Đồ án Lưới điện 1

g đó: atc: Hệ số thu hồi vốn đầu tư Ttc: Thời gian tiêu chuẩn vốn đầu tư, tùy thuộc vào từng giai đoạn phát triển kinh tế mà có thể lấy Ttc = 5 á8 năm. Ta chọn Ttc = 8 năm. avh: Hệ số vận hành, avh = 0,04 đối với đường dây. K0l: Giá trị dựng một km đường dây của đoạn thứ i (đ/km) Il: Chiều dài đoạn đường dây thứ i DPmax: Tổn thất công suất lớn nhất trên toàn mạch điện T: Thời gian sử dụng công suất lớn nhất. Được xác định theo công thức sau: T = (0,124+Tmax.. 10-4)2.8760 Với Tmax = 5.000h ị T = 3.411 C: Giá trị của 1kwh điện năng tổn thất, C = 500đ/kwh Dự kiến các phương án dùng cột thép. Ta có bảng tổng hợp công suất giá đầu tư cho 1 Km đường dây. Đường dây trên không, dây dẫn AC-95: Kol = 283.106đ/1km. Đường dây trên không, dây dẫn AC-120: Kol = 354.106đ/1km. Đường dây trên không, dây dẫn AC-150: Kol = 403.106đ/1km. Đường dây trên không, dây dẫn AC-185: Kol = 441.106đ/1km. Đường dây trên không, dây dẫn AC-240: Kol = 500.106đ/1km. Khi tính công suất tổn thất của các đường dây có nhiều phụ tải, ta giả thiết rằng không kể đến tổn thất công suất của đọan đường dây phía sau, khi tính tổn thất công suất của đoạn trước đó. Công thức tính tổn thất công suất của đường dây được tính: Trong đó: Smaxi: Công suất cực đại truyền tải trên đoạn đường dây thứ i - DPmaxi. Tổn thất công suất lớn nhất của đoạn thứ i: Ri: Điện trở của đoạn đường dây thứ i: Các giá trị của Koi cho ở trên là ứng với các trường hợp đường dây đơn. Nếu đường dây hai mạch đi hai hàng cột thì phải nhân với hệ số 1,8. Nếu đường dây hai mạch đi chung một cột thì nhân với hệ 1,6. Với điện áp định mức của hệ thống là 110kV, sử dụng cột bê tông + thép, dự kiến thiết kế hai mạch chung một cột. Theo phương án đã trình bày ở trên ta tính các chi phí của từng phương án sau: Tính chi phí cho phương án 1: Bảng tính ồK0i.Ii: Đường dây Loại dây Koi x 106 đồng Hệ số nhân Li (km) ồKoi.li x109 đồng MĐ-1 AC-120 354 1,6 82,5 46,728 MĐ-2 AC-95 283 1,6 73 33,0544 MĐ-3 AC-95 283 1,6 103 46,6384 MĐ-4 AC-95 283 1,6 86 38,941 MĐ-5 AC-95 283 1,6 90,5 40,9784 MĐ-6 AC-120 354 1,6 76,2 43,1597 ồKoili 249,5 b- Bảng tính ồPmax Đường dây Smaxi (MVA) Ri (W) DPmaxi (MW) MĐ-1 42,35 11,13 1,65 MĐ-2 32,94 12 1,08 MĐ-3 35,55 16,99 1,77 MĐ-4 35,55 14,2 1,48 MĐ-5 31,11 14,93 1,2 MĐ-6 42,35 10,29 1,52 ồDPmax 81,7 Chi phí tính toán của phương án 1 là: Zi = (atc+avh).ồ.Kol.Ii+DPmax. T .C = (0,125+0,04)249,5.109+8,7.103.3411.500=55,97.109 đồng. Tính chi phí cho phương án 2: Bảng tínhồKol.li: Đường dây Loại dây Koi x 106 đồng Hệ số nhân Li (km) ồKoi.lix109 đồng MĐ-2 AC-185 441 1,6 73 51,5088 2-1 AC-95 384 1,6 41,2 23,3357 MĐ-3 AC-95 283 1,6 103 46,6384 MĐ-4 AC-95 283 1,6 86 38,9408 MĐ-5 AC-95 283 1,6 90,5 40,9784 MĐ-6 AC-120 354 1,6 76,2 43,1597 ồKoi4i 244,5618 Bảng tính DPmax Đường dây Smaxi (MVA) Ri (W) DPmaxi (MW) MĐ-2 75,3 6,2 2,9 2-1 42,35 5,57 0,8 MĐ-3 35,55 16,99 1,77 MĐ-4 35,55 14,2 1,48 MĐ-5 31,11 14,93 1,2 MĐ-6 42,35 10,29 1,52 ồDPimax 9,67 Chi phí tính toán của phương án 1 là: Zi = (atc+avh).ồ.Kol.li+DPmax. T .C = (0,125+0,04)244,5618.109+9,67.103.3411.500=56,85.109 đồng. Tính chi phí cho phương án 3: Bảng tínhồKol.li: Đường dây Loại dây Koi x 106 đồng Hệ số nhân Li (km) ồKoi.li x109 đồng MĐ-2 AC-185 441 1,6 73 51,5088 2-1 AC-120 354 1,6 41,2 23,3357 MĐ-4 AC-185 441 1,6 86 60,6816 4-3 AC-95 283 1,6 45 20,376 MĐ-5 AC-95 283 1,6 90,5 40,9784 MĐ-6 AC-120 354 1,6 76,2 43,1597 ồKoili 240,04 Bảng tính DPmax Đường dây Smaxi (MVA) Ri (W) DPmaxi (MW) MĐ-2 75,3 6,2 2,9 2-1 42,35 5,57 0,8 MĐ-4 71,1 7,31 3,05 4-3 35,55 7,3 0,77 MĐ-5 31,11 14,93 1,2 MĐ-6 42,35 10,29 1,52 ồDPimax 10,24 Chi phí tính toán của phương án 1 là: Zi = (atc+avh).ồ.Kol.li+DPmax. T .C = (0,125+0,04)240,04.109+10,24.103.3411.500=57,06.109 đồng. Tính chi phí cho phương án 4: Bảng tínhồKol.li: Đường dây Loại dây Koi x 106 đồng Hệ số nhân Li (km) ồKoi.li x109 đồng MĐ-2 AC-185 441 1,6 73 51,5088 2-1 AC-120 354 1,6 41,2 23,3357 MĐ-4 AC-185 441 1,6 86 60,6816 4-3 AC-95 283 1,6 45 20,376 MĐ-6 AC-1855 441 1,6 76,2 53,7667 6-5 AC-95 283 1,6 45 20,376 ồKoili 230,0448 Bảng tính DPmax Đường dây Smaxi (MVA) Ri (W) DPmaxi (MW) MĐ-2 75,3 6,2 2,9 2-1 42,35 5,57 0,8 MĐ-4 71,1 7,31 3,05 4-3 35,55 7,43 0,77 MĐ-6 7,73 6,48 2,87 6-5 42,35 7,4 1,1 ồDPimax 10,24 Chi phí tính toán của phương án 1 là: Zi = (atc+avh).ồ.Kol.li+DPmax. T .C = (0,125+0,04)230,0448.109+11,49.103.3411.500=57,76.109 đồng. 5. Tính chi phí cho phương án 5: Bảng tínhồKol.li: Đường dây Loại dây Koi x 106 đồng Hệ số nhân Li (km) ồKoi.lix109 đồng MĐ-2 AC-185 441 1,6 73 51,5088 2-1 AC-95 283 1,6 41,2 23,3357 MĐ-1 AC-185 441 1,6 82,5 58,212 MĐ-3 AC-95 283 1,6 103 46,6384 MĐ-4 AC-95 283 1,6 86 38,9408 MĐ-5 AC-95 283 1,6 90,5 40,9784 MĐ-6 AC-120 354 1,6 76,2 21,2592 ồKoili 306,193 b. Bảng tính DPmax Đường dây Smaxi (MVA) Ri (W) DPmaxi (MW) MĐ-2 38,4 14,02 1,71 2-1 39,4 13,6 0,02 MĐ-2 36,88 12,41 1,4 MĐ-3 35,55 16,99 1,77 MĐ-4 35,55 14,2 1,48 MĐ-5 31,11 14,93 1,2 MĐ-6 42,35 10,29 1,52 ồDPimax 9,1 Chi phí tính toán của phương án 1 là: Zi = (atc+avh).ồ.Kol.Ii+DPmax. T .C = (0,125+0,04)x306,193.109+9,1x103 x 3411x500=66,02x109 đồng. Từ các kết quả tính toán trên ta lập bảng so sánh về kinh tế kỹ thuật giữa các phương án như sau: Các chỉ tiêu Phương án 1 2 3 4 5 DPmaxbt% 7,3 11,44 11,5 11,5 7,3 DPmaxSC% 14,6 22,88 23 23 17,13 Z(109 đồng) 55,97 56,85 57,06 57,56 66,02 Kết luận: Từ bảng so sanh trên ta thấy phương án 1 có tổn thất điện áp bình thường, lúc sự cố và chi phí tính toán là rất nhỏ. Do vậy phương án 1 là phương án tối ưu và là phương án chọn để tính toán. Chương III Xác định số lượng và công suất máy biến áp trong các trạm hạ áp Chọn sơ đồ nối dây hợp lý của các trạm hạ áp vẽ sơ đồ mạng điện. Xác định số lượng máy biến áp Xác định số lượng của máy biến áp Để chọn máy biến áp ta phải căn cứ vào yêu cầu cung cấp điện của phụ tải, công suất và điện áp của hộ tiêu thụ điện. Lựa chọn đúng máy biến áp không những đảm bảo an toàn cung cấp điện, đảm bảo tuổi thọ của máy biến áp mà còn ảnh hưởng đến các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng lưới thiết kế. Các phụ tải đều là loại 1 nên yêu cầu cung cấp điện liên tục, chất lượng điện năng đảm bảo, nên các trạm giảm áp cùng với việc đi dây lộ kép, ta sử dụng hai máy biến áp cho mỗi trạm phụ tải: Xác định công suất máy biến áp của các trạm. Chọn công suất của các máy biến áp có xét đến khả năng quá tải của các máy biến áp trong chế độ sự cố. Khi có hai hay nhiều hơn hai máy biến áp vận hành song song thì công suất của mỗi máy biến áp được xác định theo điều kiện: Trong đó: n: Số lượng máy biến áp vận hành song song Smaxi: Phụ tải cực đại của trạm thứ i KqtSC: Hệ số quá tải sự cố của máy biến áp. Trong điều kiện vận hành bình thường, mỗi máy biến áp chỉ mang tải từ 60 á 70% công suất định mức của mỗi máy. Khi có sự cố ở một trong hai máy thì máy biến áp còn lại sẽ phải gánh thêm lượng tải lớn hơn nhiều so với công suất đặt của mỗi máy. Để máy biến áp vận hành an toàn. Người ta quy định hệ số quá tải của máy biến áp trong 5 ngày đêm, mối ngày đêm không quá 6 giờ liên tục, với đề bài cho điện áp danh định của lưới điện thứ cấp là 10kV, ta chọn công suất máy biến áp trong các trạm theo bảng sau: Số TT trạm Smaxi (MVA) KqtSC (MVA) Công suất chọn Sdm (MVA) Ghi chú 1 42,35 1,4 30,25 32 Chọn công suất của MBA theo bảng B.16 – T159 Sách mạng và hệ thống điện 2 32,94 1,4 23,53 25 3 35,55 1,4 25,4 32 4 35,55 1,4 25,4 32 5 31,11 1,4 22,22 25 6 42,35 1,4 30,25 32 Kiểu máy Điện áp định mức Thông số kỹ thuật Thông số tính toán Cao Hạ UN % DPn KW DP0 KW I0 % RT XT W DQ0 KVAr IPDH-25000/110 115 10,5 10,5 120 29 0,80 2,54 55,9 200 IPDH-32000/110 115 10,5 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 Thông số kỹ thuật của máy biến áp Ghi chú: Các máy biến áp đã chọn với giả thiết đã được nhiệt đới hóa, các thông số tính toán phù hợp với nhiệt độ khí hậu và môi trường ở Việt Nam. Vẽ sơ đồ nối dây của trạm Trạm nguồn: Trạm nguồn có vị trí rất lớn trong hệ thống mạng điện cung cấp khu vực. Nó có nhiệm vụ cung cấp liên tục ổn định cho mạng lưới điện khu vực. Vì vậy ta sử dụng sơ đồ có hai thanh góp như sau: Trạm cuối: Các trạm giảm áp có hai đường dây cấp từ nguồn điện đến mối trạm có hai máy biến áp. Ta sử dụng sơ đồ cầu với mục đích là đảm bảo cung cấp điện liên tục. Với chiều dài của đường dây dài nên ta sử dụng mạch cầu có máy cắt ở phái dưới đường dây. Công suất của các hộ tiêu thụ tương đối lớn nên đầu ra của các máy biến áp ta đặt sơ đồ 3 máy cắt, cấp điện áp 10kV, nên ta chọn máy cắt hợp bộ. Chương IV Chọn công suất tối ưu của các thiết bị bù Để giảm công suất phản kháng truyền tải trên đường dây, cần phải đặt thiết bị bù lại các nút phụ tải. Do đặt thiết bị bù nên tổn thất công suất tác dụng hay tổn thất điện năng sẽ giảm. Nhưng đặt thiết bù cần phải đầu tư vốn. Vì vậy phải chọn dung lượng của các thiết bị bù tại các nút phụ tải sao cho hiệu quả kinh tế nhận được có giá trị lớn nhất. Dung lượng bù kinh tế được xác định trên cơ sở cực tiểu hóa hàm chi phí tính toán hàng năm. Chi phí tính toán hàng năm cho thiết bị bù được biểu diễn bởi hàm sau: Trong đó: + Z1: Chi phí tính toán do đặt thiết bị bù. Z1 = (atc+avh).K0.Qb atc: Hệ số thu hồi vốn đầu tư; Lấy aTC = 0,125 avh: Hệ số vận hành, xét đến khấu hao, bảo quản sửa chữa thiết bị bù; Lấy avh = 0,1 K0: Giá trị của đơn vị công suất thiết bị bù: Lấy K0x103 đồng/1KVA. Qb: Lượng công suất phản kháng cần phải bù Z2: Chi phí tổn thất điện năng trong thiết bị bù Z2 = DP0.C.T.Qb DP0: Suất tổn thất công suất tác dụng trong thiết bị bù. Nếu bù bằng tụ thì DP0 = 0,005 C: Giá trị 1kW điện năng tổn thất. C=500 đ C0: Công chi phí tổn thất công suất tác dụng C0 = 15x106 đ/kW T: Số giờ làm việc của thiết bị bù trong năm T = 8760h Z3: Chi phí tổn thất điện năng sau khi đặt thiết bị bù Q: Công suất phản kháng của phụ tải lớn nhất lúc chưa bù R: Điện trở của đường dây T: Thời gian tải công suất lớn nhất: t =3411 Vì công suất tác dụng của tải không thay đổi trước và sau khi bù nên trong công thức Z3 bỏ qua thành phần Thay giá trị Z1, Z2, Z3 vào biểu thức Z ta được Để xác định Qb ta đạo hàm Z theo Qb và cho bằng 0 Giải ra ta được như sau: Sau khi tính được Qb sẽ có các trường hợp sau: Nếu Qb = 0 thì ta không cần bù Nếu Qb<0 thì đặt thiết bị bù. Nhưng chỉ bù đến cosj = 0,95 á 0,97 chứ không bù đến cosj = 1 vì khi ấy sẽ có ảnh hưởng không tốt đến ổn định của hệ thống điện. Mặt khác sẽ không kinh tế vì các chi phí đầu tư cho thiết bị bù quá lớn và ảnh hưởng của công suất phản kháng (Q), đến tổn thất công suất, công suất tác dụng của DP không nhiều hơn nữa. Trường hợp dây dẫn có nhiều phụ tải. Ta giả thiết tại mỗi nút phụ tải có công suất bù là Qb1, Qb2, Qb3, ....Qbn Lúc này hàm chi phí tính toán có dạng: Z = f(Qb1, Qb2, Qb3.......Qbn) Giải các phương trình đạo hàm riêng (Công thức) ta sẽ tìm được công suất cần bù tại các nút phụ tải tương ứng. Sau đây ta tính công suất bù cho phương án 1 (Phương án chọn) Tính công suất bù tại phụ tải số 1 – Qb1: Sơ đồ thay thế. Trong đó: Rd1 = 11,13 W Với các thông số đã biết kể trên, từ công thức Ta tính được: = 5,95 MVAr Vì Qb1 = 5,95MVar >0 ị phải bù công suất phản kháng. Nếu Qb1 = 5,95 MVAr thì sông suất phản kháng sau khi bù là: Q1-Qb1 = 22,32 – 5,95 = 16,36 MVAr ị Chưa đáp ứng yêu cầu đề ra là cần bù cosj = 0,95 á0,97 ịTgj = 0,328 á0,25 Chọn tgj=0,328 tương ứng cosj = 0,95 ta có công suất phản kháng bù là Qb1 = Q1P1.tgj1 = 22,32 – 36.0,328 =10,51 MVAr Vậy ta chọn thiết bị tại phụ tải 1 có dl: Qb1 = 10,51 MVAr Tính công suất bù tại phụ tải số 2: Qb2 Sơ đồ thay thế Trong đó: R2 = 12W Với các thông số đã biết kể trên, từ công thức Ta tính được Qb2: = 2,49 MVAr Vì Qb2 = 2,49 MVAr > 0 ị phải bù công suất phản kháng. Nếu Qb2 = 2,49 MVAr thì công suất phản kháng sau khi bù là Q2 – Qb2 = 17,36 – 2,49 = 14, 87 MVAr. ị Chưa đáp ứng yêu cầu cần đề ra là bù cosj = 0,95 á0,97 ị tgj = 0,328 á0,25 Chọn tgj = 0,328 tương ứng cosj = 0,95 ta có công suất phản kháng cần bù là Qb2 = Q2 – P2 . tgj = 17,36 – 28.0,328 = 8,18 MVAr. Vậy ta chọn thiết bị bù tải phụ tải số 2 có dung lượng Qb2 = 8,18 MVAr Tính công suất bù tải phụ tại 3: Qb3 Sơ đồ thay thế Trong đó: R3 = 16,99W Với các thông số đã biết kể trên, từ công thức Ta tính được Qb3: = 8,83 MVAr Vì Qb3 = 8,83 MVAr > 0 ị phải bù công suất phản kháng. Nếu Qb3 = 8,83 MVAr thì công suất phản kháng sau khi bù là Q3 – Qb5 = 19,84 – 8,83 = 11,01 MVAr. ị đáp ứng yêu cầu đề ra. Vậy ta chọn thiết bị bù tại phụ tải số 3 có dung lượng Qb3 = 8,83 MVAr Tính công suất bù tại phụ tải số 4 – Qb4 Sơ đồ thay thế Trong đó: Rb4 = 14,2W Với các thông số đã biết kể trên, từ công thức Ta tính được Qb4: = 6,8 MVAr Vì Qb4 = 6,8 MVAr > 0 ị phải bù công suất phản kháng. Nếu Qb4 = 6,8 MVAr thì công suất phản kháng sau khi bù là Q4 – Qb4 = 19,84 – 6,8 = 13,04 MVAr. ị Chưa đáp ứng yêu cầu cần đề ra là bù cosj = 0,95 á0,97 ị tgj = 0,328 á0,25 Chọn tgj = 0,328 tương ứng cosj = 0,95 ta có công suất phản kháng cần bù là Qb4 = Q4 – P4 . tgj = 1,84 – 32.0,328 = 9,34 MVAr. Vậy ta chọn thiết bị bù tải phụ tải số 4 có dung lượng Qb4 = 9,34 MVAr Tính công suất bù tại phụ tải số 5 á Qb5 Sơ đồ thay thế Trong đó: Rd5 = 14,93W Với các thông số đã biết kể trên, từ công thức Ta tính được Qb5: = 5,18 MVAr Vì Qb5 = 5,18 MVAr > 0 ị phải bù công suất phản kháng. Nếu Qb5 = 5,18 MVAr thì công suất phản kháng sau khi bù là Q5 – Qb5 = 17,36 – 5,18 = 12,18 MVAr. ị Chưa đáp ứng yêu cầu cần đề ra là bù cosj = 0,95 á0,97 ị tgj = 0,328 á0,25 Chọn tgj = 0,328 tương ứng cosj = 0,95 ta có công suất phản kháng cần bù là Qb5= Q5 – P5 . tgj = 17,36 – 28.0,328 = 8,17 MVAr. Vậy ta chọn thiết bị bù tải phụ tải số 5 có dung lượng Qb5 = 8,17 MVAr Tính công suất bù tại phụ tải số 6. Sơ đồ thay thế Trong đó: Rb6 = 10,29W Với các thông số đã biết kể trên, từ công thức Ta tính được Qb6: = 4,77 MVAr Vì Qb6 = 4,77 MVAr > 0 ị phải bù công suất phản kháng. Nếu Qb6 = 4,77 MVAr thì công suất phản kháng sau khi bù là Q6 – Qb6 = 22,32 – 4,77 = 17,55 MVAr. ị Chưa đáp ứng yêu cầu cần đề ra là bù cosj = 0,95 á0,97 ị tgj = 0,328 á0,25 Chọn tgj = 0,328 tương ứng cosj = 0,95 ta có công suất phản kháng cần bù là Qb6 = Q6– P6 . tgj = 22,32 – 36 . 0,328 = 10,51 MVAr. Vậy ta chọn thiết bị bù tải phụ tải số 6 có dung lượng Qb6 = 10,51 MVAr Phụ tải Qb MVAr Cosj sau khi bù 1 10,51 0,95 2 8,18 0,95 3 8,83 0,95 4 9,34 0,95 5 8,18 0,95 6 10,31 0,95 Chương V Tính toán chế độ vận hành của mạng điện lựa chọn phương thức điều chỉnh phù hợp với yêu cầu của các trạm biến áp. Tính chế độ xác lập của mạng điện. Nội dung của phần này là tính tổn thất công suất, tổn thất điện năng và xác định điện áp tại các nút phụ tải trong 3 chế độ: Phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và chế độ sự cố. Riêng tổn thất điện năng chỉ cần tính cho chế độ cực đại. Chế độ phụ tải cực đại Từ nguồn phụ tải số 1. Sơ đồ thay thế. Trong đó: Zd1 = Rd1 + jXd1 = 11,13 + j 17,448 W Zb1 = Rb1 + jXb1 = 0,935 + j21,75 W S12 = S11 – Qb1 = 36 + j22,32 – 10,51 = 36 + j11,81 Tính tổn thất công suất và các dòng công suất: Tổn thất công suất trong các cuộn dây của máy biến áp: DSb1 = 0,1 + j 2,355 MVA Công suất trước tổng trở Zb1: Sb1 = S12 + DSb1 = 36 +j11,81 + 0,1 + j 2,355 Sb1 = 36,1 + j 14,165 MVA Tổn thất công suất do lõi thép các máy biến áp: DS01 = 2.DP0 + j.2.DQ0 = 2.0,035 + j2.0,24 DS01 = 0,07 + j 0,48 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây: Công suất sau tổng trở của đường dây: S”11 = Sb1 + DS01 – j.QCC = 36,1 +j14,165+0,07+j0,48-J2,68 S”11 = 36,17+j11,965 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây: DSd1 = 1,33+j2,09 MVA Công suất ở đầu vào tổng trở của đường dây: S’11=S”11+j11,965+1,33+j2,09 S’11 = 37,5 + j14,055 MVA Công suất điện dung ở đầu đường dây: Qcd = QCC = 2,68 MVAr Công suất ở đầu đường dây: S11 = S’11 + (-j.Qcd) = 37,5 + j14,055-j2,68 S11 = 1,5 – j0,435 Tổn thất công suất của nhánh I: DS1 = S11 – S12 = 37,57 + j11,375 – (36+j11,81) DS1 = 1,5 – j0,435 Tính tổn thất điện năng của phụ tải nhánh 1: Tổn thất điện năng trên đường dây: DAd1 = DPb1.T = 1,33 . 3411 = 4536,63 MWh Tổn thất điện năng của các trạm biến áp: DAb1 = DP01 . T + DPb1.T = 0,07 .8760+0,1.3411 DAb1 = 954,3 MWh Tổn thất điện năng của nhánh 1: DA1= DAd1 + DAb1 = 4536,63+954,3 = 5490,93 Tính tổn thất điện áp và điện áp tại các nút: Tổn thất điện áp trên đường dây: U = 5,09kV. Với UN = 110% Udm = 121,00kV Điện áp tại điểm A: UA = UN - DUd1 = 121,00-5,09 = 115,91 kV. Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp thanh góp hạ của trạm biến áp đã được quy đổi về phía thanh góp điện áp cao: U’B = UA – Ub1 = 115,91 – 2,95 = 112,96 kV. Điện áp thực trên thanh hạ áp của trạm: Tổn thất điện áp của nhánh phụ tải 1: Từ nguồn đến phụ tải số 2: Sơ đồ mạch điện: Trong đó: Zd2 = Rd2 + jXd2 = 12 + j 15,66 W Zb2 = Rb2 + jXb2 = 1,27 + j27,95 W S22 = S12 – Qb2 = 28 + j 17,36 – 8,18 = 28 + j 9,18 MVA Tính tổn thất công suất và dòng công suất: Tổn thất công suất trong các cuộn dây của máy biến áp. DSb1 = 0,05 + j 1,42 MVA Công suất trước tổng trở Zb2: Sb2 = S22 + DSb2 = 28+j 9,18+ 0,05 + j 1,42 Sb2 = 28,05+ j 10,6 MVA Tổn thất công suất do lõi thép các máy biến áp: DS02 = 2.DP0 + j.2.DQ0 = 2.0,029+ j 2.0,2 DS02 = 0,058 + j 0,4 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây: Công suất sau tổng trở của đường dây: S”21 = Sb2 + DS02 – j.QCC = 28,05 +j 10,6+0,058+j 0,4-j2,34 S”21 = 28,108+j 8,66 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây: DSd2 = 0,86 +j 1,12 MVA Công suất ở đầu vào tổng trở của đường dây: S’21=S”21 + DSd2 = 28,108 + j 8,66 + 0,86 + j 1,12 S’21 = 28,968 + j 9,78 MVA Công suất điện dung ở đầu đường dây: Qcđ = QCC = 2,34 MVAr Công suất ở đầu đường dây: S21 = S’21 + (-j.Qcđ) = 28,968 + j 9,78-j 2,34 S21 = 28,968 – j 7,44 MVA Tổn thất công suất của nhánh 2: DS2 = S21 – S22 = 28,968 + j 7,74 – 28 - j 9,18 DS2 = 0,968 – j 1,74 MVA b.Tính tổn thất điện năng của phụ tải nhánh 2: Tổn thất điện năng trên đường dây: DAd2 = DPd2.T = 0,86 . 3411 = 2933,46 MWh Tổn thất điện năng của các trạm biến áp: DAb2 = DP01 . T + DPb2.T = 0,058 .8760 + 0,05 . 3411 DAb2 = 678,63 MWh Tổn thất điện năng của nhánh 2: DA2= DAd2 + DAb2 = 2933,46 + 678,63 = 3612,09 MWh c.Tính tổn thất điện áp và điện áp tại các nút: Tổn thất điện áp trên đường dây: U = 4,14kV. Điện áp tại điểm A: UA = UN - DUd2 = 121,00 - 4,14 = 116,86 kV. Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp thanh góp hạ của trạm biến áp đã được quy đổi về phía thanh góp điện áp cao: U’B = UA – Ub2 = 116,86 – 2,84 = 114,02 kV. Điện áp thực trên thanh hạ áp của trạm: Tổn thất điện áp của nhánh phụ tải 2: Từ nguồn đến phụ tải số 3 Sơ đồ mạng điện: Trong đó: Zd3 = Rd3 + jXd3 = 16,99 + j 22,10 W Zb1 = Rb1 + jXb1= 0,935 + j21,75 W S32 = S13 – Qb3 = 32 + j 19,84 – 8,83 = 32 + j 11,01 MVA Tính tổn thất công suất và dòng công suất: Tổn thất công suất trong các cuộn dây của máy biến áp. DSb3 = 0,08 + j 1,88MVA Công suất trước tổng trở Zb3: Sb3 = S32 + DSb3 = 32+j 11,01+ 0,08 + j 1,88 Sb3 = 32,08+ j 12,89 MVA Tổn thất công suất do lõi thép các máy biến áp: DS03 = 2.DP0 + j.2.DQ0 = 2.0,035 + j 2.0,24 DS02 = 0,058 + j 0,48 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây: Công suất sau tổng trở của đường dây: S”31 = Sb3 + DS03 – j.QCC = (32,08 +j 12,89) + (0,07 +j 0,48) –j 3,3 S”31 = 32,15+j 10,07 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây: DSd3 = 1,6 +j 2,07 MVA Công suất ở đầu vào tổng trở của đường dây: S’31=S”31 + DSd3 = (32,15 + j10,07)+(1,6 + j 2,07) S’31 = 33,75 + j 12,14 MVA Công suất điện dung ở đầu đường dây: Qcđ = QCC = 3,3 MVAr Công suất ở đầu đường dây: S31 = S’31 + (-j.Qcđ) = 33,75 + j 12,14 - j 3,3 S31 = 33,75 – j 8,84 MVA Tổn thất công suất của nhánh 3: DS3 = S31 – S32 = 33,75 + j 8,84 – 32 - j 11,01 DS3 = 1,75 – j 2,17 MVA b.Tính tổn thất điện năng của phụ tải nhánh 3: Tổn thất điện năng trên đường dây: DAd3 = DPd3.T = 1,6 . 3411 = 5457,6 MWh Tổn thất điện năng của các trạm biến áp: DAb3 = DP03 . T + DPb3.T = 0,07 .8760 + 0,08 . 3411 DAb3 = 886,08 MWh Tổn thất điện năng của nhánh 1: DA3= DAd3 + DAb3 = 5457,6 + 886,08 = 6343,68 MWh c.Tính tổn thất điện áp và điện áp tại các nút: Tổn thất điện áp trên đường dây: U = 6,96kV. Điện áp tại điểm A: UA = UN - DUd1 = 121,00 – 6,69 = 114,04 kV. Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp thanh góp hạ của trạm biến áp đã được quy đổi về phía thanh góp điện áp cao: U’B = UA – Ub3 = 114,04 – 2,72 = 111,32 kV. Điện áp thực trên thanh hạ áp của trạm: Tổn thất điện áp của nhánh phụ tải 3: Từ nguồn đến phụ tải số 4 Sơ đồ mạng điện: Trong đó: Zd2 = Rd4 + jXd4 = 14,1 + j 18,417 W Zb4 = Rb4 + jXb4 = 0,935 + j21,75W S42 = S14 – Qb4 = 32 + j 19,84 – 9,34 = 32 + j 10,5 MVA Tính tổn thất công suất và dòng công suất: Tổn thất công suất trong các cuộn dây của máy biến áp. Công suất trước tổng trở Zb4: Sb4 = S42 + DSb4 = 32+j 10,5+ 0,08 + j 1,86 Sb4 = 32,08+ j 12,36 MVA Tổn thất công suất do lõi thép các máy biến áp: DS04 = 2.DP0 + j.2.DQ0 = 0,07+j0,48 Công suất điện dung ở cuối đường dây: Công suất sau tổng trở của đường dây: S”41 = Sb4 + DS04 – j.QCC = 32,15 +j 10,08 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây: Công suất ở đầu vào tổng trở của đường dây: S’41=S”41 + DSd4 = 31,15+j10,08+1,33+j1,72 = 33,48+j11,9 MVA Công suất điện dung ở đầu đường dây: Qcđ = QCC = 2,76 MVAr Công suất ở đầu đường dây: S41 = S’41 + (-j.Qcd) = 33,48 + j 9,14 Tổn thất công suất của nhánh 4: DS4 = S41 – S42 = 33,48 + j 9,14 – 32 - j 10,5 DS4 = 1,48 – j 1,36 MVA b.Tính tổn thất điện năng của phụ tải nhánh 1: Tổn thất điện năng trên đường dây: DAd4 = DPd4.T =33,48 . 3411 = 4536,63 MWh Tổn thất điện năng của các trạm biến áp: DAb4 = 886,08 MWh Tổn thất điện năng của nhánh 4: DA4= DAd4 + DAb4 = 4536,63 + 886,08 = 5422,71MWh c.Tính tổn thất điện áp và điện áp tại các nút: Tổn thất điện áp trên đường dây: U = 5,84kV. Điện áp tại điểm A: UA = UN - DUd4 = 121,00 – 5,84 = 115,61 kV. Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp thanh góp hạ của trạm biến áp đã được quy đổi về phía thanh góp điện áp cao: U’B = UA – Ub4 = 116,61 – 2,6 = 113,01 kV. Điện áp thực trên thanh hạ áp của trạm: Tổn thất điện áp của nhánh phụ tải 4: Từ nguồn đến phụ tải số 5: Sơ đồ mạng điện Trong đó: Zd5 = Rd5 + jXd5 = 14,93 + j 19,412 W Zb5 = Rb5 + jXb5 = 1,27 + j27,95 W S22 = S12 – Qb2 = 28 + j 17,36 – 8,18 = 28 + j 9,18 MVA a. Tính tổn thất công suất và dòng công suất: Tổn thất công suất trong các cuộn dây của máy biến áp. Công suất trước tổng trở Zb5: Sb5 = 28,05+ j 10,6 MVA Tổn thất công suất do lõi thép các máy biến áp: DS05 = 0,058 + j 0,4 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây: Công suất sau tổng trở của đường dây: S”51 = Sb5 + DS05 – j.QCC = (28,05 +j 10,6) +(0,058+j 0,4) - j2,9 S”51 = 28,108+j 8,1 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây: DSd2 = 1,06 +j 1,37 MVA Công suất ở đầu vào tổng trở của đường dây: S’51=S”51 + DSd5 = 28,108 + j 8,1 + 1,06 + j 1,37 S’21 = 29,168 + j 9,47 MVA Công suất điện dung ở đầu đường dây: Qcđ = QCC = 2,9 MVAr Công suất ở đầu đường dây: S51 = S’51 + (-j.Qcđ) = 29,168 + j 9,47-j 2,9 S21 = 29,168 – j 6,57 MVA Tổn thất công suất của nhánh 5: DS5 = S51 – S52 = 29,168 + j 6,57 – 28 - j 9,18 DS2 = 1,168 – j 2,61 MVA b.Tính tổn thất điện năng của phụ tải nhánh 5: Tổn thất điện năng trên đường dây: DAd5 = DPd5.T = 1,06 . 3411 = 3615,66 MWh Tổn thất điện năng của các trạm biến áp: DAb5 = 678,63 MWh Tổn thất điện năng của nhánh 5: DA5= DAd5+ DAb5 = 4294,3 MWh c.Tính tổn thất điện áp và điện áp tại các nút: Tổn thất điện áp trên đường dây: Điện áp tại điểm A: UA = UN - DUd2 = 121,00 – 5,12 = 115,88 kV. Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp thanh góp hạ của trạm biến áp đã được quy đổi về phía thanh góp điện áp cao: U’B = UA – Ub5 = 115,88 – 2,73 = 113,15 kV. Điện áp thực trên thanh hạ áp của trạm: UB = 10,33 kV Tổn thất điện áp của nhánh phụ tải 5: Từ nguồn đến phụ tải số 6: Sơ đồ mạng điện Trong đó: Zd6 = Rd6 + jXd6 = 10,29 + j 16,12 W Zb5 = Rb5 + jXb5 = 0,935 + j21,75W S25 = S15 – Qb5 =36+ j 22,32 – 10,51= j 11,8136 MVA a. Tính tổn thất công suất và dòng công suất: Tổn thất công suất trong các cuộn dây của máy biến áp. DSb6 = 0,1 + j 2,355 MVA Công suất trước tổng trở Zb6: Sb6 =