn thất công suất trên đường dây, trong MBA cũng như CSPK do dung dẫn đường dây sinh ra. Để biết chính xác sự phân bố công suất trên mỗi đoạn đường dây ta phải tính chính xác sự phân bố công suất trong các chế độ: cực đại, cực tiểu, sự cố. Sau khi bù tại các phụ tải ta cần phải tiến hành tính chính xác lại chế độ làm việc của mạng điện. Các số liệu đã được chọn và tính toán ở các chương trước. + Các công thức được sử dụng trong quá trình tính toán: - Tổn thất trên đường dây: ΔSd = S2 Zd U2 - Tổn thất công suất trong trạm biến áp (Trạm có n máy làm việc song song) - Công suất phản kháng do dung dẫn đường dây sinh ra: Qc = 0,5 x B x U2đm VII.1: TÍNH CHÍNH XÁC CHẾ ĐỘ CỰC ĐẠI 1. Nhánh từ NĐI đến phụ tải 7: Trong đó: S7 = 18 + j 8,517MVA ; j ΔQC7 = j 1,0926 MVAR ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ +Δ+⎥⎥⎦ ⎤ ⎢⎢⎣ ⎡ ⎟⎟⎠ ⎞ ⎜⎜⎝ ⎛Δ+Δ=Δ dmB N dmB NB S SU n Qnj S SP n PnS 2 0 2 0 .100 .1.1. S7 S’7 SII -7 jQcc7jQcd7 S’’’7S’’7 NĐ II ZB7 ZI I- 7 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 60 2 ZII-7 = 16,1 + j15,4(Ω) + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B7 là: S7’’’ = S7 + ΔSB7 ΔSB7 ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ ++⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ += 0 dmB 2 maxn 02 dmB 2 maxN Q∆.n S.100.n S.U jP∆.n S.n S.P∆ = [0,12x(182 + 8,512)/2x252 + 2x0,029]+j [10,5x(182 + 8,512)/2x100x25 + 2x0,2] = 0,1078 + j 1,5801 MVA ⇒ S7’’’ = 18,1078 + j 10,0896 MVA + Công suất sau tổng trở ZII-7: S7’ = S7’’ - ΔQC7 = 18,1078 + j 8,9975 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-7): ΔSII-7 = 18,10782 + 8,99752 (16,1 + j 15,4) = 0,544 + j 0,5204 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZII-7 : S7’ = S7’’ +ΔSII-7 = 18,6518 + j 9,5179 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( II-7 ): SII-7 = S7’ - j ΔQC7 = 18,6518 + j 8,4253 MVA 2 2. Nhánh từ NĐII đến phụ tải 8: Trong đó: S8 = 29 + j 17,97 MVA ; j ΔQC8 = j 0,9086 MVAR 2 S8 S’8 SII -8 jQcc8jQcd8 S’’’8S’’8 NĐ II ZB8 ZI I- 8 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 61 ZII-8 = 4,67 + j 6,07 (Ω) + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B8 là: S8’’’ = S8 + ΔSB8 ΔSB8 ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ ++⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ += 0 dmB 2 maxn 02 dmB 2 maxN Q∆.n S.100.n S.U jP∆.n S.n S.P∆ = [0,12.(292 + 17,972)/2.252 + 2.0,029]+j [10,5x(292 + 17,972)/2.100.25 + 2x0,2] = 0,177 + j 3,0037 MVA ⇒ S8’’’ = 29,177 + j 20,975 MVA + Công suất sau tổng trở ZII-8: S8’ = S8’’ - ΔQC8 = 29,177 + j 20,0682 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-8): ΔSII-8 = 29,1772 + 20,06822 (4,67 + j 6,07) = 0,4839 + j 0,6291 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZII-8 : S8’ = S8’’ +ΔSII-8 = 29,6609 + j 20,6973 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( II-8 ): SII-8 = S8’ - j ΔQC8/2 = 29,6609 + j 19,7905 MVA 3. Nhánh từ NĐII - phụ tải 9 - phụ tải 4 Ta có: S9 = 29 + j 17,97 MVA j ΔQC9 = j 0,8289 MVAR 2 jQcc4 S9’’ NĐ II S’’’ ZB4 S’4 jQcd S’’4 ZII- S’9 jQcd S’’9 Z II - jQcc9 S9’’’’ ZB9 S9 SII-9 S9-4 S4 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 62 Ta có: S4 = 18 + j7,3544 MVA j ΔQC4 = j 0,3585 MVAR 2 ZII-9 = 5,25 + j 10,04 (Ω) Z9-4 = 3,69 + j 4,8 (Ω) + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B4 là: S4’’’ = S4 + ΔSB4 ΔSB4 = 0,1048 + j 1,5126 MVA ⇒ S4’’’ = 18,1048 + j 8,867 MVA + Công suất sau tổng trở Z9-4 : S9-4’’ = S4’’’ - ΔQC4 = 18,1048 + j 8,5085 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (9-4): ΔS9-4 = 18,1048 2 + j 8,50852 (3,69+ j 4,8) = 0,122 + j 0,1587 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở Z9-4 : S9-4’ = S9-4’’ +ΔS9-4 = 18,2268 + j 8,6672 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( 9-4 ): S9-4 = S9-4’ - j ΔQC4 = 18,2268 + j 8,3087 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB9 là : S9’’’’ = S9 +ΔSB9 ΔSB9 = 0,1697 + j 2,8442 MVA ⇒ S9’’’' = 29,1697 + j 20,8142 MVA + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B9 là: S9’’’ = S9’’’’ + S9-4 = 47,3965 + j 29,1229 MVA + Công suất sau tổng trở ZII-9 : SII 9’’ = S9’’’ - j ΔQC9 = 47 3965 + j 28 294 MVA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 63 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-9): ΔSII-9 = 47,3965 2 + 28,2942 (5,25 + j10,4) = 1,322 + j 2,6189 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZII-9 : SII-9’ = SII-9’’ +ΔSII-9 = 48,7185 + j 30,9129 MVA + Công suất cần có đầu đoạn đường dây ( II-9 ): SII-9 = SII-9’ - ΔQC9 = 48,7185 + j 30,084 MVA 2 4. Nhánh từ NĐI - phụ tải 1 - phụ tải 3 Ta có: S1 = 18 + j 11,16 MVA j ΔQC1 = j 0,9666 MVAR 2 Ta có: S3 = 29 + j 10,3 MVA j ΔQC3 = j 0,9753 MVAR 2 ZI-1 = 6,12 + j 12,13 (Ω) Z1-3 = 10,04 + j 13,05 (Ω) + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B3 là: S3’’’ = S3 + ΔSB3 ΔSB3 = 0,1489 + j 2,3889 MVA ⇒ S3’’’ = 29,1489 + j 12,6889 MVA + Công suất sau tổng trở Z1-3 : S1 3’’ = S3’’’ - ΔQC3 = 29 1489 + j 11 7136 MVA jQcc3 S1’’ NĐ I S’’’ ZB3 S’3 jQcd S’’3 Z1-3 S’1 jQcd S’’1 Z I-1 jQcc1 S1’’’’ ZB1 S1 SI-1 S1-3 S3 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 64 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (1-3): ΔS1-3 = 29,1489 2 + 11,71362 (10,04+ j 13,05) = 0,8189 +j 1,0643 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở Z1-3 : S1-3’ = S1-3’’ +ΔS1-3 = 29,9678 + j 12,7779 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( 1-3 ): S1-3 = S1-3’ - j ΔQC3 = 29,9678 + j 11,8026 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB1 là : S1’’’’ = S1 +ΔSB1 ΔSB1 = 0,1165 + j 1,7438 MVA ⇒ S1’’’' = 18,1165 + j 12,9038 MVA + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B1 là: S1’’’ = S1’’’’ + S1-3 = 48,0843 + j 24,7064 MVA + Công suất sau tổng trở ZI-1 : SI-1’’ = S1’’’ - j ΔQC1 = 48,0843 + j 23,7398 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-1): ΔSI-1 = 48,0843 2 + 23,73982 (6,12 + j 12,13) = 1,4545 + j 2,8828 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZI-1 : SI-1’ = SI-1’’ +ΔSI-1 = 49,5388 + j 26,6226 MVA + Công suất cần có đầu đoạn đường dây ( I-1 ): SI-1 = SI-1’ - j ΔQC1/2 = 49,5388 + j 25,656 MVA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 65 5. Nhánh từ NĐI - phụ tải 6 - phụ tải 5 5 Ta có: S6 = 38 + j 23,57 MVA j ΔQC6 = j 1,1079 MVAR 2 Ta có: S5 = 29 + j 9,5318 MVA j ΔQC5 = j 0,8634 MVAR 2 ZI-6 = 4,16 + j 12,49 (Ω) Z6-5 = 8,89 + j 11,55 (Ω) + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B5 là: S5’’’ = S5 + ΔSB5 ΔSB5 = 0,1475 + j 2,3569 MVA ⇒ S3’’’ = 29,1475 + j 11,8887 MVA + Công suất sau tổng trở Z6-5 : S6-5’’ = S5’’’ - ΔQC5 = 29,1475 + j 11,0253 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (6-5): ΔS6-5 = 29,1475 2 + 11,02352 (8,89+ j 11,55) = 0,7135 +j 0,927 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở Z6-5 : S6-5’ = S6-5’’ +ΔS6-5 = 29,816 + j 11,9523 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( 6-5 ): S6-5 = S6-5’ - j ΔQC5 = 29,861 + j 11,0889 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB6 là : jQcc3 S6’’ NĐ I S’’’ ZB5 S’5 jQcd S’’5 Z6-S’6 jQcd S’’6 Z I-6 jQcc6 S6’’’’ ZB6 S6 SI-6 S6-5 S5 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 66 S6’’’’ = S6 +ΔSB6 ΔSB6 = 0,374 + j 6,833 MVA ⇒ S6’’’' = 38,374 + j 30,403 MVA + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B6 là: S6’’’ = S6’’’’ + S6-5 = 68,235 + j 41,4919 MVA + Công suất sau tổng trở ZI-6 : SI-6’’ = S6’’’ - j ΔQC6 = 68,235 + j 40,384 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-6): ΔSI-6 = 68,235 2 + 40,3842 (4,16 + j 12,49) = 2,1614 + j 6,4895 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZI-6 : SI-6’ = SI-6’’ +ΔSI-6 = 70,3964 + j 46,8735 MVA + Công suất cần có đầu đoạn đường dây ( I-6 ): SI-6 = SI-6’ - j ΔQC6/2 = 70,3964 + j 45,7656 MVA 6. Nhánh từ NĐI - Phụ tải 2 - NĐII: Trong đó: S2 = 38 + j23,57 MVA j ΔQCI-2 = j 2,9035 MVAR 2 ΔQCII-2 = j 2,8268 MVA 2 ZI-2 = 14,94 + j 19,42 ZII-2 = 20,83 + j 19,92 (Ω) Chế độ cực đại NĐI phát 80% công suất đặt SF NĐI = 0,8 x ( 200 + j 123,94 ) = 160 + j 99,152 MVA Công suất mà NĐI phát đi nhánh I-2 là: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 67 SI-2 = SFNĐI - Std I - SI-1-3 - SI-6-5 - ΔSBI Std I = 0,08 x ( 160 + j 99,152 ) / 1,08 = 11,8519 + j 7,3446 MVA Công suất tại thanh cái hạ áp của NĐI là: SH I = SFNĐI - Std I = 148,1481 + j 91,8074 MVA Trạm có 4 MBA làm việc độc lập nên công suất qua 1 MBA là: SH I / 4 = 37,037 + j 22,9519 MVA Trong đó: SFNĐI = 160 + j 99,152 MVA SI-1-3 = 49,5388 + j 25,656 MVA SI-6-5 = 70,3964 + j 45,7656 MVA Std I = 11,8519 + j 7,3446 MVA ΔSBI là tổn thất công suất trong TBA tăng áp của NĐI ΔSBI = 4[0,26 (37,0372 + 22,95192 )/ 632 + 0,059 ] + 4j [10,5 (37,0372 + 22,95192) / 63.100 + 0,41] = 0,7335 + j 14,2969 MVA ⇒ SI-2 = 27,4794 + j 6,0894 MVA + Công suất trước tổng trở ZI-2 : SI-2’ = SI-2 + ΔQCI-2 = 27,4794 + j 8,9929 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-2): ΔSI-2 = 27,4794 2 + 8,99292 (14,94 + j19,42) = 1,0322 + j 1,3417 MVA 1102 + Công suất sau tổng trở ZI-2 : S’’I-2 = S’I-2 - ΔSI-2 = 26,4472 + j 7,6512 MVA + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B2 là: SI-2’'' = S’’I-2 + j ΔQC2 = 26,4472 + j 10,5547 MVA 2 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 68 + Công suất trước tổng trở ZB2 : S’’2 = S2 + ΔSB2 ΔSB2 = 0,2116+ j 3,7605 MVA Có S'''II-2 = S2 + ΔSB2 - S'''I-2 = 11,7644+ j 16,7758 MVA S''II-2 = S'''II-2 - j QcII-2/2 = 11,7644 + j 13,949 MVA + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-2): ΔSII-2 = 11,7644 2 + 13,9492 (20,83 + j 19,92 ) = 0,5732 + j 0,5482 MVA 1102 SII-2 = S''II-2 + ΔSII-2 - j QcII-2/2 = 12,3376 + j 11,6704 MVA Như vậy ta có: Công suất tại thanh góp cao áp của NĐII là: SII yc = SII-7 + SII-8 + SII-9-4 + SII-2 = 109,3688 + j 69,9702 MVA NĐII có 3 MBA nên công suất qua 1 MBA là: 36,4563 + j 23,3234 MVA + Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của NĐII: ΔSBII = 3[0,26 (36,45632 + 23,32342 )/ 632 + 0,059 ] + 3j [10,5 (36,45632 + 23,32342) / 63.100 + 0,41] = 0,5451 + j 10,5982 MVA + Công suất tự dùng của NĐII: Std NĐII = Std HT - Std NĐI = 9,3981 + j 5,8254 MVA Công suất cần có tại đầu cực máy phát của NĐII: SF NĐII = SII yc + ΔSBII + Std NĐII = 119,312 + j 86,3938 MVA Chế độ max NĐII phát với lượng công suất: 119,312 x 100/150 = 79,54% Vậy ở chế độ max 2 nhà máy hoàn toàn cung cấp đủ CSTD cho hệ thống. Các tổ máy vận hành đảm bảo hiệu quả kinh tế. Tổng CSPK yêu cầu của hệ thống: Qyc HT = 99,152+86,3938 = 185,5458 MVAR Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 69 Tổng CSPK phát của 2 nhà máy: QF = 119,312 x tg( arccos 0,85 ) + 99,152 = 173,0949 MVAR Qyc > QF nên cần bù cưỡng bức CSPK. Vậy NĐII vận hành với 119,312 x tgϕ = 86,3938 ⇒ cosϕ = 0,81 Bảng tổng kết chế độ max NĐI NĐII Lượng công suất phát 80% Pđm 79,54% Pđm PF ( MW ) 160 119,312 cosϕ 0,85 0,81 VII.2.TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ CỰC TIỂU Ở chế độ phụ tải min thì công suất phụ tải bằng 50% công suất phụ tải ở chế độ max, ta cần phải cắt thiết bị bù và phải xét trường hợp cắt 1 MBA để giảm tổn thất không tải của MBA. Điều kiện để cắt bỏ 1MBA là: Spt < SCF = Sđm B x n 0 P∆ P∆.2 Phụ tải P(MW) Q(MVAR) S(MVA) Sđm (MVA) SCF (MVA) Kết luận 1 9 5,88 10,59 16 11,25 Cắt 2 19 11,774 22,35 32 22,23 Không cắt 3 14,5 8,985 17,06 25 17,37 Cắt 4 9 5,85 10,59 16 11,25 Cắt 5 14,5 8,985 17,06 25 17,37 Cắt 6 19 11,774 22,35 32 22,23 Không cắt 7 9 5,58 10,59 16 11,25 Cắt Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 70 8 14,5 8,985 17,06 25 17,37 Cắt 9 14,5 8,985 17,06 25 17,37 Cắt 1. Nhánh từ NĐII - phụ tải 7: Trong đó: S7 = 9 + j 5,58 MVA ; j ΔQC7 = j 1,913 MVAR 2 ZII-7 = 16,1 + j 15,4 (Ω) + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B7 là: S7’’’ = S7 + ΔSB7 ΔSB7 ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ ++⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ += 0 dmB 2 maxn 02 dmB 2 maxN Q∆.n S.100.n S.U jP∆.n S.n S.P∆ = [0,12x(92 + 5,582)/2x162 + 0,021]+j [10,5x(92 + 5,582)/2x100x16 + 0,136] = 0,0582 + j 0,88 MVA ⇒ S7’’’ = 9,0582 + j 6,46 MVA + Công suất sau tổng trở ZII-7: S7’ = S7’’ - ΔQC7 = 9,0582 + j 4,547 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-7): ΔSII-7 = 9,05822 + 4,5472 (16,1 + j 15,4) = 0,1369 + j 0,1307 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZII-7 : S7’ = S7’’ +ΔSII-7 = 9,1951 + j 4,6777 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( II-7 ): SII-7 = S7’ - j ΔQC7 = 9,1951 + j 2,7647 MVA 2 2. Nhánh từ NĐII đến phụ tải 8: S8 = 14,5 + j 8,985 MVA ; j ΔQC8 = j 0,9086 MVAR 2 ZII-8 = 4,67 + j 6,07 (Ω) Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 71 + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B8 là: S8’’’ = S8 + ΔSB8 ΔSB8 ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ ++⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ += 0 dmB 2 maxn 02 dmB 2 maxN Q∆.n S.100.n S.U jP∆.n S.n S.P∆ = [0,12.(14,52 + 8,9852)/252 + 0,029]+j [10,5x(14,52 + 8,9852)/100.25 + 0,2] = 0,0846 + j 1,4154 MVA ⇒ S8’’’ = 14,5846 + j 10,4 MVA + Công suất sau tổng trở ZII-8: S8’ = S8’’ - ΔQC8 = 14,5846 + j 9,4932 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-8): ΔSII-8 = 14,58462 + 9,49322 (4,67 + j 6,07) = 0,1169 + j 0,1519 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZII-8 : S8’ = S8’’ +ΔSII-8 = 14,7015 + j 9,6451 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( II-8 ): SII-8 = S8’ - j ΔQC8/2 = 14,7015 + j 8,7383 MVA 3. Nhánh từ NĐII - phụ tải 9 - phụ tải 4 Ta có: S9 = 14,5 + j 8,985 MVA j ΔQC9 = j 1,6033 MVAR 2 Ta có: S4 = 9 + j 5,58 MVA j ΔQC4 = j 0,7194 MVAR 2 ZII-9 = 5,25 + j 10,04 (Ω) Z9-4 = 3,69 + j 4,8 (Ω) + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B4 là: S4’’’ = S4 + ΔSB4 ΔSB4 = 0,058 + j 0,8719 MVA ⇒ S4’’’ = 9,058 + j 6,4519 MVA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 72 + Công suất sau tổng trở Z9-4 : S9-4’’ = S4’’’ - ΔQC4 = 9,058 + j 5,7325 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (9-4): ΔS9-4 = 9,058 2 + j 5,73252 (3,69+ j 4,8) = 0,035 + j 0,0456 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở Z9-4 : S9-4’ = S9-4’’ +ΔS9-4 = 9,093 + j 5,7781 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( 9-4 ): S9-4 = S9-4’ - j ΔQC4 = 9,093 + j 5,0587 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB9 là : S9’’’’ = S9 +ΔSB9 ΔSB9 = 0,085 + j 1,4221 MVA ⇒ S9’’’' = 14,585 + j 10,4071 MVA + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B9 là: S9’’’ = S9’’’’ + S9-4 = 23,678 + j 15,4658 MVA + Công suất sau tổng trở ZII-9 : SII-9’’ = S9’’’ - j ΔQC9 = 23,678 + j 13,8625 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-9): ΔSII-9 = 23,678 2 + 13,86252 (5,25 + j10,4) = 0,3266 + j 0,6471 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZII-9 : SII-9’ = SII-9’’ +ΔSII-9 = 24,0046 + j 14,5096 MVA + Công suất cần có đầu đoạn đường dây ( II-9 ): Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 73 SII-9 = SII-9’ - ΔQC9 = 24,0046 + j 12,9063 MVA 2 4. Nhánh từ NĐI - phụ tải 1 - phụ tải 3 Ta có: S1 = 9 + j 5,58 MVA j ΔQC1 = j 1,898 MVAR 2 S3 = 14,5 + j 8,985MVA j ΔQC3 = j 1,9505 MVAR 2 ZI-1 = 6,12 + j 12,13 (Ω) Z1-3 = 10,04 + j 13,05 (Ω) + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B3 là: S3’’’ = S3 + ΔSB3 ΔSB3 = 0,085 + j 1,4221 MVA ⇒ S3’’’ = 14,585 + j 10,4071 MVA + Công suất sau tổng trở Z1-3 : S1-3’’ = S3’’’ - ΔQC3 = 14,585 + j 8,5466 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (1-3): ΔS1-3 = 14,585 2 + 8,45662 (10,04+ j 13,05) = 0,2443 +j 0,3066 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở Z1-3 : S1-3’ = S1-3’’ +ΔS1-3 = 14,8293 + j 8,7632 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( 1-3 ): S1-3 = S1-3’ - j ΔQC3 = 14,8293 + j 6,8127 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB1 là : S1’’’’ = S1 +ΔSB1 ΔSB1 = 0,058 + j 0,8719 MVA ⇒ S1’’’' = 9,058 + j 6,4519 MVA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 74 + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B1 là: S1’’’ = S1’’’’ + S1-3 = 23,8873 + j 13,2646 MVA + Công suất sau tổng trở ZI-1 : SI-1’’ = S1’’’ - j ΔQC1 = 23,8873 + j 11,3666 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-1): ΔSI-1 = 23,8873 2 + 11,36662 (6,12 + j 12,13) = 0,354 + j 0,7015 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZI-1 : SI-1’ = SI-1’’ +ΔSI-1 = 24,2413 + j 12,0681 MVA + Công suất cần có đầu đoạn đường dây ( I-1 ): SI-1 = SI-1’ - j ΔQC1/2 = 24,2413 + j 10,1701 MVA 5. Nhánh từ NĐI - phụ tải 6 - phụ tải 5 Ta có: S6 = 19 + j 11,774 MVA j ΔQC6 = j 2,0343 MVAR 2 Ta có: S5 = 14,5 + j 8,985MVA j ΔQC5 = j 1,7267 MVAR 2 ZI-6 = 4,16 + j 12,49 (Ω) Z6-5 = 8,89 + j 11,55 (Ω) + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B5 là: S5’’’ = S5 + ΔSB5 ΔSB5 = 0,085 + j 1,4221 MVA ⇒ S3’’’ = 14,585 + j 10,4071 MVA + Công suất sau tổng trở Z6-5 : S6-5’’ = S5’’’ - ΔQC5 = 14,585 + j 8,6804 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (6-5): Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 75 ΔS6-5 = 14,585 2 + 8,68042 (8,89+ j 11,55) = 0,2117 +j 0,275 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở Z6-5 : S6-5’ = S6-5’’ +ΔS6-5 = 14,7967 + j 8,9554 MVA + Công suất cần có tại đầu đoạn đường dây ( 6-5 ): S6-5 = S6-5’ - j ΔQC5 = 14,7967 + j 7,2287 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB6 là : S6’’’’ = S6 +ΔSB6 ΔSB6 = 0,1869 + j 3,4148 MVA ⇒ S6’’’' = 19,1869 + j 15,1888 MVA + Công suất tại thanh cái cao áp trạm B6 là: S6’’’ = S6’’’’ + S6-5 = 33,9836 + j 22,4175 MVA + Công suất sau tổng trở ZI-6 : SI-6’’ = S6’’’ - j ΔQC6 = 33,9836 + j 20,3832 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-6): ΔSI-6 = 33,9836 2 + 20,38322 (4,16 + j 12,49) = 0,5399 + j 1,621 MVA 1102 + Công suất trước tổng trở ZI-6 : SI-6’ = SI-6’’ +ΔSI-6 = 34,5235 + j 22,0042 MVA + Công suất cần có đầu đoạn đường dây ( I-6 ): SI-6 = SI-6’ - j ΔQC6/2 = 34,5235 + j 19,9699 MVA 6. Nhánh từ NĐI - Phụ tải 2 - NĐII: Trong đó: S2 = 19 + j 11,77MVA ΔQCI-2 = j 2,9035 MVAR Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 76 j 2 ΔQCII-2 = j 2,8268 MVA 2 ZI-2 = 14,94 + j 19,42 ZII-2 = 20,83 + j 19,92 (Ω) Chế độ cực tiểu NĐII phát 2 tổ máy với 75% công suất đặt SF NĐII = 75 + j 46,4808 MVA Công suất mà NĐII phát đi nhánh II-2 là: SII-2 = SFNĐII - Std II - SII-7 - SII-8 - ΔSBI - SII-9-4 Std II = 0,08 x (75 + j 46,4808) / 1,08 = 5,5556 + j 3,443 MVA Công suất tại thanh cái hạ áp của NĐII là: SH II = SFNĐII - Std II = 49,4444 + j 43,0378 MVA Trạm có 2 MBA làm việc độc lập nên công suất qua 1 MBA là: SH II / 2 = 34,7222 + j 21,5189MVA Trong đó: SFNĐII = 75 + j 46,4808 MVA SII-7 = 9,1951 +j 2,7647 MVA SII-8 = 14,7015+j 8,7383 MVA SII-9-4 = 24,0046 + j 12,9063 MVA Std II = 5,5556 + j 3,443 MVA ΔSBII là tổn thất công suất trong TBA tăng áp của NĐII ΔSBII = 2[0,26 (34,72222 + 21,51892 )/ 632 + 0,059 ] + 2j [10,5 (34,72222 + 21,51892) / 63.100 + 0,41] = 0,3366 + j 6,3843 MVA ⇒ SII-2 = 21,2066 + j 15,6872 MVA + Công suất trước tổng trở ZII-2 : Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 77 SII-2’ = SI-2 + ΔQCI-2 = 21,2066 + j 18,514 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-2): ΔSII-2 = 21,2066 2 + 18,5142 (20,83 + j19,92) = 1,3643 + j 1,3047 MVA 1102 + Công suất sau tổng trở ZII-2 : S’’II-2 = S’II-2 - ΔSII-2 = 19,8423 + j 17,2093 MVA + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B2 là: SII-2’'' = S’’II-2 + j ΔQC2 = 19,8423 + j 20,0361 MVA 2 + Công suất trước tổng trở ZB2 : S’’2 = S2 + ΔSB2 ΔSB2 = 0,1054+ j 1,3001 MVA Có S'''I-2 = S2 + ΔSB2 - S'''II-2 = - 0,7369 - j 6,9617 MVA + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-2): ΔSI-2 = 0,7369 2 + 6,9172 (14,97 + j 19,42 ) = 0,0606 + j 0,0787 MVA 1102 SI-2 = S''I-2 + ΔSI-2 - j QcII-2/2 = - 0,6763 - j 12,69 MVA Như vậy ta có: Công suất tại thanh góp cao áp của NĐI là: SI yc = SI-2 + SI-1-3 + SI-6-5 = 58,0885 + j 17,45 MVA NĐI có 2 MBA nên công suất qua 1 MBA là: 29,0443 + j 8,725 MVA + Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của NĐI: ΔSBI = 2[0,26 (29,04432 + 8,7252 )/ 632 + 0,059 ] + 2j [10,5 (29,04432 + 8,7252) / 63.100 + 0,41] = 0,2385 + j 3,8877 MVA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 78 + Công suất tự dùng của NĐI: Std NĐI = Std HT - Std NĐII = 3,5555 + j 2,2032 MVA Công suất cần có tại đầu cực máy phát của NĐI: SF NĐI = SI yc + ΔSBI + Std NĐI = 61,8825 + j 23,5409 MVA Chế độ min NĐI phát với lượng công suất: 61,8825 x 100/100 = 61,88% Vậy ở chế độ min 2 nhà máy hoàn toàn cung cấp đủ CSTD cho hệ thống. Các tổ máy vận hành đảm bảo hiệu quả kinh tế. 61,8825 x tgϕ = 23,5409 ⇒ cosϕ = 0,9347 Bảng tổng kết chế độ min NĐI NĐII Lượng công suất phát 61,88% Pđm 75% Pđm PF ( MW ) 61,8825 75 cosϕ 0,9347 0,85 VII.3. TÍNH CHẾ ĐỘ SỰ CỐ Để tính chính xác chế độ sự cố ta lần lượt xét sự cố từng nhánh độc lập và phân bố lại công suất trên nhánh (Quá trình tính toán như trường hợp phụ tải max). Khi xét sự cố ta xét riêng sự cố đối với từng nhánh một, không xét sự cố xếp chồng. Trường hợp sự cố một tổ máy có công suất lớn nhất: cụ thể ở đây ta giả thiết xảy ra sự cố một tổ máy của nhà máy NĐI có công suất 50 MW. Như vậy ta cần phải phân bố lại công suất trên nhánh dây liên lạc như sau: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 79 Khi xảy ra sự cố một tổ máy của NĐII thì NĐII còn lại 2 tổ máy, để đảm bảo cung cấp đủ công suất cho phụ tải ta cho NĐII phát 100% công suất đặt của 2 tổ máy. Khi đó công suất phát của NĐI sẽ là: SF NĐI = 100 + j 61,97 MVA + Công suất tự dùng NĐII: Std = 8 SF = 8 (100 + j 61,97 ) = 8 + j 4,9576 MVA 100 100 + Công suất tại thanh cái hạ áp của NĐI là: SH II = SFNĐII - Std II = 92,5926 + j 57,3796 MVA Trạm có 2 MBA làm việc độc lập nên công suất qua 1 MBA là: SH I / 2 = 46,2963 + j 28,6898 MVA Trong đó: SFNĐI = 100 + j 61,97 MVA SII-7 = 18,6518 + j 8,4252 MVA SII-8 = 29,6609 + j 19,7905 MVA Std II = 8 + j 4,9576 MVA ΔSBII là tổn thất công suất trong TBA tăng áp của NĐII ΔSBII = 0,5017 + j10,584 MVA ⇒ SII-2 = - 5,5329 + j 11,8713 MVA + Công suất trước tổng trở ZII-2 : SII-2’ = SII-2 + ΔQC2 = - 5,5329 - j 9,0445 MVA 2 + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (II-2): ΔSII-2 = 5,5329 2 + 9,04452 (20,83 + j 19,92) = 0,1935+j 0,1851 MVA 1102 + Công suất sau tổng trở ZII-2 : S’’II-2 = S’II-2 + ΔSII-2 = - 5,3394 - j 8,8594 MVA + Công suất tại thanh góp cao áp trạm B2 là: S’II 2 = S’’II 2 + j ΔQC2 = - 5 3394 - j 6 0326 MVA Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 80 2 + Công suất trước tổng trở ZB2 : S’’2 = S2 + ΔSB2 Trong đó ΔSB2 = 0,2116 + j 3,7605 MVA S '''I-2 = S2 + ΔSB2 - S'''II-2 = 43,551 + j 36,1899 MVA + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây (I-2): ΔSI-2 = 43,551 2 + 36,18992 (14,94 + j 19,42) = 3,959 + j 5,1461 MVA 1102 SI-2 = S''I-2 + ΔSI-2 - j Qc2 = 47,51 + j 38,4325 MVA Như vậy ta có: Công suất tại thanh góp cao áp của NĐI là: SI yc = SI-2 + SI-1-3 + SI-6-5 = 167,4452 + j 109,8541 MVA + Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của NĐI: ΔSBI = 4[0,26 (41,86132 + 27,46352 )/ 632 + 0,059 ] + 4j [10,5 (41,86132 + 27,46352) / 63.100 + 0,41] = 0,8928 + j 18,3547 MVA + Công suất tự dùng của NĐI: Std NĐI = Std HT - Std NĐII = 14,2222 + j 8,8145 MVA Công suất cần có tại đầu cực máy phát của NĐI: SF NĐI = SI yc + ΔSBI + Std NĐI = 182,5602 + j 137,0333 MVA Chế độ sự cố NĐI phát với lượng công suất: 182,5602 x 100/200 = 91,28% cosϕ = 0,8 Vậy ở chế độ sự cố 2 nhà máy hoàn toàn cung cấp đủ công suất cho hệ thống. Các tổ máy vận hành đảm bảo hiệu quả kinh tế. Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 81 CHƯƠNG VIII TÍNH TOÁN ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP VIII.1.Tính điện áp trong các chế độ Trong các chế độ cực đại và sau sự cố lấy UHT = 121 KV, còn trong chế độ cực tiểu chọn UHT = 115 KV. 1. Chế độ phụ tải cực đại a. Tính điện áp giữa hai nhà máy Trong chế độ max có: S' I-2 = 27,4794 + j 8,9929 MVA Z I-2 = 14,94 + j 19,42 Ω S'' II-2 = 11,7644 + j 13,949 MVA Z II-2 = 20,83 + j 19,92 Ω Lấy điện áp trên thanh cái cao áp NĐI là 121 KV Tổn thất điện áp trên Z I-2 là ΔUI-2 = (27,4794x14,84 + 8,9929x19,42)/121 = 4,8362 ( KV) - Điện áp tại nút phụ tải 2 là: U2 = 121 - 4,8362 = 116,1638 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z II-2 là ΔUII-2 = (11,7644x20,83 + 13,949x19,42)/116,1638 = 4,5015 ( KV) - Điện áp tại thanh cái của NĐII là: U C II = U2 + ΔUII-2 = 120,6653 ( KV ) b. Tính điện áp tại nút phụ tải: * Phụ tải 7 Thông số tính toán: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 82 S' 7 = 18,6518 + j 9,519 MVA Z II-7 = 16,1 + j 15,4 Ω S''' 7 = 18,1078 + j 10,9105 MVA Z b7 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-7 là ΔUII-7 = (18,6518 x16,1 + 9,519 x15,4)/121 = 3,6933 ( KV) - Điện áp phía cao áp của MBA là: UC7 = 121 - 3,6933 = 117,3067 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b7 là ΔUb7 = (18,1078 x1,27 + 10,9105 x27,95)/ 117,3067 = 2,5996 ( KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH7 = 117,3067 - 2,5996 = 114,7071 ( KV ) * Phụ tải 8 Thông số tính toán: S' 8 = 29,6099 + j 20,6973 MVA Z II-8 = 4,67 + j 6,07 Ω S''' 8 = 29,1777 + j 20,975 MVA Z b8 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-8 là ΔUII-8 = (29,6609 x4,67 + 20,6973 x6,07)/121 = 2,1831 ( KV) - Điện áp phía cao áp của MBA là: UC8 = 121 - 2,1831 = 118,817 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b8 là ΔUb8 = (29,1777 x1,27 + 20,975 x27,95)/ 118,817 = 5,2459 ( KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH8 = 118,817 - 5,2459 = 113,5711 ( KV ) * Phụ tải 9,4 Thông số tính toán: S' 9 = 48,7185 + j 30,9129 MVA Z II-9 = 5,25 + j 10,4 Ω Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 83 S'''' 9 = 29,1697 + j 20,8142 MVA Z b9 = 1,27 + j 27,95Ω S' 9-4 = 18,2635 + j 12,3971 MVA Z 9-4 = 3,69 + j 4,8 Ω S'''9-4 = 18,1179 + j 12,9272 MVA Z b4 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-9 là ΔUII-9 = 4,7701 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 9 là: UC9 = 121 - 4,7701 = 116,2299 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b9 là ΔUb9 = 5,324 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH9 = 116,2299 - 5,324 = 110,9059 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 9-4 là ΔU9-4 = 1,0972 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC4 = 116,2299 - 1,0972 = 115,1327 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b4 là ΔUb4 = 3,3381 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH4 = 115,1327 - 3,3381 = 111,7946 ( KV ) * Phụ tải 1,3 Thông số tính toán: S' 1 = 49,5388 + j 26,6226MVA Z I-1 = 6,12 + j 12,13 Ω Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 84 S'''' 1 = 18,1165 + j 12,9038MVA Z b1 = 2,19 + j 43,55 Ω S' 1-3 = 29,9678 + j 12,7779 MVA Z 1-3 = 10,4 + j 13,05 Ω S''' 1-3 = 29,1489 + j 12,6889 MVA Z b3 = 1,27 + j 27,95 Ω Tổn thất điện áp trên Z I-1 là ΔUI-1 = 5,1744 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 1 là: UC1 = 121 - 5,1744 = 115,8256 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b1 là ΔUb1 = 5,1943 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH9 =115,8256 - 5,1943 = 110,6313 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 1-3 là ΔU1-3 = 4,1305 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC3 = 115,8256 - 4,1305 = 111,6951 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b3 là ΔUb3 = 3,3066 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH3 = 111,6951 - 3,3066 = 108,1885 ( KV ) * Phụ tải 6,5 Thông số tính toán: S' 6 = 70,3964 + j 46,8735 MVA Z I-6 = 4,16 + j 12,49 Ω Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 85 S'''' 6 = 38,235 + j 41,4919 MVA Z b6 = 0,935 + j 21,75 Ω S' 6-5 = 29,861 + j 11,0889 MVA Z 6-5 = 8,89 + j 11,55 Ω S''' 6-5 = 29,1475 + j 11,8887 MVA Z b5 = 1,27 + j 27,95 Ω Tổn thất điện áp trên Z I-6 là ΔUI-6 = 7,2587 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 6 là: UC6 = 121 - 7,2587 = 113,7413 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b6 là ΔUb6 = 8,2485 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH6 =113,7413 - 8,2485 = 105,4928 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 6-5 là ΔU6-5 = 3,46 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC5 = 113,7413 - 3,46 = 110,2813 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b5 là ΔUb5 = 3,3488 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH3 = 110,2813 - 3,3488 = 106,9325 ( KV ) 2. Chế độ phụ tải cực tiểu a. Tính điện áp giữa hai nhà máy Trong chế độ min có: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 86 S' I-2 = - 0,6763 - j 9,7865 MVA Z I-2 = 14,94 + j 19,42 Ω S'' II-2 = 19,8423 + j 17,2093 MVA Z II-2 = 20,83 + j 19,92 Ω Lấy điện áp trên thanh cái cao áp NĐI là 115 KV Tổn thất điện áp trên Z I-2 là ΔUI-2 = (0,6763x14,84 + 9,7865x19,42)/115 = 1,7405 ( KV) - Điện áp tại nút phụ tải 2 là: U2 = 115 - 1,7405 = 113,2595 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z II-2 là ΔUII-2 = (18,8423x20,83 + 17,2093x19,42)/ 113,2595 = 6,4933 ( KV) - Điện áp tại thanh cái của NĐII là: U C II = U2 + ΔUII-2 = 119,7577 ( KV ) b. Tính điện áp tại nút phụ tải: * Phụ tải 7 Thông số tính toán: S' 7 = 9,1951 + j 4,6777 MVA Z II-7 = 16,1 + j 15,4 Ω S''' 7 = 9,0582 + j 6,46 MVA Z b7 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-7 là ΔUII-7 = (9,1951 x16,1 + 4,6777 x15,4)/ 115 = 1,9137 ( KV) - Điện áp phía cao áp của MBA là: UC7 = 115 - 1,9137 = 113,0863 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b7 là ΔUb7 = (9,0582 x1,27 + 6,46 x27,95)/ 113,0863 = 1,6984 ( KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH7 = 113,0863 - 1,6984 = 111,3879 ( KV ) * Phụ tải 8 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 87 Thông số tính toán: S' 8 = 14,7015 + j 9,6451 MVA Z II-8 = 4,67 + j 6,07 Ω S''' 8 = 14,5846 + j 10,4 MVA Z b8 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-8 là ΔUII-8 = (14,7015 x4,67 + 9,6451 x6,07)/115 = 1,1061 ( KV) - Điện áp phía cao áp của MBA là: UC8 = 115 - 1,1061 = 113,8939 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b8 là ΔUb8 = (14,5846 x1,27 + 10,4 x27,95)/ 113,8939 = 2,7148 ( KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH8 = 113,8939 - 2,7148 = 111,1791 ( KV ) * Phụ tải 9,4 Thông số tính toán: S' 9 = 24,0046 + j 14,5096 MVA Z II-9 = 5,25 + j 10,4 Ω S'''' 9 = 14,585 + j 10,4071 MVA Z b9 = 1,27 + j 27,95Ω S' 9-4 = 9,093 + j 5,7781 MVA Z 9-4 = 3,69 + j 4,8 Ω S'''9-4 = 23,678 + j 15,4658 MVA Z b4 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-9 là ΔUII-9 = 2,408 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 9 là: UC9 = 115 - 2,408 = 112,592 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b9 là ΔUb9 = 2,748 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 88 UH9 = 112,592 - 2,748 = 109,844 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 9-4 là ΔU9-4 = 0,5284 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC4 = 112,592 - 0,5284 = 112,008 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b4 là ΔUb4 = 4,1266 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH4 = 112,008 - 4,1266 = 107,8814 ( KV ) * Phụ tải 1,3 Thông số tính toán: S' 1 = 24,2413 + j 12,0681 MVA Z I-1 = 6,12 + j 12,13 Ω S'''' 1 = 9,058 + j 6,4519 MVA Z b1 = 2,19 + j 43,55 Ω S' 1-3 = 14,8293 + j 8,7623 MVA Z 1-3 = 10,4 + j 13,05 Ω S''' 1-3 = 14,585 + j 10,4071 MVA Z b3 = 1,27 + j 27,95 Ω Tổn thất điện áp trên Z I-1 là ΔUI-1 = 1,2729 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 1 là: UC1 = 115 - 1,2729 = 113,7271 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b1 là ΔUb1 = 2,4707 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 89 UH9 =113,7271 - 2,4707 = 111,2564 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 1-3 là ΔU1-3 = 2,414 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC3 = 111,2564 - 2,414 = 108,8424 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b3 là ΔUb3 = 2,8427 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH3 = 108,8424 - 2,8427 = 105,9997 ( KV ) * Phụ tải 6,5 Thông số tính toán: S' 6 = 34,5235 + j 22,0042 MVA Z I-6 = 4,16 + j 12,49 Ω S'''' 6 = 19,1869 + j 15,1888 MVA Z b6 = 0,935 + j 21,75 Ω S' 6-5 = 14,7967 + j 8,9554 MVA Z 6-5 = 8,89 + j 11,55 Ω S''' 6-5 = 14,585 + j 10,4071 MVA Z b5 = 1,27 + j 27,95 Ω Tổn thất điện áp trên Z I-6 là ΔUI-6 = 3,6387 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 6 là: UC6 = 115 - 3,6387= 111,3613 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b6 là ΔUb6 = 3,1276 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 90 UH6 =111,3613 - 3,1276 = 108,2337 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 6-5 là ΔU6-5 = 2,1891 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC5 = 111,3613 - 2,1891 = 109,1722 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b5 là ΔUb5 = 2,8341 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH3 = 109,1722 - 2,8341 = 106,3381 ( KV ) 3. Chế độ sự cố a. Tính điện áp giữa hai nhà máy Trong chế độ sự cố có: S' I-2 = 47,51 + j 38,4325 MVA Z I-2 = 14,94 + j 19,42 Ω S'' II-2 = - 5,5329 - j 9,0445 MVA Z II-2 = 20,83 + j 19,92 Ω Lấy điện áp trên thanh cái cao áp NĐII là 121 KV Tổn thất điện áp trên Z I-2 là ΔUII-2 = (5,5329x20,83 + 9,0445x19,92)/121 = 3,9304 ( KV) - Điện áp tại nút phụ tải 2 là: U2 = 121 - 3,9304 = 117,0676 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z I-2 là ΔUI-2 = (47,51x14,95 + 38,4325x19,42)/117,0676 = 12,4427 ( KV) - Điện áp tại thanh cái của NĐI là: U C I = U2 + ΔUI-2 = 129,5103 ( KV ) b. Tính điện áp tại nút phụ tải: Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 91 * Phụ tải 7 Thông số tính toán: S' 7 = 18,7138 + j 11,5563 MVA Z II-7 = 16,1 + j 15,4 Ω S''' 7 = 18,1165 + j 12,898 MVA Z b7 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-7 là ΔUII-7 = (18,7138 x16,1 + 11,5563 x15,4)/129,5103 = 3,7006 ( KV) - Điện áp phía cao áp của MBA là: UC7 = 129,5103 - 3,7006 = 125,3312 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b7 là ΔUb7 = (18,1165 x1,27 + 12,898 x27,95)/ 125,3312 = 3,0603 ( KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH7 = 125,3175 - 3,0603 = 122,2572 ( KV ) * Phụ tải 8 Thông số tính toán: S' 8 = 29,6099 + j 20,6973 MVA Z II-8 = 4,67 + j 6,07 Ω S''' 8 = 29,1777 + j 20,975 MVA Z b8 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-8 là ΔUII-8 = (29,6609 x4,67 + 20,6973 x6,07)/129,5103 = 2,0472 ( KV) - Điện áp phía cao áp của MBA là: UC8 = 129,5103 - 2,0472 = 126,9846 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b8 là ΔUb8 = (29,1777 x1,27 + 20,975 x27,95)/ 126,9846 = 4,9085 ( KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH8 = 126,9846 - 4,9085 = 122,0761 ( KV ) Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 92 * Phụ tải 9,4 Thông số tính toán: S' 9 = 48,7185 + j 30,9129 MVA Z II-9 = 5,25 + j 10,4 Ω S'''' 9 = 29,1697 + j 20,8142 MVA Z b9 = 1,27 + j 27,95Ω S' 9-4 = 18,2635 + j 12,3971 MVA Z 9-4 = 3,69 + j 4,8 Ω S'''9-4 = 18,1179 + j 12,9272 MVA Z b4 = 1,27 + j 27,95Ω Tổn thất điện áp trên Z II-9 là ΔUII-9 = 4,6982 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 9 là: UC9 = 129,5103 - 4,6982 = 124,3336 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b9 là ΔUb9 = 4,9772 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH9 = 124,3336 - 4,9772 = 119,3564 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 9-4 là ΔU9-4 = 1,0206 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC4 = 124,3336 - 1,0206= 123,313 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b4 là ΔUb4 = 3,1167 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH4 = 123,313 - 3,1167 = 120,1963 ( KV ) * Phụ tải 1,3 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 93 Thông số tính toán: S' 1 = 49,5388 + j 26,6226MVA Z I-1 = 6,12 + j 12,13 Ω S'''' 1 = 18,1165 + j 12,9038MVA Z b1 = 2,19 + j 43,55 Ω S' 1-3 = 29,9678 + j 12,7779 MVA Z 1-3 = 10,4 + j 13,05 Ω S''' 1-3 = 29,1489 + j 12,6889 MVA Z b3 = 1,27 + j 27,95 Ω Tổn thất điện áp trên Z I-1 là ΔUI-1 = 5,4186 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 1 là: UC1 = 129,0318 - 5,4186 = 123,6133 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b1 là ΔUb1 = 4,8754 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH9 =123,6123 - 4,8754 = 118,7369 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 1-3 là ΔU1-3 = 2,1289 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC3 = 123,6133 - 2,1289 = 121,4844 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b3 là ΔUb3 = 5,0988 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH3 = 121,4844 - 5,0988 = 116,3856 ( KV ) * Phụ tải 6,5 Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực Sinh viên: Trần Minh 94 Thông số tính toán: S' 6 = 70,3964 + j 46,8735 MVA Z I-6 = 4,16 + j 12,49 Ω S'''' 6 = 38,235 + j 41,4919 MVA Z b6 = 0,935 + j 21,75 Ω S' 6-5 = 29,861 + j 11,0889 MVA Z 6-5 = 8,89 + j 11,55 Ω S''' 6-5 = 29,1475 + j 11,8887 MVA Z b5 = 1,27 + j 27,95 Ω Tổn thất điện áp trên Z I-6 là ΔUI-6 = 7,5066 (KV) - Điện áp tại nút phụ tải 6 là: UC6 = 129,5103 - 7,5066 = 121,5252 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b6 là ΔUb6 = 5,7322 (KV) - Điện áp phía hạ của MBA quy về phía cao áp là: UH6 =121,5252 - 5,7322 = 115,793 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z 6-5 là ΔU6-5 = 4,1237 (KV) - Điện áp phía cao của MBA là: UC5 = 121,5252 - 4,1237 = 117,4015 ( KV ) Tổn thất điện áp trên Z b5 là