Cân bằng công suất trong hệ thống điện

ọn trên đều đảm bảo được điều kiện phát nóng và phóng điện vầng quang, độ bền cơ trong chế độ sự cố nguy hiểm nhất. 2.3.2. Phương án 2 : ồL2=355,64 km Tính tương tự phương án 1 ta được kết quả: Bảng 2: Lộ l (km) P (MW) Fi (mm2) F (mm2) ISCmax (A) ICP (A) r0 (W/km) x0 (W/km) b0´106 (S/km) R (W) X (W) B´10-4 (S) N-1 50 34 90,13 95 199 386 0,33 0,43 2,65 16,5 21,5 1,32 1-2 40 24 63,62 70 140 265 0,46 0,44 2,58 18,4 17,6 1,03 N-3 76,16 20 53,02 70 117 265 0,46 0,44 2,58 35,03 33,51 1,96 N-4 60,83 32 84,83 95 187 386 0,33 0,43 2,65 20,07 26,15 1,61 N-5 64,03 32 84,83 95 187 386 0, 33 0,43 2,65 21,12 27,53 1,70 N-6 70,71 28 74,23 70 164 265 0,46 0,44 2,58 32,53 31,11 1,82 2.3.3.Phương án 3: ồL3= 325,26 Tính toán tương tự như phương án 1, ta có kết quả sau: Bảng 3 Lộ l (km) P (MW) Fi (mm2) F (mm2) ISCmax (A) ICP (A) r0 (W/km) x0 (W/km) b0´106 (S/km) R (W) X (W) B´10-4 (S) N-1 50 34 90,13 95 199 386 0,33 0,43 2,65 16,5 21,5 1,32 N-2 64,03 24 63,62 70 140 265 0,46 0,44 2,58 29,45 28,17 1,65 4-3 41,23 20 53,02 70 117 265 0,46 0,44 2,58 18,97 18,14 1,06 N-4 60,83 32 84,83 95 187 386 0,33 0,43 2,65 20,07 26,15 1,61 N-5 64,03 32 84,83 95 187 386 0, 33 0,43 2,65 21,12 27,53 1,70 N-6 70,71 28 74,23 70 164 265 0,46 0,44 2,58 32,53 31,11 1,82 2.3.4 Phương án 4: ồL4=326,8 km Tính toán tương tự như phương án 1, ta có kết quả sau: Bảng 4: Lộ l (km) P (MW) Fi (mm2) F (mm2) ISCmax (A) ICP (A) r0 (W/km) x0 (W/km) b0´106 (S/km) R (W) X (W) B´10-4 (S) N-1 50 34 95,43 95 210 386 0,33 0,43 2,65 16,5 21,5 1,32 1-2 40 24 63,62 70 140 265 0,46 0,44 2,58 18,4 17,6 1,03 4-3 41,23 20 53,02 70 117 265 0,46 0,44 2,58 18,97 18,14 1,06 N-4 60,83 32 89,82 95 198 386 0,33 0,43 2,65 20,07 26,15 1,61 N-5 64,03 32 89,82 95 198 386 0, 33 0,43 2,65 21,12 27,53 1,70 N-6 70,71 28 78,59 70 173 265 0,46 0,44 2,58 32,53 31,11 1,82 2.3.5 Phương án 5: ồL5=390,38 km Mạch N- 1,N-2,2-3,N-6 tính giống các phương án trên Mạch vòng N-5-4 tính như sau: Giả sử các đoạn dây cùng tiết diện, công suất trên đoạn N-5 là PN-5 Ta có : PN-4 = P5+ P4- PN-5= 32+ 32- 31,40 = 32,06 MW P5-4= PN-4-P4= 32,06- 32= 0,6 MW Khi đứt một đầu đường dây thì ta phải xác định dòng điện chạy trên dây còn lại. Nếu đứt dây 4 hoặc 5 thì: Isc= A Dòng sự cố lớn nhất chạy trên đoạn đường dây 4-5 là khi đứt đoạn N-4 hoặc N-5 do P1=P2: Isc=A Ta có bảng sau: Bảng 5 Lộ l (km) P (MW) Fi (mm2) F (mm2) ISCmax (A) ICP (A) r0 (W/km) x0 (W/km) b0´106 (S/km) R (W) X (W) B´10-4 (S) N-1 50 34 90,13 95 199 386 0,33 0,43 2,65 16,5 21,5 1,32 N-2 64,03 24 63,62 70 140 265 0,46 0,44 2,58 29,45 28,17 1,65 2-3 36,06 20 53,02 70 117 265 0,46 0,44 2,58 16,59 15,87 0,93 N-4 60,83 32,06 84,99 120 395,19 492 0,27 0,43 2,67 16,42 26,16 1,62 5-4 44,72 0,6 3,18 70 198 265 0, 46 0,44 2,58 20,57 19,68 1,15 N-5 64,03 31,40 83,23 120 395,19 492 0, 27 0,43 2,67 17,29 27,53 1,71 N-6 70,71 28 74,23 70 164 265 0,46 0,44 2,58 32,53 31,11 1,82 2.4. Tính tổn thất điện áp đối với từng phương án. Đối với từng phương án ta đi tìm tổn thất điện áp. Đây là đại lượng cho phép ta xác định được tổn thất điện áp trong chế độ phụ tải cực đại và từ đó có thể xác định được điện áp từng nút của phụ tải chọn được phương án nối dây phù hợp. Ta có công thức tính tổn thất điện áp như sau: DUmaxbt=. Trong đó: Pi là công suất tác dụng trên các đoạn đường dây (MW). Qi là công suất phản kháng trên các đoạn đường dây thứ i(MVA) Qi=Pitg Ri là điện trở trên đoạn đường dây thứ i(W). Xi là điện kháng trên các đường dây thứ i(W). n là số mạch đường dây . Uđm là điện áp định mức (danh định) của mạng điện (kV). . Trong công thức trên ta đã bỏ đi thành phần ngang trục của tổn thất điện áp do thành phần này nhỏ hơn nhiều so với thành phần dọc trục. 2.4.1. Phương án 1 R01= 16,5 W. X01= 21,5 W. P01 = 34 MW. DUmaxbt 01==3,8%. Do mạch hai dây khi sự cố đứt một dây thì tổn thất điện áp gấp hai lần, nên: DUmaxsc= 3,8%´2 = 7,6 %. Các mạch khác tính tương tự ta được bảng kết quả sau: Bảng 7 Lộ P (MW) Q (MVAr) R (W) X (W) DUmaxbt (%) DUmaxsc (%) N-1 34 16,47 16,5 21,5 3,8 7,6 N-2 24 11,62 29,45 28,17 4,3 8,6 N-3 20 9,69 35,03 33,51 4,2 8,4 N-4 32 15,50 20,07 26,15 4,3 8,6 N-5 32 15,50 21,12 27,53 4,56 9,12 N-6 28 13,56 32,53 31,11 5,5 11 Trong chế độ bình thường: DUmaxbt%= DUbt%(N-6)= 5,5 % Trong chế độ sự cố nguy hiểm: DUmaxsc%= DUbt%(N-6) = 11 % 2.4.2. Phương án 2 Tính toán tương tự ta có kết quả: Bảng 8 Lộ P (MW) Q (MVAr) R (W) X (W) DUmaxbt ( %) DUmaxsc ( %) N-1 34 16,47 23,46 22,54 3,8 7,6 1-2 24 11,62 18,4 17,6 2,8 5,6 N-3 20 9,69 35,03 33,51 4,2 8,4 N-4 32 15,50 20,07 26,15 4,3 8,6 N-5 32 15,50 21,12 27,53 4,56 9,12 N-6 28 13,56 32,53 31,11 5,5 11 Trong chế độ bình thường: DUmaxbt%= DUbt%(N-1-2)= DUbt%(N-1)+ DUbt%(1-2)= 6,6 % Trong chế độ sự cố nguy hiểm: DUmaxsc%= DUbt%(N-6)= 11 % 2.4.3 Phương án 3: Bảng 9 Lộ P (MW) Q (MVAr) R (W) X (W) DUmaxbt (%) DUmaxsc ( %) N-1 34 16,47 23,46 22,54 3,8 7,6 N-2 24 11,62 29,45 28,17 4,3 5,6 4-3 20 9,69 18,97 18,14 2,3 4,6 N-4 32 15,50 20,07 26,15 4,3 8,6 N-5 32 15,50 21,12 27,53 4,56 9,12 N-6 28 13,56 32,53 31,11 5,5 11 Trong chế độ bình thường: DUmaxbt%(N-4-3)= DUbt%(N-4)+ DUbt%(4-3)=4,3%+2,3%=6,6% Trong chế độ sự cố nguy hiểm : DUmaxsc%= DUbt%(N-6)= 11% 2.4.4 Phương án 4: Bảng 10 Lộ P (MW) Q (MVAr) R (W) X (W) DUmaxbt (%) DUmaxsc ( %) N-1 34 16,47 23,46 22,54 3,8 7,6 1-2 24 11,62 18,4 17,6 2,8 5,6 4-3 20 9,69 18,97 18,14 2,3 4,6 N-4 32 15,50 20,07 26,15 4,3 8,6 N-5 32 15,50 21,12 27,53 4,56 9,12 N-6 28 13,56 32,53 31,11 5,5 11 Trong chế độ bình thường: DUmaxbt%(N-4-3)= DUbt%(N-4)+ DUbt%(4-3)=4,3%+2,3%=6,6% = DUbt%(N-1-2)= DUbt%(N-1)+ DUbt%(1-2)= 6,6 % Trong chế độ sự cố nguy hiểm : DUmaxsc%= DUbt%(N-6)= 11% 2.4.5 Phương án 5 Bảng 11 Lộ P (MW) Q (MVAr) R (W) X (W) DUmaxbt (%) DUmaxsc ( %) N-1 34 16,47 23,46 22,54 3,8 7,6 N-2 24 11,62 