Đồ án Môn học Thiết kế mạng lưới điện

-1 = =84,18 (mm2) Chọn tiết diện gần N-1 nhất: FN-1TC = 95 (mm2) Tiết diện đã chọn >70mm2 vì vậy thoả mãn điều kiện không xuất hiện vầng quan do điện áp định mức của mạng điện là 110KV Dòng điện lớn nhất cho phép trên đường dây là: ICP=330(A) Khi xẩy ra sự cố đứt một mạch đd, dòng sự cố chạy trên mạng còn lại có giá trị là: IN-1SC = 2.92,6 = 185,2 < ICP = 330 (A) Như vậy, tiết diện dây dẫn của đoạn dây đã lựa chọn thoả mãn các yêu cầu kĩ thuật Tính toán tương tự cho các đường dây còn lại ta có bảng sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 L(km) 50 72,11 80,62 58,31 63,24 50,99 P(MW) 30 32 28 24 30 32 Q(MVAR) 18,591 19,83 14,873 17,352 18,591 19,83 IMAX(A) 92,6 98,8 83,2 77,72 92,6 98,8 F(mm2) 84,18 89,82 75,64 70,66 84,2 84,18 FTC(mm2) AC-95 AC-95 AC-70 AC-70 AC-95 AC-95 ISC(A) 185,2 197,6 166,4 155,44 185,2 197,6 ICP(A) 330 330 265 265 330 330 Vậy các đoạn đường dây đã chọn đều thoả mãn điều kiện vầng quang và điều kiện phải nóng. 3. Tính tổn thấp điện áp Các thông số thay thế của đường dây Đường dây 1 mạch: R= r0 .l () X=X0.l () B = b0.l () - Đường dây 2 mạch: R=r0.l/2() X=X0.l/2() B=2b0.l() Tra bảng ta có các thông số và kết qủa tính toán trong bảng sau: Đoạn đường dây FTC (mm2) L (km) R0 () X0 () B0.10-6 (s/km) R () X () B.10-4 (s) N-1 AC-95 50 0,33 0,429 2,65 8,25 10,725 2,65 N-2 AC-95 72,11 0,33 0,429 2,65 11,89 15,46 3,82 N-3 AC-70 80,62 0,46 0,44 2,58 18,54 17,74 4,16 N-4 AC-70 58,31 0,46 0.44 2,58 13,41 12,83 3,0 N-5 AC-95 63,24 0,33 0,429 2,65 10,43 13,56 3,35 N-6 AC-95 50,99 0,33 0,429 2,65 8,41 10,94 2,70 Với mạng điện có điện áp danh định mức là 110KV có thể bỏ qua tp ngang của điện áp giáng, tổn thất điện áp trên đường dây thứ i được tính như sau: UI% = .100 Trong đó: : Tổng cs truyền trên đương dây thứ i : Tổng cspk truyền trên đường dây thứ i Ri : Điện trở t/đ của đoạn dây thứ i Xi : Điện dẫn pk của đoạn dây i Yêu cầu về tổn thất điện áp: Tổn thất điện áp lúc bình thường UMAXbt% <= (10-15)% Tổn thất điện áp lớn nhất khi xẩy ra sự cố nặng nề UMAXsc%<= (20-25)% Tổn thất ở đoạn N-1 UN1%==.100=3,69% Đối với đd 2 mạch sự cố nặng nề nhất khi đứt mạch đd. Khi đó còn lại một mạch nên : RN1SC=2Rn-1 XN1SC=2Xn-1 Nên suy ra UN1SC% = 2. UN1% = 2.3,69 = 7,38% Tính toán cho các đoạn mạch còn lại ta có bảng sau: Đoạn N-1 N-1 N-1 N-1 N-1 N-1 U% 3,69 2,53 6,47 4,5 4,67 4,02 USC% 7,38 5,07 12,94 9 9,34 8,04 Vậy H điện áp lớn nhất ở chế độ bình thường là: UMAXbt% = 6,47 Tổn thất điện áp lớn nhất khi có sự cố là: UMAXSC% = 12,94 II. phương án II: 1. Điện áp định mức của mạch điện Tính toán tương tự như phương án 1 ta có bảng sau: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-6 6-5 L(Km) 50 72,11 36,05 58,31 50,99 31,62 P(MW) 30 60 28 24 62 30 Q(MVAR) 18,591 34,703 14,873 17,352 38,421 18,591 Uđm(KV) 99,9 139,43 95,48 91,27 140,16 98 Chọn điện áp định mức của mạng điện là 110KV 2. Lựa chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra đk phát nóng Tính tương tự phương án 1: Bảng các thông số của đường dây: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-6 6-5 L(Km) 50 72,11 36,05 58,31 50,99 31,62 P(MW) 30 60 28 24 62 30 Q(MVAR) 18,591 34,703 14,873 17,352 38,421 18,591 IMAX(A) 39,12 181,9 83,2 77,72 191,42 93,12 FKT(mm2) 84,65 165,36 75,64 70,65 174,02 84,65 FTC(mm2) AC-95 AC-150 AC-70 AC-70 AC-185 AC-95 ISC(A) 186,24 363,8 166,4 155,44 382,84 186,24 ICP(A) 330 445 265 265 510 330 R0() 0,33 0,21 0,460 0,46 0,17 0,33 X0() 0,429 0,416 0,442 0,442 0,409 0,429 b0.10-6(s/km) 2,65 2,74 2,58 2,58 2,84 2,65 R() 8,25 7,57 8,29 13,41 4,33 5,22 X() 10,725 15 7,97 12,88 10,43 6,78 BO.10-4(S) 2,65 3,95 1,86 3,0 2,89 1,67 Tiết diện các đoạn dây dẫn đã chọn đều thoả mãn 3. Tính tổn thất điện áp Tính như phương án 1 ta có bảng sau: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-6 6-5 N-2-3 N-6-5 U% 3,725 8,06 2,989 4,5 5,53 2,36 10,958 7,89 USC% 7,45 16,12 5,795 9,0 11,06 4,712 21,916 15,78 U%N-2-3=U%n-2+U%2-3 U%N-6-5=U%N-6+U%6-5 Tổn thất điện áp ở chế độ vận hành bình thường là: UMAXbt%= 10,958%<15% Tổn thất khi có sự cố nặng nề là: UMAXSC%=21,916%<25% Vậy phương án này thoả mãn các yêu cầu về kĩ thuật III. Phương án III: 1. Sơ đồ nối dây: 2. Điện áp định mức của mạng điện Bảng số liệu Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-6 6-5 L(Km) 50 72,11 80,62 58,31 50,99 31,62 P(MW) 30 32 28 24 62 30 Q(MVAR) 18,591 19,83 14,873 17,352 38,421 18,591 Uđm(KV) 99,9 104,89 99,78 91,27 140,16 98,16 70 <Uđm <160 Chọn Uđm =110KV 3. Lựa chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra điều kiện phát nóng Tính toán tương tự như các phương án trên ta có bảng kết quả: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-6 6-5 L(Km) 50 72,11 80,62 58,31 50,99 31,62 P(MW) 30 32 28 24 62 30 Q(MVAR) 18,591 19,83 14,873 17,352 38,421 18,591 IMAX(A) 93,125 98,78 83,2 77,72 191,42 92,62 FKT(mm2) 84,66 89,8 76,64 70,65 174,02 84,2 FTC(mm2) AC-95 AC-95 AC-70 AC-70 AC-185 AC-95 ISC(A) 186,25 197,58 166,4 155,44 382,84 185,24 ICP(A) 330 330 265 265 510 330 R0() 0,33 0,33 0,46 0,46 0,17 0,33 X0() 0,429 0,429 0,442 0,442 0,409 0,429 b0.10-6(s/km) 2,65 2,65 2,58 2,58 2,84 2,65 R() 8,25 11,89 18,54 13,41 4,33 5,22 X() 10,725 15,47 17,82 12,89 10,43 6,78 B010-4(S) 2,65 3,82 4,16 3 2,89 1,676 Tiết diện các đoạn dây dẫn đã chọn đêu thoả mãn đk phát nóng và điều kiện vầng quang 4. Tính tổn thất điện áp Ta có bảng sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-6 6-5 N-6-5 U% 3,69 5,68 6,48 4,5 5,53 2,33 7,89 USC% 7,38 11,36 12,96 9,0 11,06 4,66 15,72 Tổn thất điện áp ở chế độ vận hành bình thường là: UMAXbt%= 7,86% Tổn thất khi có sự cố nặng nề là: UMAXSC%=15,72% Vậy phương án này thoả mãn các yêu cầu về kĩ thuật IV. Phương án IV 1. Sơ đồ nối dây: 2. Điện áp định mức của mạng điện Bảng số liệu Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-5 N-6 L(Km) 50 72,11 36,05 58,31 63,24 50,99 P(MW) 30 60 28 24 30 32 Q(MVAR) 18,591 34,703 14,873 17,352 18,591 19,83 Uđm(KV) 99,9 139,43 95,485 91,27 101,15 102,97 Chọn Uđm =110KV 3. Lựa chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra điều kiện phát nóng Fi = trong đó JKT= 1,1 IiMAX ==.103 (A) ISci = 2.IMAXi Tính toán tương tự các phương phát trên ta có kết quả ở bảng sau: X= X0.l/2 () R=R0.l/2 () B = 2b0.l () Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-5 N-6 L(Km) 50 72,11 36,05 58,31 63,24 50,99 P(MW) 30 60 28 24 30 32 Q(MVAR) 18,591 34,703 14,873 17,352 18,591 19,83 IMAX(A) 92,62 181,9 83,2 77,723 92,62 98,70 FKT(mm2) 84,40 165,36 75,64 70,65 84,2 89,82 FTC(mm2) AC-95 AC-150 AC-70 AC-70 AC-95 AC-95 ISC(A) 185,24 363,8 166,4 155,45 185,24 197,60 ICP(A) 330 445 265 265 330 330 R0() 0,33 0,21 0,46 0,46 0,33 0,33 X0() 0,429 0,416 0,442 0,442 0,429 0,429 b0.10-6(s/km) 2,65 2,74 2,58 2,58 2,56 2,65 R() 8,25 7,57 8,29 13,41 10,43 8,41 X() 10,725 14,99 7,97 12,89 13,56 10,94 B010-4(S) 2,65 3,95 1,86 3,0 3,35 2,7 Tiết diện các đoạn dây dẫn đã chọn đêu thoả mãn đk phát nóng và điều kiện vầng quang 4. Tính tổn thất điện áp Ui%=.100 USCi%=2. Ui% Ta có bảng sau: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-5 N-6 U% 3,69 8,05 2,89 4,5 4,67 4,02 USC% 7,38 16,10 5,78 9,0 9,34 8,04 Tổn thất điện áp ở chế độ vận hành bình thường là: UMAXbt%= 8,05% <15% Tổn thất khi có sự cố nặng nề là: UMAXSC%=16,1%<25% Vậy phương án này thoả mãn các yêu cầu về kĩ thuật V. Phương án V 1. Sơ đồ nối dây: 2. Chọn điện áp định mức cho mạng Các đoạn N-1, N-2, N-3, N-6. Tính tương tự như đáp án, riêng với đoạn mạch vòng, trước khi tính toán phải xác định được dòng cs chạy trên các đoạn đường dây Ta có: Công suất truyền tải trên đoạn N-4 SN4 = SN4= SN4= 27,04+j18,35 (MW) Công suất truyền tải trên đoạn N-5 SN5= SN5= SN5= 26,96+j17,59 (MW) S45=S4-S5 =(27,04 – 26,96) + j(18,35-17,59) S45=0,08+j. 0,76 Vậy 5 là điểm phân chia cs trong mạng lớn Từ kết quả tính được diện áp đoạn mạch của mạng như sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 4-5 N-5 N-6 L(Km) 50 72,11 80,62 58,31 42,43 63,24 50,99 P(MW) 30 32 28 24,08 0,08 29,92 32 Q(MVAR) 18,591 19,83 14,873 18,112 0,76 17,831 19,83 Uđm(KV) 99,9 104,89 99,78 91,47 101,04 101,04 102,98 Chọn điện áp định mức cuả MĐ là 110KV 3. Lựa chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra điều kiện phát nóng Tính toán tương tự như các phương án trước ta có bảng kết quả sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 4-5 N-5 N-6 L(Km) 50 72,11 80,62 58,31 42,43 63,24 50,99 P(MW) 30 32 28 24,08 0,08 29,92 32 Q(MVAR) 18,591 19,83 14,873 18,112 0,76 17,831 19,83 IMAX(A) 92,62 98,79 83,2 79,08 2,0 91,58 98,8 FKT(mm2) 84,4 89,8 76,64 71,89 1,82 83,26 89,82 FTC(mm2) AC-95 AC-95 AC-70 AC-70 AC-70 AC-95 AC-95 ISC(A) 186,24 197,58 166,4 158,16 4,0 185,24 197,6 ICP(A) 330 330 265 265 80 330 330 R0() 0,33 0,33 0,46 0,46 0,46 0,33 0,33 X0() 0,429 0,429 0,442 0,442 0,442 0,429 0,429 b0.10-6(s/km) 2,65 2,65 2,58 2,58 2,58 2,65 2,65 R() 8,25 11,89 18,54 26,82 19,752 20,86 8,41 X() 10,725 15,47 17,82 25,77 18,74 27,13 10,94 B010-4(S) 2,65 3,82 4,16 1,5 1,09 1,67 2,7 Tiết diện các đoạn dây dẫn đã chọn đêu thoả mãn đk phát nóng và điều kiện vầng quang 4. Tổn thất điện áp Tổn thất điện áp trên các đoạn mach hình tia tính tương tự như phương án 1 riêng đoạn mạch vòng tổn thất được tính theo công thưc sau: Tổn thất điện áp lớn nhất là: ULN%= .100 = = 4,7(%) Đối với đoạn mạch vòng, sự cố nguy hiểm nhất khi đứt dây là khi đứt dây N-4. Khi đó tổn thất điện áp được tính theo công thức = =25,65% Đối với đoạn mạch hở tính tương tự như phương án 1, kết quả tính toán có trong bảng sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4-5 N-6 U% 3,69 2,53 6,47 4,7 4,02 USC% 7,38 5,07 12,94 25,65 8,04 Tổn thất điện áp ở chế độ vận hành bình thường là: UMAXbt%= 6,47% Tổn thất khi có sự cố nặng nề là: UMAXSC%=25,65%>25% Vậy phương án này không thoả mãn các yêu cầu về kĩ thuật VI. Tổng kết các phương án I II III IV V UMAXbt% 6,47 10,958 7,86 8,05 6,47 UMAXSC% 12,94 21,916 15,72 16,1 25,65 Dựa vào chỉ tiêu kĩ thuật UMAXbt%=10-15% UMAXSC%=20-25% Từ bảng tổng kết trên ta chọn được phương án có các chỉ tiêu kĩ thuật tối ưu hơn trong 5 phương án trên đó là phương án I,II,III,IV. CHƯƠNG III. SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN ĐÃ CHỌN VỀ MẶT KINH TẾ Mục tiêu của các chế độ xác lập của HTĐ là giảm nhỏ nhất chi phí sản xuất điện năng khi thiết kế cũng như khi vận hành HTĐ. Để tìm ra được phương án tối ưu, ngoài những yêu cầu cơ bản về mặt kĩ thuật thì phải đảm bảo tính kinh tế cuả HTĐ. Trong tính toán sơ bộ về mặt kinh tế thường dựa vào vốn đầu tư cơ bản vào phí vận hành hàng năm, hay chi phí tính toán hàng năm. Để so sánh các phương án về mặt kinh tế cần phải giả thiết rằng các phương án có cùng số lượng MBA, mắt cắt, dao cách li. Khi đó hàm chi phí tính toán hàng năm của mỗi phương án được tính theo công thức sau: Zi=(atc+avh)Kđdi +A.C Trong đó: atc: hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn, atc =1/Ttc=1/8 = 0,125 avh : hệ số vận hành avh=0,04 c: giá một Kwh điện năng tổn thất, c=500(đ/kwh) Kđd: là vốn đầu tư đường dây của mạng điện Kđdi= K0i: Giá thành 1 km đường dây AC có tiết diện Fi, chiều dài Li(đ/km) A: Tổng tổn thất cs lớn nhất, tính theo công thức A=. = .Ri (Pi,Qi là cs cực đại chạy trên các đ d) : Tổng tổn thất cs lớn nhất, tính theo công thức =(0,124+Tmax.10-4)2.8766 Khi Tmax = 5000h ( tg sd cs lớn nhất) thì =3411h I. Tính toán cụ thể từng phương án đã chọn 1. Phương án 1. Dự kiến các phương án đều dùng cột thép, vốn đầu tư cho một km đường dây là: Dây dẫn AC – 70: KO = 208.106 (đ/km) Dây dẫn AC – 95: KO = 283.106 (đ/km) