Đồ án Cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng

Dòng diện sự cố chạy trên đoạn đường dây N-5 là: < Icp = 510 A Vậy tiết diện đã chọn là phù hợp. + Xét sự cố đứt đoạn đường dây N-5: Dòng điện chạy trên đoạn đường dây 4-5 là: < Icp = 265 A Vậy tiết diện đã chọn là phù hợp. Dòng điện sự cố chạy trên đoạn đường dây N-4: < Icp = 445 A Vậy tiết diện đã chọn là phù hợp. * Kiểm tra điều kiện tổn thất điện áp : Tổn thất điện áp trong mạch vòng ở chế độ vận hành bình thường là: => ∆U%max = ∆UN-4bt% = 6,39% Tổn thất điện áp trong mạch vòng ở chế độ sự cố là: + Khi đứt đoạn đường dây N-4: Tổn thất điện áp trên đoạn N-5 là: Tổn thất điện áp trên đoạn 4-5 là: =>∆UN-4-5sc% = 16,27% + Khi đứt đoạn đường dây N-5: Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây N- 4 là Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây 1-3 là: => ∆UN-4-5sc% = 22,6% b) Các đoạn còn lại trong sơ đồ: * Lựa chọn tiết diện dây dẫn: Tính toán như ở phương án 1, ta có bảng số liệu sau: Đường dây Dây dẫn Icp (A) (MVA) R0 (Ω/m) X0 (Ω/m) b0 (10-6/Ωkm) N-1 2xAC-95 335 32+j15,36 0.33 0.43 2,64 N-2 2xAC-95 335 27+j12,96 0.33 0.43 2,64 N-3 2xAC-95 335 35+j16,8 0.33 0.43 2,64 N-6 2xAC-95 335 28+j13,44 0.33 0.43 2,64 * Kiểm tra điều kiện phát nóng trong trường hợp sự cố: Tính toán như ở phương án 1, ta có bảng số liệu sau: Đường dây Dây dẫn Dòng điện cho phép Icp (A) Dòng điện sự cố Isc (A) Kết luận N-1 2xAC-95 335 154,4 Thoả mãn N-2 2xAC-95 335 157,46 Thoả mãn N-3 2xAC-95 335 204,12 Thoả mãn N-6 2xAC-95 335 163,38 Thoả mãn * Kiểm tra điều kiện tổn thất điện áp ΔUcp%: Tính toán như ở phương án 1, ta có bảng số liệu sau: Đường dây Dây dẫn Chiều dài đường dây (km) R0 (Ω/m) X0 (Ω/m) ∆Ubt (%) ∆Usc (%) N-1 2xAC-95 51 0.33 0.43 3,61 7,22 N-2 2xAC-95 70,7 0.33 0.430 4,23 8,46 N-3 2xAC-95 41,2 0.33 0.430 3,19 6,38 N-6 2xAC-95 80,6 0.33 0.430 5 10 Ta có bảng số liệu sau: Đường dây ∆Ubt (%) ∆Usc (%) N-4-5 6,39 22,6 N-1 3,61 7,22 N-2 4,23 8,46 N-3 3,19 6,38 N-6 5 10 Từ các kết quả trên nhận thấy rằng, tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ vận hành bình thường là ∆UN-4-5bt=6,39% và tổn thất điện áp trong chế độ sự cố là ∆UN-4-5sc= 22,6%. 1.5. Kết luận: Phương án ∆Ubtmax (%) ∆Uscmax (%) 1 5,29 10,58 2 6,94 11,49 3 6,34 10,21 4 6,39 22,6 Vậy sau khi so sánh về mặt kỹ thuật giữa các phưong án, ta thấy tất cả các phương án đều đạt về mặt kỹ thuật. Các phương án này sẽ được so sánh về mặt kinh tế để chọn ra phương án tối ưu. 2. So sánh kinh tế các phương án: Vì các phương án so sánh của mạng điện có cùng điện áp định mức, do đó để đơn giản ta không cần tính vốn đầu tư vào các trạm hạ áp. Chỉ tiêu kinh tế được sử dụng để so sánh các phương án là các chi phí tính toán hàng năm, được xác định theo công thức: Z = (atc+ avh)*K + ∆A*c (3.6) Trong đó : Z: hàm chi phí tính toán hàng năm atc: hệ số hiệu quả của vốn đầu tư .atc=0.125 avh: hệ số vận hành đối với các đường dây trong mạng điện. Ta có avh=0.04 (đối với cột bê tông ) avh=0.07 (đối với cột thép ) Đối với mạng lưới điện 110 kV, ta chỉ sử dụng cột thép => avh = 0,07 ∆A: Tổng tổn thất điện năng hàng năm C: giá 1Kwh điện năng tổn thất Ta có c=500 đ K : tổng các vốn đầu tư về đường dây * Tính K: + Đối với lộ đơn: K= ∑K0i*li (3.7) + Đối với lộ kép: K= ∑1,6*K0i*li (3.8) Trong đó : K0i : giá thành 1 km đường dây thứ i , đ/km li : chiều dài đoạn đường dây thứ i ,km Dây AC 70 95 120 150 185 240 k0 (106đ/km) 300 308 320 336 358 392 * Tổn thất điện năng trong mạng điện được tính theo công thức : ∆A = ∑∆Pimax* τ (3.9) Trong đó : τ : thời gian tổn thất công suất lớn nhất. (h) ∆Pimax : tổn thất công suất trên đoạn đường dây thứ i khi phụ tải cực đại . (MW) Ta có công thức: (3.10) Trong đó : Pimax ,Qimax : công suất tác dụng và phản kháng chạy trên đường dây ở chế độ phụ tải cực đại Ri: điện trở tác dụng của đoạn đường dây thứ i Với Ri = (n: số lộ dây của đoạn đường dây). Uđm: điện áp định mức của mạng điện * Thời gian tổn thất công suất lớn nhất có thể được tính theo công thức: τ = (0.124+ Tmax *10-4)2 * 8760 (3.11) Trong đó Tmax là thời gian sử dụng phụ tải cực đại trong năm Với Tmax = 5000 h => τ = 3411 h Sau đây ta sẽ tính toán hàm chi phí tính toán hàng năm đối với từng phương án: 2.1. Phương án 1: * Tính K: + Đoạn N-1: 2xAC-95 K1 = 1,6*K01*lN-1 Tra bảng ta được K01 = 308*106 đ/km => K1 = 1,6*300*106*58,31 ≈ 25132,8*106 đ + Tính toán tương tự cho các đoạn đường dây còn lại, ta có bảng số liệu sau: Đoạn đường dây Kiểu đường dây Chiều dài (km) k0 (*106 đ/km) Ki (*106 đ) N-1 2xAC-95 51 308 25132,8 N-2 2xAC-95 70,7 308 34840,96 N-3 2xAC-95 41,2 308 20303,36 N-4 2xAC-70 76,2 300 36576 N-5 2AC-95 58,4 308 28735,168 N-6 2xAC-95 80,6 308 39719,68 => Vậy tổng chi phí xây dựng đường dây trong phương án 1 là : K=∑Ki = 185307,968*106 đ * Tính ∑ΔPmax : + Đoạn N-1: + Tính toán tương tự cho các đoạn đường dây còn lại, ta có bảng số liệu sau: Đoạn đường dây Kiểu đường dây (MVA) Chiều dài (km) r0 (Ω/km) ∆Pmax (MW) N-1 2xAC-95 32+j15,36 51 0,33 0,876 N-2 2xAC-95 27+j12,96 70,7 0,33 0.865 N-3 2xAC-95 35+j16,8 41,2 0,33 0,847 N-4 2xAC-70 25+j12 76,2 0,46 1,114 N-5 2AC-95 32+j15,36 58,4 0,33 1,002 N-6 2xAC-95 28+j13,44 80,6 0,33 1,06 => Tổng tổn thất công suất lớn nhất trong mạng điện ở chế độ phụ tải cực đại là : ∑∆Pmax = 5,764 MW * Xác định chi phí vận hành hàng năm: Z = (atc+ avh)*K + ∑∆Pmax *τ*c = (0.125 +0.07)*185308*106 + 5,764*103*3411*500 = 45,95*109 đ 2.2. Phương án 2: * Tính K: Tính toán tương tự như trên ta có các bảng số liệu sau: Đoạn đường dây Kiểu đường dây Chiều dài (km) K0 (*106 đ/km) Ki (*106 đ) N-1 2xAC-185 51 3358 29212,8 1-2 2xAC-95 40 308 19712 N-3 2xAC-95 41,2 308 20303,36 N-4 2xAC-70 76,2 300 36576 N-5 2AC-95 58,4 308 28735,168 N-6 2xAC-95 80,6 308 39719,68 => Vậy tổng chi phí xây dựng đường dây trong phương án 2 là : K2 = ∑Ki = 174259*106 đ * Tính ∑ΔPmax : Tính toán tương tự như trên ta có các bảng số liệu sau: Đoạn đường dây (MVA) Chiều dài (km) r0 (Ω/km) ∆Pmax (MW) N-1 59+j28,32 51 0,17 1,534 1-2 27+j12,96 40 0,33 0,489 N-3 2xAC-95 35+j16,8 41,2 0,33 N-4 2xAC-70 25+j12 76,2 0,46 N-5 2AC-95 32+j15,36 58,4 0,33 N-6 2xAC-95 28+j13,44 80,6 0,33 => Tổng tổn thất công suất lớn nhất trong mạng điện ở chế độ phụ tải cực đại là : ∑∆Pmax2 = 6,07 MW * Xác định chi phí vận hành hàng năm: Z2 = (atc+ avh)*K2 + ∑∆Pmax2 *τ*c = (0.125 +0.07)*174259)106* +6,07*103*3411*500 = 44,46*109 đ 2.3. Phương án 3: * Tính K: Tính toán tương tự như trên ta có các bảng số liệu sau: Đoạn đường dây Kiểu đường dây Chiều dài (km) K0 (*106 đ/km) Ki (*106 đ) N-1 2xAC-95 51 308 25132,8 N-3 2xAC-185 41,2 358 23599 3-2 2xAC-95 41,2 308 20303 N-4 2xAC-70 76,2 300 36576 N-5 2AC-95 58,4 308 28735,168 N-6 2xAC-95 80,6 308 39719,68 => Vậy tổng chi phí xây dựng đường dây trong phương án 5 là : K3 = ∑Ki = 174065*106 đ * Tính ∑ΔPmax : Tính toán tương tự như trên ta có các bảng số liệu sau: Đoạn đường dây Kiểu đường dây (MVA) Chiều dài (km) r0 (Ω/km) ∆Pmax (MW) N-1 2xAC-95 32+j15,36 51 0,33 0,876 N-3 2xAC-185 62+j29,76 41,2 0,17 1,369 3-2 2xAC-95 27+j12,96 41,2 0,33 0,5 N-4 2xAC-70 25+j12 76,2 0,46 1,114 N-5 2AC-95 32+j15,36 58,4 0,33 1,002 N-6 2xAC-95 28+j13,44 80,6 0,33 1,06 => Tổng tổn thất công suất lớn nhất trong mạng điện ở chế độ phụ tải cực đại là : ∑∆Pmax3 = 5,921 MW * Xác định chi phí vận hành hàng năm: Z3 = (atc+ avh)*K3 + ∑∆Pmax3 *τ*c = (0.125 +0.07)*174065*106* +5,921*103*3411*500 = 44,16*109 đ 2.4. Phương án 4: * Tính K: Tính toán tương tự như trên ta có các bảng số liệu sau: Đoạn đường dây Kiểu đường dây Chiều dài (km) k0 (*106 đ/km) Ki (*106 đ) N-1 2xAC-95 51 308 25132,8 N-2 2xAC-95 70,7 308 34840,96 N-3 2xAC-95 41,2 308 20303,36 N-4 AC-150 76,2 336 25603 N-5 AC-185 58,4 358 20875 4-5 AC-70 44,72 300 13416 N-6 2xAC-95 80,6 308 39719,68 => Vậy tổng chi phí xây dựng đường dây trong phương án 5 là : K5 = ∑Ki = 170857*106 đ * Tính ∑ΔPmax : Tính toán tương tự như trên ta có các bảng số liệu sau: Đoạn đường dây Kiểu đường dây (MVA) Chiều dài (km) r0 (Ω/km) ∆Pmax (MW) N-1 2xAC-95 32+j15,36 51 0,33 0,876 N-2 2xAC-95 27+j12,96 70,7 0,33 0.865 N-3 2xAC-95 35+j16,8 41,2 0,33 0,847 N-4 AC-150 25+j12 76,2 0,21 1 N-5 AC-185 32+j15,36 58,4 0,17 1,046 4-5 AC-70 0,22+jo,1 44,72 0,46 0 N-6 2xAC-95 28+j13,44 80,6 0,33 1,06 => Tổng tổn thất công suất lớn nhất trong mạng điện ở chế độ phụ tải cực đại là : ∑∆Pmax5 = 5,694 MW * Xác định chi phí vận hành hàng năm: Z5 = (atc+ avh)*K5 + ∑∆Pmax5 *τ*c = (0.125 +0.07)*179890*106* +5,694*103*3411*500 = 44,78*109 đ 2.5. Kết luận: Sau khi tính toán, ta có bảng số liệu sau: Phương án Phương án 1 Phương án 2 Phương án 3 Phương án 4 Z 45,96*109 đ 44,46*109 đ 44,16*109 đ 44,78*109 đ Ta thấy: Z1 > Z4 > Z2 > Z3 Ta so sánh chi phí vận hành Z1 và Z3: ΔZ1-3 % = = .100% =3,9% < 5%. Như vậy xét về chỉ tiêu kinh tế cả 4 phương án là tương đương nhau. Nên ta chọn theo chỉ tiêu kỹ thuật Phương án ∆Ubtmax (%) ∆Uscmax (%) 1 5,29 10,58 2 6,94 11,49 3 6,34 10,21 4 6,39 22,6 Ta thấy phương án 1 có chỉ số kỹ thuật về tổn thất điện áp là nhỏ nhất trong trong chế độ vận hành bình thường nên ta chọn phương án 1 là phương án tối ưu. Từ chương sau trở đi ta chỉ tiến hành tính toán cho phương án 1. Chương 4: LỰA CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY, MÁY BIẾN ÁP 1. Lựa chọn máy biến áp: Đối với các phụ tải là hộ tiêu thụ loại 1, để đảm bảo cung cấp điện cho các hộ phụ tải này ta cần đặt hai máy biến áp làm việc song song trong mỗi trạm. Còn đối với các hộ phụ tải là hộ tiêu thụ loại 3 thì ta chỉ cần đặt một máy biến áp làm việc độc lập trong mỗi trạm. Trong mạng điện này, các hộ phụ tải loại 1 gồm: phụ tải 1; 2; 3; 4; 6. Còn hộ phụ tải loại 3 gồm: phụ tải 5. Công suất của mỗi máy biến áp làm việc trong trạm có n máy biến áp được xác định theo công thức : (4.1) Trong đó: Smax: phụ tải cực đại của trạm. k: hệ số quá tải của máy biến áp trong chế độ sau sự cố. n : số máy biến áp trong trạm. Với k = 1,4 và n = 2, ta có công thức: (4.2) Sau đây chúng ta tiến hành lựa chọn máy biến áp cho các hộ phụ tải: * Đối với phụ tải 1: Ta có S1max= 35,56 MVA Vậy ta có công suất định mức của máy biến áp là : MVA Do đó chúng ta lựa chọn máy biến áp là TPDH-32000/110 * Tính toán tương tự đỗi với các phụ tải khác, ta có bảng số liệu sau: Các hộ phụ tải P (MW) Q (MVAr) S (MVA) Sđm (MVA) Loại MBA Số lượng 1 32 15,36 35,56 25,4 TPDH 32000/110 2 2 27 12,96 30 21,4 TPDH 25000/110 2 3 35 16,8 38,89 27,8 TPDH 32000/110 2 4 25 12 27,78 19,84 TPDH 25000/110 2 5 32 15,36 35,56 25,4 TPDH 32000/110 2 6 28 13,44 31,11 22,22 TPDH 25000/110 2 Thông số kỹ thuật và tính toán của máy biến áp: Máy biến áp Thông số kỹ thuật Thông số tính toán Uđm (kV) UN (%) ∆PN kW ∆P0 kW I0 (%) R (Ω) X (Ω) ∆Q kVAr Cao Hạ TPDH-25000/110 115 11 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 TPDH-32000/110 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 2. Chọn sơ đồ trạm biến áp: Trong sơ đồ này chúng ta sử dụng 2 loại trạm: * Trạm nguồn: sử dụng sơ đồ hệ thống hai thanh góp có máy cắt liên lạc. * Trạm cuối: sử dụng 6 trạm biến áp hạ áp, cung cấp điện cho các phụ tải. Trong sơ đồ này không sử dụng trạm trung gian. Chương 5: TÍNH TOÁN CHÍNH XÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA MẠNG ĐIỆN Để đánh giá các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện thiết kế, cần xác định các thông số chế độ xác lập trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố khi phụ tải cực đại. Khi xác định các dòng công suất và các tổn thất công suất, ta lấy điện áp ở tất cả các nút trong mạng điện bằng điện áp định mức Ui = Uđm= 110 kV. Để tính tổn thất công suất chạy trên một đoạn đường dây ta sử dụng công thức: MVA (5.1) Để tính tổn thất điện áp ta sử dụng công thức: kV (5.2) Để tính tổn thất công suất trong máy biến áp ta sử dụng công thức: MVA (5.3) Trong đó : S : công suất của phụ tải. Sđm: công suất định mức của máy biến áp. m: số máy biến áp vận hành trong trạm. Tổn thất điện áp trong máy biến áp: (5.4) 1. Tính toán chế độ bình thường phụ tải cực đại: Trong chế độ phụ tải cực đại, điện áp trên thanh cái của nhà máy điện bằng 110% điện áp danh định => UN = 110% * Uđm = 110% * 110 = 121 kV. 1.1. Đoạn N-1: Sơ đồ nối dây đoạn N-1: Sơ đồ thay thế của mạng điện: Thông số máy biến áp: Máy biến áp Thông số kỹ thuật Thông số tính toán Uđm (kV) UN (%) ∆PN kW ∆P0 kW I0 (%) R (Ω) X (Ω) ∆Q kVAr Cao Hạ TPDH-32000/110 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 Ta có: S1 = 32 + j15,36 MVA Ta tiến hành tính dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây của mạng điện này: + Tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là: MVA + Công suất trước tổng trở của máy biến áp là: Sb1 = S1 + ∆Sb1 = 25 + j15,5 + 0,08 + j1,82 = 25,08 + j17,32 MVA + Công suất truyền vào thanh góp cao áp của trạm biến áp bằng: Sc1=Sb1 + ∆S01 = 25,08 + j17,32 + 2*(29 + j200)*10-3 = 25,14 + j17,72 MVA + Công suất phản kháng do điện dung ở cuối đường dây thứ 1 sinh ra là: - jQc1c= - j*2*b01/2 * Uđm2 = - j*2*2,57*10-6/2*58,31*1102 = - j1,81 MVAr + Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây sau tổng trở Z1 là: S1’’ = Sc1 –jQc1c = 25,14 + j17,72 – j1,81 = 25,14 + j15,91 MVA + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây thứ 1 là: MVA + Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây trước tổng trở Z1 là: S1’= S1’’+ ∆S1 = 25,14 + j15,91 + 1,96 + j1,88 = 27,1 + j17,79 MVA + Công suất phản kháng do điện dung ở đầu đường dây thứ 1 sinh ra là: - jQc1d = - jQc1c = - j1,81 MVAr + Dòng công suất chạy vào đoạn dường dây thứ 1 là: SN-1 = S1’ – jQc1d = 27,1 + j17,79 – j1,81 = 27,1 + j15,98 MVA Sau khi tính toán được dòng công suất chạy vào đầu đoạn đường dây ta tiến hành tính điện áp tại các nút của mạng điện: + Tổn thất điện áp trên tổng trở Z1 là: kV + Điện áp tại nút a là: Ua = UN - ∆U3 = 121 – 9,4 = 111,6 kV + Tổn thất điện áp trong máy biến áp 1 là: kV + Vậy ta có điện áp tại nút phụ tải thứ 1 là: U1 = Ua - ∆Ub1 = 111,6 – 9,2 = 102,4 kV Sau khi tính toán, ta có bảng số liệu sau đối với đoạn N-1: S1 (MVA) ΔSb1 (MVA) Sb1 (MVA) Sc1 (MVA) - jQc1c (MVAr) 25+j15,5 0,08+j1,82 25,08+j17,32 25,14+j17,72 - j1,81 S1’’ (MVA) ΔS1 (MVA) S1’ (MVA) - jQc1d (MVAr) SN-1 (MVA) 25,14+j15,91 1,96+j1,88 27,1+j17,79 - j1,81 27,1+j15,98 ΔU1 (kV) Ua (kV) ΔUb1 (kV) U1 (kV) 9,4 111,6 9,2 102,4 1.2. Đoạn N-2: Sơ đồ nối dây đoạn N-2: Thông số máy biến áp: Máy biến áp Thông số kỹ thuật Thông số tính toán Uđm (kV) UN (%) ∆PN kW ∆P0 kW I0 (%) R (Ω) X (Ω) ∆Q kVAr Cao Hạ TPDH-32000/110 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 Tính toán tương tự như đoạn N-1, ta có bảng số liệu sau đối với đoạn N-2: S2 (MVA) ΔSb2 (MVA) Sb2 (MVA) Sc2 (MVA) - jQc2c (MVAr) 34+j21,08 0,11+j2,63 34,11+j23,71 34,18+j24,19 -j1,72 S2’’ (MVA) ΔS2 (MVA) S2’ (MVA) - jQc2d (MVAr) SN-2 (MVA) 34,18+j22,47 2,46+j3,2 36,64+j25,67 - j1,72 36,64+j23,95 ΔU2 (kV) Ua (kV) ΔUb2 (kV) U2 (kV) 10 111 9,9 101,1 1.3. Đoạn N-3: Sơ đồ nối dây đoạn N-3: Thông số máy biến áp: Máy biến áp Thông số kỹ thuật Thông số tính toán Uđm (kV) UN (%) ∆PN kW ∆P0 kW I0 (%) R (Ω) X (Ω) ∆Q kVAr Cao Hạ TPDH-32000/110 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 Tính toán tương tự như đoạn N-1, ta có bảng số liệu sau đối với đoạn N-3: S3 (MVA) ΔSb3 (MVA) Sb3 (MVA) Sc3 (MVA) - jQc3c (MVAr) 30+j18,6 0,09+j2,07 30,09+j20,67 30,16+j21,15 -j1,94 S3’’ (MVA) ΔS3 (MVA) S3’ (MVA) - jQc3d (MVAr) SN-3 (MVA) 30,16+j19,21 2,12+j2,76 32,28+j21,97 - j1,94 32,28+j20,03 ΔU3 (kV) Ua (kV) ΔUb3 (kV) U3 (kV) 9,7 111,3 8,6 102,7 1.4. Đoạn N-4: Sơ đồ nối dây đoạn N-4: Thông số máy biến áp: Máy biến áp Thông số kỹ thuật Thông số tính toán Uđm (kV) UN (%) ∆PN kW ∆P0 kW I0 (%) R (Ω) X (Ω) ∆Q kVAr Cao Hạ TPDH-32000/110 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 Tính toán tương tự như đoạn N-1, ta có bảng số liệu sau đối với đoạn N-4: S4 (MVA) ΔSb4 (MVA) Sb4 (MVA) Sc4 (MVA) - jQc4c (MVAr) 35+j21,7 0,12+j2,78 35,12+j24,48 35,19+j27,26 -j1,6 S4’’ (MVA) ΔS4 (MVA) S4’ (MVA) - jQc4d (MVAr) SN-4 (MVA) 35,19+j25,66 2,59+j3,37 37,78+j29,03 - j1,6 37,78+j27,43 ΔU4 (kV) Ua (kV) ΔUb4 (kV) U4 (kV) 10 111 10,2 100,8 1.5. Đoạn N-5: Sơ đồ nối dây đoạn N-5: Thông số máy biến áp: Máy biến áp Thông số kỹ thuật Thông số tính toán Uđm (kV) UN (%) ∆PN kW ∆P0 kW I0 (%) R (Ω) X (Ω) ∆Q kVAr Cao Hạ TPDH-32000/110 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 Tính toán tương tự như đoạn N-1, ta có bảng số liệu sau đối với đoạn N-5: S5 (MVA) ΔSb5 (MVA) Sb5 (MVA) Sc5 (MVA) - jQc5c (MVAr) 22+j13,64 0,09+j2,2 22,09+j15,84 22,13+j16,08 -j1,12 S5’’ (MVA) ΔS5 (MVA) S5’ (MVA) - jQc5d (MVAr) SN-5 (MVA) 22,13+j14,96 1,15+j1,8 23,28+j16,76 - j1,12 23,28+j15,64 ΔU5 (kV) Ua (kV) ΔUb5 (kV) U5 (kV) 7,7 113,3 6,4 106,9 1.6. Đoạn N-6: Sơ đồ nối dây đoạn N-6: Thông số máy biến áp: Máy biến áp Thông số kỹ thuật Thông số tính toán Uđm (kV) UN (%) ∆PN kW ∆P0 kW I0 (%) R (Ω) X (Ω) ∆Q kVAr Cao Hạ TPDH-32000/110 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 Tính toán tương tự như đoạn N-1, ta có bảng số liệu sau đối với đoạn N-6: S6 (MVA) ΔSb6 (MVA) Sb6 (MVA) Sc6 (MVA) - jQc6c (MVAr) 30+j18,6 0,09+j2,07 30,09+j20,67 30,16+j21,15 -j1,63 S6’’ (MVA) ΔS6 (MVA) S6’ (MVA) - jQc6d (MVAr) SN-6 (MVA) 30,16+j19,52 1,79+j2,34 31,95+j21,86 - j1,63 31,95+j20,23 ΔU6 (kV) Ua (kV) ΔUb6 (kV) U6 (kV) 8,1 112,9 8,5 104,4 1.7. Cân bằng chính xác công suất phản kháng: Sau khi tính toán ta có các dòng công suất truyền từ nguồn vào các đoạn đường dây được tóm tắt trong bảng sau: Đoạn đường dây Công suất tácdụng (MW) Công suất phản kháng (MVAr) N-1 27,1 15,98 N-2 36,64 23,95 N-3 32,38 20,03 N-4 37,78 27,43 N-5 23,28 15,64 N-6 31,95 20,23 Tổng 189,13 123,26 Từ bảng số liệu trên ta có: + Tổng công suất phản kháng yêu cầu là: Qyc = 123,26 MVAr + Tổng công suất phản kháng do nguồn điện phát ra là: Qcc = Pcc * tgφ = 189,13 * 0.62=117,26 MVA Như vậy công suất phản kháng do nguồn điện phát ra nhỏ hơn công suất phản kháng mà hệ thống yêu cầu. Do đó ta phải tiến hành bù công suất phản kháng cho hệ thống. Quy tắc bù như sau: - Phụ tải có cosφ thấp bù trước, cosφ cao bù sau. - Phụ tải ở xa bù trước, ở gần bù sau. Ở đây, các giá trị của cosφ là như nhau và bằng 0,9. Do đó ta tiến hành bù cho phụ tải ở xa trước, ở gần sau. Vậy ta sẽ tiến hành bù công suất phản kháng cho hộ phụ tải 5 đến Cosφ’ = 0,95 => tgφ’ = 0,33 Vậy ta có lượng công suất phản kháng cần bù cho hộ phụ tải 5 là: Qb5 = P5 * (tgφ- tgφ’) =22*(0.62 – 0.33) = 6,38 MVAr Sơ đồ nối dây của mạng điện sau khi tiến hành bù công suất phản kháng cho hộ phụ tải 5 là: Sơ đồ thay thế của mạng điện sau khi tiến hành bù công suất phản kháng cho hộ phụ tải 5 là: Sau khi bù, ta tiến hành tính chính xác dòng cống suất chạy trên các đoạn đường dây ở mạng điện này: + Công suất sau tổng trở của máy biến áp là: S5* = S5 – Qb5 = 22 + j13,64 – j6,38 = 22 + j7,26 MVA + Tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là: MVA + Công suất trước tổng trở của máy biến áp là: Sb5 = S5* + ∆Sb5 = 22 + j7,26 + 0,08 + 1,77 = 22,08 + j9,03 MVA + Công suất truyền vào thanh góp cao áp của trạm biến áp bằng: Sc5=Sb5 + ∆S05 = 22,08 + j9,03 + (35 + j240)*10-3 = 22,12 + j9,27 MVA + Công suất phản kháng do điện dung ở cuối đường dây thứ 1 sinh ra là: - jQc5c= - j*b05/2 * Uđm2 = - j*2,57*10-6/2*72,11*1102 = - j1,12 MVAr + Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây sau tổng trở Z1 là: S5’’ = Sc5 –jQc5c = 22,12 + j9,27 – j1,12 = 22,12 + j8,15 MVA + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây thứ 1 là: MVA + Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây trước tổng trở Z1 là: S5’= S5’’+ ∆S5 = 22,12 + j8,15 + 0,89 + j1,4 = 23,01 + j9,55 MVA + Công suất phản kháng do điện dung ở đầu đường dây thứ 1 sinh ra là: - jQc5d = - jQc5c = - j1,12 MVAr + Dòng công suất chạy vào đoạn dường dây thứ 1 là: SN-5 = S5’ – jQc5d = 23,01 + j9,55 – j1,12 = 23,01 + j8,43 MVA Sau khi tính toán được dòng công suất chạy vào đầu đoạn đường dây ta tiến hành tính chính xác ờđiện áp tại các nút của mạng điện: + Tổn thất điện áp trên tổng trở Z5 là: kV + Điện áp tại nút a là: Ua = UN - ∆U5 = 121 – 5,8 = 115,2 kV + Tổn thất điện áp trong máy biến áp 1 là: kV + Vậy ta có điện áp tại nút phụ tải thứ 5 là: U5 = Ua - ∆Ub5 = 115,2 – 3,9 = 111,3 kV Sau khi tính toán bù công suất phản kháng cho hộ phụ tải 5, ta có bảng số liệu sau đối với đoạn N-5: S5* (MVA) ΔSb5 (MVA) Sb5 (MVA) Sc5 (MVA) - jQc5c (MVAr) 22+j7,26 0,08+j1,77 22,08+j9,03 22,12+j9,27 -j1,12 S5’’ (MVA) ΔS5 (MVA) S5’ (MVA) - jQc5d (MVAr) SN-5 (MVA) 22,12+j8,15 0,89+j1,4 23,01+j9,55 - j1,12 23,01+j8,43 ΔU5 (kV) Ua (kV) ΔUb5 (kV) U5 (kV) 5,8 115,2 3,9 111,3 Sau khi bù ta có các dòng công suất truyền từ nguồn vào các đoạn đường dây được tóm tắt trong bảng sau: Đoạn đường dây Công suất tácdụng (MW) Công suất phản kháng (MVAr) N-1 27,1 15,98 N-2 36,64 23,95 N-3 32,38 20,03 N-4 37,78 27,43 N-5 23,01 8,43 N-6 31,95 20,23 Tổng 188,86 116,05 Từ bảng số liệu trên ta có: + Tổng công suất phản kháng yêu cầu là: Qyc = 116,05 MVAr + Tổng công suất phản kháng do nguồn điện phát ra là: Qcc = Pcc * tgφ = 188,86 * 0.62=117,09 MVA Như vậy công suất phản kháng do nguồn điện phát ra lớn hơn công suất phản kháng mà hệ thống yêu cầu do đó ta không phải tiến hành bù công suất phản kháng cho các hộ phụ tải còn lại trong hệ thống nữa. Sau khi tính toán, ta có bảng điện áp nút tại các nút phụ tải của hệ thống: Nút phụ tải 1 2 3 4 5 6 Điện áp (kV) 102,4 101,1 102,7 100,8 111,3 104,4 2. Tính toán chế độ bình thường phụ tải cực tiểu: Trong chế độ phụ tải cực tiểu, điện áp trên thanh cái của nhà máy điện bằng 105% điện áp danh định => UN = 105%*Uđm= 105%*110 = 115.5 kV Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại: Smin = 50%*Smax Công suất của các phụ tải trong chế độ phụ tải cực tiểu cho trong bảng sau: Hộ phụ tải Công suất (MVA) Hộ phụ tải Công suất (MVA) 1 12,5 +j 7,75 4 17,5+ j 10,85 2 17 + j 10,54 5 11 + j 3,63 3 15 +j 9,3 6 15 + j 9,3 2.1. Xét cho nghỉ một máy biến áp: Điều kiện cho phép nghỉ một máy biến áp là: Smin < Sgh Trong đó: Sghi = Sđmi * Sau đây ta xét cho từng trạm biến áp trong hệ thống: 2.1.1. Trạm biến áp ở phụ tải 1: Smin1 = 14,7 MVA < Sgh1 = 25 * = 17,38 MVA => Thoả mãn điều kiện cho phép nghỉ một máy biến áp. 2.1.2. Tính toán tương tự cho các trạm biến áp còn lại trong hệ thống, ta có số liệu trong bảng sau: Trạm biến áp Smin MVA Sgh MVA Kết luận 1 14,7 17,38 Được phép 2 20 22.23 Được phép 3 17,6 22.23 Được phép 4 20,6 22.23 Được phép 5 11,58 - - 6 17,6 22.23 Được phép Phụ tải 5 là hộ tiêu thụ loại 3 nên trong chế độ làm việc cực tiểu, tất cả các trạm đều vận hành với một máy biến áp. 2.2. Tính toán dòng công suất: 2.2.1. Đoạn N-1: Sơ đồ thay thế của mạng điện: Thông số máy biến áp: Máy biến áp Thông số kỹ thuật Thông số tính toán Uđm (kV) UN (%) ∆PN kW ∆P0 kW I0 (%) R (Ω) X (Ω) ∆Q kVAr Cao Hạ TPDH-25000/110 115 11 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 Ta có: S1 = 12,5 + j7,75 MVA + Tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là: MVA + Công suất trước tổng trở của máy biến áp là: Sb1 = S1 + ∆Sb1 = 12,5 + j7,75 + 0,04 + j0,91 = 12,54 + j8,66 MVA + Công suất truyền vào thanh góp cao áp của trạm biến áp bằng: Sc1=Sb1 + ∆S01 = 12,54 + j8,66 + (29 + j200)*10-3 = 12,57 + j8,86 MVA + Công suất phản kháng do điện dung ở cuối đường dây thứ 1 sinh ra là: - jQc1c= - j*2*b01/2 * Uđm2 = - j*2*2,57*10-6/2*58,31*1102 = - j1,81 MVAr + Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây sau tổng trở Z1 là: S1’’ = Sc1 –jQc1c = 12,57 + j8,86 – j1,81 = 12,57 + j7,05 MVA + Tổn thất công suất trên đoạn đường dây thứ 1 là: MVA + Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây trước tổng trở Z1 là: S1’= S1’’+ ∆S1 = 12,57 + j7,05 + 0,46 + j0,44 = 13,03 + j7,49 MVA + Công suất phản kháng do điện dung ở đầu đường dây thứ 1 sinh ra là: - jQc1d = - jQc1c = - j1,81 MVAr + Dòng công suất chạy vào đoạn dường dây thứ 1 là: SN-1 = S1’ – jQc1d = 13,03 + j7,49 – j1,81 = 13,03 + j5,68 MVA Sau khi tính toán được dòng công suất chạy vào đầu đoạn đường d