29,45 28,17 4,3 5,6 2-3 20 9,69 16,59 15,87 2 4 N-4 32 15,50 16,42 26,16 3,85 5-4 0.6 0,29 20,57 19,68 0,07 N-5 32 15,50 17,29 27,53 4 N-6 28 13,56 32,53 31,11 5,5 11 Trong chế độ bình thường: DUmaxbt%(N-4-5)= DUbt%(N-4)+ DUbt%(5-4)+ DUmaxbt%(N-5)= 3,85%+0,07%+4%=7,92% Trong mạng kín: Khi đứt dây N-4 thì công suất truyền từ N-5 sang 4 nên tổn thất điện áp trên đoạn N-5-4 là: DUmaxsc%= (DUbt%(N-5)+ DUbt%(5-4)) Trong đó: DUbt%(N-5)= DUbt%(5-4)= DUmaxsc%= (DUbt%(N-5)+ DUbt%(5-4))=16,2 %+7,96 %=24,16 % Khi đứt dây N-5 thì công suất truyền từ N-4 sang 5 nên tổn thất điện áp trên đoạn N-4-5 là: DUmaxsc%= (DUbt%(N-4)+ DUbt%(5-4)) Trong đó: DUbt%(N-4)= DUbt%(5-4)= DUmaxsc%= (DUbt%(N-2)+ DUbt%(2-1))=15,39 %+7,96 %=23,35% Tóm lại tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là 24,16%. Ta có bảng tổng kết về tổn thất điện áp trong các phương án sau: Bảng 12 Phương án I II III IV V DUmaxbt% 5,5 6,6 6,6 6,6 7,92 DUmaxsc% 11 11 11 11 24,16 Nhận xét: Cả 5 phương án đều thoả mãn yêu cầu điều chỉnh điện áp ở phụ tải khác thường theo điều kiện: DUmaxbt% 15 DUmaxsc% 20 So sánh các phương án về phương diện kinh tế để tìm phương án tối ưu. Tiêu chuẩn để so sánh về mặt kinh tế đó là hàm chi phí tính toán hằng năm Z. Đây là tiêu chuẩn đánh giá chi phí vận hành hàng năm của mạng điện. Khi so sánh các phương án với nhau ta phải nhất quán một quan điểm là coi các phương án cùng độ tin cậy cung cấp điện. Hàm chi phí Z: Z=(avh+atc)´Kđ+ DA´c Trong đó : avh là hệ số khấu hao , tu sửa định kì, phục vụ đường dây: avh =0,04 atc là hệ số định mức hiệu quả thu hồi vốn đầu tư : atc=0,125 a= avh+atc=0,04+0,125=0,165 Kđ =1,6 ´ đối với đường dây lộ kép hai lộ nằm trên một cột. Kđ = đối với đường dây một lộ nằm trên một cột. K0 là suất vốn đầu tư cho đường dây trên không (đ/km). li là chiều dài đường dây thứ i. DA là tổn thất điện năng trong mạng điện. DA=DP´ ( là thời gian tổn thất công suất cực đại của mạng điện). =(0,124+Tln´10-4)´8760= (0,124+5000´10-4)2´8760=3411 h c là giá thành 1kW điện năng tổn thất trên đường dây c=500 đ/kWh Phương án 1: Bảng 13 Lộ l (km) F (mm2) K0 (106đ/km) K0´ l (106đ) P (MW) Q (MVAr) S (MVA) R (W) N-1 50 95 283 14150 34 16,47 37,78 16,5 N-2 64,03 70 208 13318,24 24 11,62 26,67 29,45 N-3 76,16 70 208 15841,28 20 9,69 22,22 35,03 N-4 60,83 95 283 17214,89 32 15,50 35,56 20,07 N-5 64,03 95 283 18120,49 32 15,50 35,56 21,12 N-6 70,71 70 208 14707,68 28 13,56 31,11 32,53 Kđ=1,6´ Kđ=1,6´(14150 + 13318,24 + 15841,28 + 17214,89 + 18120,49 + 14707,68 )´106 Kđ=93,353´109(đồng) Tổn thất trong mạng tên các dường dây là: DPi= Đoạn N-1 : DP1== MW Đoạn N-2: DP2= MW Đoạn N-3: DP3= MW Đoạn 3-4: DP4= MW ĐoạnN-5: DP5= MW Đoạn 5-6: DP6= MW Vậy ta có tổng chi phí vận hành hàng năm cho mạng điện này là: ZI=0,165´ 93,353´109+(0,97+0,87+0,71+1,05+1,10+1,30)´3411´500´103 ZI=25,64´109 đồng. Phương án 2: Bảng 14 Lộ L (km) F (mm2) K0´106 (đ/km) K0´li (106đ) P (MW) Q (MVAr) S (MVA) R(1lộ) (W) DPi (MW) N-1 50 95 283 14150 34 16,47 37,78 16,5 0,97 1-2 40 70 208 8320 24 11,62 26,67 18,4 0,54 N-3 76,16 70 208 15841,28 20 9,69 22,22 35,03 0,71 N-4 60,83 95 283 17214,89 32 15,50 35,56 20,07 1,05 N-5 64,03 95 283 18120,49 32 15,50 35,56 21,12 1,10 N-6 70,71 70 208 14707,68 28 13,56 31,11 32,53 1,30 Vậy : Kđ=1,6´ Kđ=1,6´(14150+8320+15841,28+17214,89+18120,49+14707,68) Kđ =141,37´109 đồng ồDP = 0,97+0,54+0,71+1,05+1,10+1,30 = 5,67 MW ZII= 0,165 ´ 141,37´109 +5,67´ 3411´500 ´ 103 = 33´109 đồng Phương án 3: Bảng 15 Lộ L (Km) F (mm2) K0´106 (đ/km) K0xli (106đ) P (MW) Q (MVAr) S (MVA) R(1lộ) (W) DPi (MW) N-1 50 95 283 14150 34 16,47 37,78 16,5 0,97 N-2 64,03 70 208 13318,24 24 11,62 26,67 29,45 0,87 4-3 41,23 70 208 8575,84 20 9,69 22,22 18,97 0,39 N-4 60,83 95 283 17214,89 32 15,50 35,56 20,07 1,05 N-5 64,03 95 283 18120,49 32 15,50 35,56 21,12 1,10 N-6 70,71 70 208 14707,68 28 13,56 31,11 32,53 1,30 Kđ=1,6´ Kđ=1,6´ (14150+13318,24+8575,84+17214,89+18120,49+14707,68) ´106 Kđ =108,75´đồng ồDP =(0,97+0,87+0,39+1,05+1,10+1,30) =5,68 MW ZIII=0,165´ 108,75´109+5,68´3411´500´103 =27,63´109 đ Phương án 4: Lộ L (Km) F (mm2) K0´106 (đ/km) K0´li (106đ) P (MW) Q (MVAr) S (MVA) R(1lộ) (W) DPi (MW) N-1 50 95 283 14150 34 16,47 37,78 16,5 0,97 1-2 40 70 208 8320 24 11,62 26,67 18,4 0,54 4-3 41,23 70 208 8575,84 20 9,69 22,22 18,97 0,39 N-4 60,83 95 283 17214,89 32 15,50 35,56 20,07 1,05 N-5 64,03 95 283 18120,49 32 15,50 35,56 21,12 1,10 N-6 70,71 70 208 14707,68 28 13,56 31,11 32,53 1,30 Kđ=1,6´ Kđ=1,6´(14150+8320+8575,84+17214,89+18120,49+14707,68) ´106 Kđ=129,74´109 đồng ồDP =0,97+0,54+0,39+1,05+1,10+1,30=5,35 MW ZIV=0,165´ 129,74´109 +5,35´3411´500´103 =30,53´109 đồng. Phương án 5: Lộ L (Km) F (mm2) K0´106 (đ/km) K0xli (106đ) P (MW) Q (MVAr) S (MVA) R(1lộ) (W) DPi (MW) N-1 50 95 283 14150 34 16,47 37,78 16,5 0,97 N-2 64,03 70 208 13318,24 24 11,62 26,67 29,45 0,87 2-3 36,06 70 283 10204,98 20 9,69 22,22 16,59 0,34 N-4 60,83 120 354 21533,82 32,06 15,53 35,62 16,42 0,86 5-4 44,72 70 208 9301,76 0,6 0,29 0,67 20,57 0,0004 N-5 64,03 120 354 22762,2 31,40 15,2 34,89 17,29 0,87 N-6 70,71 70 208 14707,68 28 13,56 31,11 32,53 1,30 Kđ=21533,82+9301,76+22762,2+1,6´(14150+13318,24+10204,98+14707,68) ´106 Kđ=137,41´109 đồng ồDP = 0,97+0,87+0,34+0,86+0,0004+0,87+1,30= 5,21 MW ZV=0,165´ 137,41´109 +5,21´3411´500´103 =31,56´109 đồng. Bảng tổng kết về tổn thất điện áp và chi phí vận hành hàng năm cho các phương án là: Bảng 16 Phương án I II III IV V DUmaxbt% 5,5 6,6 6,6 6,6 7,92 DUmaxsc% 11 11 11 11 24,16 Z (đồng) 25,64´109 33´109 27,63´109 30,53´109 31,56´109 Theo tính toán trên ta thấy phương án I,II, III,IV,V có độ chênh về chi phí nhỏ hơn 5% . Phương án I có tổn thất nhỏ hơn các phương án khác vì thế ta chọn phương án I là phương án tối ưu. Chương 3 Chọn số lượng máy biến áp và công suất cho trạm hạ áp, chọn sơ đồ nối dây và vẽ sơ đồ cung cấp điện 3.1 Chọn số lượng máy biến áp và dung lượng máy biến áp. Vì các hộ tiêu thụ là loại 1 nên để đảm bảo cung cấp điện cho phụ tải thì sơ đồ nối dây phải 2 mạch (lộ kép) hoặc mạch vòng.ở đây ta sử dụng 2 máy biến áp giống nhau làm việc song song trong trạm hạ áp. Các máy chọn công suất sao cho khi sự cố một máy biến áp thì máy biến áp còn lại phải có khả năng đảm bảo cung cấp điện cho phụ tải, khi đó ta phải có điều kiện như sau: (n-1)´SđmB ´kt ´kqt > Stt Trong biểu thức này: kt là hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ coi kt=1 kqt là hệ số quá tải kqt=1,4 nghĩa là cho phép quá tải 40% với điều kiện là: Thời gian quá tải không quá 5 ngày đêm, mỗi ngày đêm không quá 6h. SđmB là công suất định mức của máy biến áp. n là số lượng máy biến áp. Stt là công suất tính toán của phụ tải. Với phụ tải 1: + S1=MVA + SđmB1³ Chọn loại máy biến áp loại TPDH-32000/110. Với phụ tải 2: + S2=MVA + SđmB2³ Chọn loại máy biến áp loại TPDH-25000/110. Với phụ tải 3: + S3= MVA + SđmB3³ Chọn loại máy biến áp loại TPDH-16000/110. Với phụ tải 4: + S4= MVA + SđmB³ MVA Chọn loại máy biến áp loại TPDH-32000/110. Với phụ tải 5: + S5=S4 =35,56 MVA + SđmB³ 25,4 MVA Chọn loại máy biến áp loại TPDH-32000/110. Với phụ tải 6: + S6=MVA + SđmB³ Chọn loại máy biến áp loại TPDH-25000/110. Bảng 17 Phụ tải 1 2 3 4 5 6 Pi (MW) 34 24 20 32 32 28 Stt(MVA) 37,78 26,67 22,22 35,56 35,56 31,11 Stt/kqt 26,98 19,05 15,87 25,4 25,4 22,22 SddmB(MVA) 32 25 16 32 32 25 Thông số máy biến áp đã sử dụng: Bảng 18 Kiểu Sđm (MVA) Ucđm (KV) Uhđm (KV) DP0 (KW) DPn (KW) Un (%) I0 (%) R (W) X (W) DQ0 (kVAr) TPDH 25000/110 25 115 22 29 120 10,5 0,8 2,54 55,9 200 TPDH 32000/110 32 115 22 35 145 10,5 0,75 1,85 43,5 240 TPDH 16000/110 16 115 22 21 85 10,5 0,85 4,38 86,7 136 3.2 Chọn sơ đồ trong trạm biến áp. 3.2.1 Trạm nguồn: Ta chọn sơ đồ hệ thống hai thanh cái. Mỗi nguồn cung cấp và mỗi đường dây nối tới thanh cái qua một máy cắt và hai dao cách li.Một hệ thống thanh cái làm việc và một thanh cái dự trữ để đảm bảo sự liên lạc giữa hai thanh cái nhờ máy cắt liên lạc. Hệ thống hai thanh cái này có ưu điểm là có thể sửa chữa các thiết bị nối với từng thanh cái mà vẫn đảm bảo độ tin cậy trong cung cấp điện cho phụ tải.Sơ đồ này là khi đóng cắt phụ tải cần phải tuân theo nguyên tắc: +Khi cắt thì máy cắt cắt trước dao cách li cắt sau. +Khi đóng thì dao cách li đóng trước máy cắt đóng sau. Nếu không thực hiện đúng nguyên tắc trên thì sẽ dẫn đến hậu quả nghiêm trọng xảy ra. Để vận hành hiệu quả thì ta thường cho vận hành song song hệ thống hai thanh cái khi đó máy cắt liên lạc trở thành máy cắt phân đoạn. Sơ đồ trạm nguồn như sau: 3.3. Trạm cuối Đây là trạm cung cấp trực tiếp cho phụ tải. Ta dùng hệ thống có hai phân đoạn thanh góp. Khi chiều dài đường dây l >70 km thì máy cắt cao áp đặt phía đường dây (Do khi l lớn sự cố nhiều cần thao tác đóng cắt nhiều), còn khi chiều dài đường dây l < 70 km thì máy cắt cao áp đặt phía máy biến áp để thao tác đóng cắt máy biến áp cho đơn giản trong chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu, sự cố. Phía hạ áp ta sử dụng máy cắt hợp bộ. MCPĐ SƠ Đồ trạm thiết kế như sau SƠ Đồ MạNG ĐIệN KHU VựC 110KV Chương IV Tính chế độ mạng điện 4.1 Chế độ phụ tải cực đại: Điện áp trên thanh cái cao áp của nhà máy điện là: UN=110%´Uđm=110%´110=121 kV Ta có sơ đồ thay thế trạm 6 là: 4.1.1 Đường dây 2´AC-95 (N-1): Giai đoạn 1: U2= U3= Uđm=110 kV Zd1= +Máy biến áp TPDH-32000/110 .Do các máy biến áp giống nhau nên: Zb1= Tổn hao không tải: DS0=2(DP0+j DQ0 )=2(0,035+j 0,24)=0,07+j 0,48 MVA +Các phụ tải : S1=34+j 16,47 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở máy biến áp B1 là: DSb1= +Công suất trước tổng trở máy biến áp B1 là: Sb1= S1+DSb1=34+j 16,47 +0,11+j 2,566=34,11+j 19,036 MVA Công suất trước máy biến áp B1 là: = Sb1+DS0=34,11+j 19,036+0,07+j 0,48=34,18+j19,516 MVA Công suất phản kháng do điện dung cuối đường dây N-1sinh ra là: Qcc1==1,32´10-4´1102=1,6 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây N-1 là: =-j Qcc1=34,18+ j 19,516 -j1,6=34,18+j 17,916 MVA Tổn thất trên đường dây N-1 là: DS1= Công suất trước tổng trở đường dây N-1 là: S’1=S”1+DS1=34,18+j 17,916+1,02+j 1,32=35,2+j 19,236 MVA Công suất phản kháng do điện dung đầu đường dây N-1 sinh ra là: Qcđ1==1,32´10-4´1212=1,93 MVAr Công suất cấp cho phụ tải 1 tính cả công suất phản kháng do đường dây sinh ra là: S1= S’1-j Qcđ1=35,2+j 19,236-j1,93=35,039+j 17,306 MVA Giai đoạn 2: + Đường dây N-1: DU1= Do đó điện áp nút 2 là: U2=UN-DU1=121-4,12=116,88 kV Tổn thất điện áp trên máy biến áp B1là: DUb1= Điện áp ở thanh cái hạ áp của trạm 1 đã qui đổi về phía cao áp là: U3=U2-DUb1=116,88-3,82=113,06 kV Điện áp thực:U’3= 4.1.2.Các đường dây N-2, N-3, N-4, N-5, N-6 Tính chế độ của các đường dây N-2, N-3, N-4, N-5, N-6 được tiến hành tương tự. Kết quả tính toán cho trong bảng sau: Đường dây Zd , .10-4 S S0 , MVA Zb , S = P + jQ ,MVA N-1 8,25+j10,75 1,32 0,07 +j0,48 0,935+j21,75 34+ j16,47 N-2 14,725+j14,085 1,65 0,058 + j0,4 1,27 + j27,95 24+ j11,62 N-3 17,515+j16,755 1,96 0,042 + j0,272 2,19 + j43,35 20+ j9,69 N-4 10,035+j13,075 1,61 0,07 + j0,48 0,935+ j21,75 32+ j 15,5 N-5 10,56 +j13,765 1,70 0,07 + j 0,48 0,935+ j21,75 32 + j 15,5 N-6 16,265+j15,555 1,82 0,058 + j 0,4 1,27 + j27,95 28+j16,56 Nút 1 2 3 4 5 6 Ui(kV) 116,86 116,69 116,6 116,33 116,05 115,07 Ui’(kV) 113,06 113,63 111,96 112,75 112,46 110,92 Đường dây SNi MVA S’ MVA Sd MVA S’’ MVA Qc MVAr Sb MVA Sb MVA N-1 34,18+ j17,306 34,18+ j19,236 1,02+j1,32 34,11+ j17,916 1,6 34,11+ j19,036 0,11+j2,566 N-2 24,963+ j8,478 24,963+ j10,898 0,83+j0,80 24,133+ j10,098 1,997 24,075+ j11,695 0,075+j1,642 N-3 20,844+ j7,137 20,844+ j10,042 0,713+j0,682 20,131+ j9,36 2,372 20,089+ j11,46 0,089+j1,77 N-4 33,248+ j15,355 33,248+ j17,712 1,08+j1,41 32,168+ j16,302 1,948 32,098+ j17,77 0,098+j2,27 N-5 33,298+ j15,483 33,298+ j17,973 1,13+j1,78 32,168+ j16,193 2,057 32,098+ j17,77 0,098+j2,27 N-6 29,49+ j12,599 29,49+ j15,264 1,33+j1,27 28,16+ j13,994 2,202 28,102+ j15,796 0,102+j2,263 Cân bằng công suất phản chính xác sau khi bù kinh tế Nếu QF<Qyc thì phải bù cưỡng bức để đảm bảo chất lượng điện áp tại các nút phụ tải. Nếu QF>Qyc thì không phải bù cưỡng bức nhưng lại phải kiểm tra lại Cosj của nhà máy tại thanh cái cao áp. Ta có: ồS=S1+S2+S3+S4+S5+S6 ồS=35,039+j17,306+24,963+j8,478+20,861+j7,621+33,248+j15,355+33,298+j15,483+29,49 +j12,59 = 176,899+j76,842 MVA Điều kiện cân bằng công suất trong hệ thống: ồPf=ồPyc=176,9MW Hệ số công suất Cosj=0,85 thì tgj=0,62 Vậy ồQf=ồPyc´tgj=176,9´0,62=109,678 MVAr Mà ồQyc=76,842 MVAr Ta thấy : ồQf>ồQyc nên không cần bù cưỡng bức 4.2 Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp thanh cái cao áp của nhà máy U0=105%Uđm=105%´110=115,5 kV Chế độ phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại do đó ta có: Phụ tải Pmax (MW) Pmin (MW) Qmax (MVAr) Qmin (MVAr) Smin (MVA) Cosj 1 34 17 16,47 8,235 18,89 0,90 2 24 12 11,62 5,81 13,333 0,90 3 20 10 9,69 4,845 11,112 0,90 4 32 16 15,50 7,75 17,778 0,90 5 32 16 15,50 7,75 17,778 0,90 6 28 14 13,56 6,78 15,555 0,90 Ta thấy khi phụ tải cực tiểu thì Q giảm và cosj tăng. Trong chế độ này ta phải tính toán vận hành kinh tế trạm biến áp để giảm tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong mạng điện, điều kiện để ta cắt một máy biến áp trong trạm có hai máy biến áp làm việc song song là: S <Sđm . Với máy biến áp TPDH 16000/110. Ta có: DP0= 21 kW DPN=85 kW. Do đó : S < 16=11,25 MVA S3<11,25 nên phải cắt bớt 1 MBA Với máy biến áp TPDH 25000/110. Ta có: DP0= 29 kW DPN=120 kW. Do đó : S <25=17,38 MVA S6 và S2<17,38 nên phải cắt bớt 1 MBA Với máy biến áp TPDH 32000/110. Ta có: DP0= 35 kW DPN=145 kW. Do đó : S <32=22,23 MVA S1, S4, S5 đều < 22,23 nên phải cắt bớt 1 MBA 4.2.1 Đường dây 2´AC-95 (N-1): Giai đoạn 1: U2= U3= Uđm=110 kV Zd1= +Máy biến áp TPDH-32000/110 Zb1= Tổn hao không tải: DS0=DP0+j DQ0=0,035+j 0,24 MVA +Các phụ tải : S1=17+j 8,235 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở máy biến áp B1 là: DSb1= +Công suất trước tổng trở máy biến áp B1 là: Sb1= S1+DSb1=17+j 8,235 +0,056+j 1,282=17,056+j 9,517 MVA Công suất trước máy biến áp B1 là: = Sb1+DS0=17,056+j 9,517+0,035+j 0,24=17,091+j 9,757 MVA Công suất phản kháng do điện dung cuối đường dây N-1sinh ra là: Qcc1==1,32´10-4´1102=1,6 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây N-1 là: =-j Qcc1=17,091+ j 9,757 -j1,6=17,091+j 8,157 MVA Tổn thất trên đường dây N-1 là: DS1= Công suất trước tổng trở đường dây N-1 là: S’1=S”1+DS1=17,091+j 8,157+0,244+j 0,319=17,335+j 8,476 MVA Công suất phản kháng do điện dung đầu đường dây N-1 sinh ra là: Qcđ1==1,32´10-4´1212=1,93 MVAr Công suất cấp cho phụ tải 1 tính cả công suất phản kháng do đường dây sinh ra là: S1= S’1-j Qcđ1=17,335+j 8,476-j1,93=17,335+j 6,546 MVA Giai đoạn 2: + Đường dây N-1: DU1= Do đó điện áp nút 2 là: U2=UN-DU1=121-1,935=119,065 kV Tổn thất điện áp trên máy biến áp B1là: DUb1= Điện áp ở thanh cái hạ áp của trạm 1 đã qui đổi về phía cao áp là: U3=U2-DUb1=119,065-3,745=115,32 kV Điện áp thực:U’3= 4.2.2.Các đường dây N-2, N-3, N-4, N-5, N-6 Tính chế độ của các đường dây N-2, N-3, N-4, N-5, N-6 được tiến hành tương tự. Kết quả tính toán cho trong bảng sau: Đường dây Zd , .10-4 S S0 , MVA Zb , S = P + jQ ,MVA N-1 8,25+j10,75 1,32 0,035 +j0,24 1,87 +j 43,5 17+ j 8,235 N-2 14,725+j14,085 1,65 0,029 + j 0,2 2,54 + j 55,9 12+ j 5,81 N-3 17,515+j16,755 1,96 0,021 + j 0,136 4,38 + j 86,7 10+ j 4,845 N-4 10,035+j13,075 1,61 0,035 + j 0,24 1,87 + j 43,5 16 + j 7,75 N-5 10,56 +j13,765 1,70 0,035 + j 0,24 1,87 + j 43,5 16 + j 7,75 N-6 16,265+j15,555 1,82 0,029 + j 0,2 2,54 + j 55,9 14+j6,78 Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 U1 ,KV 119,065 118,92 119,014 119,082 118,729 118,269 Uiq ,KV 115,32 115,545 114,471 115,584 108,475 114,234 Đường dây SNi MVA S’ MVA Sd MVA S’’ MVA Qc MVAr Sb MVA Sb MVA N-1 17,335+ j 6,546 7,335+ j 8,476 0,244+j0,319 17,091+ j 8,157 1,6 17,056+ j 9,517 0,056+j1,282 N-2 12,277+ j 2,615 12,277+ j 5,035 0,21+j 0,20 12,067+ j 4,835 1,997 12,038+ j 6,632 0,038+j0,822 N-3 10,229+ j 0,781 10,229+ j 3,65 0,164+j 0,157 10,056+ j 3,493 2,372 10,044+ j5,729 0,044+j0,884 N-4 16,341+ j 5,156 16,341+ j 7,513 0,257+j0,335 16,084+ j7,178 1,948 16,049+ j8,886 0,049+j1,136 N-5 16,353+ j4,93 16,353+ j7,42 0,269+j0,351 16,084+ j7,069 2,057 16,049+ j8,886 0,049+j1,136 N-6 14,393+ j3,531 14,393+ j6,196 0,313+j0,3 14,08+ j5,896 2,202 14,051+ j7,898 0,051+j1,118 4.3 Chế độ sự cố U0=110%Uđm=110%´110=121kV Sự cố nặng nề là khi các lộ kép nối với nguồn bị đứt một dây .Dây còn lại phải tải dòng cực đại tăng gấp đôi. Vì thế tổn thất điện áp ,công suất tăng ,ta không xét sự cố máy biến áp . Sơ đồ giống trường hợp chế độ cực đại 4.3.1 Đường dây 2´AC-95 (N-1): Giai đoạn 1: U2= U3= Uđm=110 kV Zd1= +Máy biến áp TPDH-32000/110 .Do các máy biến áp giống nhau nên: Zb1= Tổn hao không tải: DS0=2(DP0+j DQ0 )=2(0,035+j 0,24)=0,07+j 0,48 MVA +Các phụ tải : S1=34+j 16,47 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở máy biến áp B1 là: DSb1= +Công suất trước tổng trở máy biến áp B1 là: Sb1= S1+DSb1=34+j 16,47 +0,11+j 2,566=34,11+j 19,036 MVA Công suất trước máy biến áp B1 là: = Sb1+DS0=34,11+j 19,036+0,07+j 0,48=34,18+j19,516 MVA Công suất phản kháng do điện dung cuối đường dây N-1sinh ra là: Qcc1==0,66´10-4´1102=0,799 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây N-1 là: =-j Qcc1=34,18+ j 19,516 –j 0,799=34,18+j 18,717 MVA Tổn thất trên đường dây N-1 là: DS1= Công suất trước tổng trở đường dây N-1 là: S’1=S”1+DS1=34,18+j 18,717+2,071+j 2,698=36,251+j 21,415 MVA Cô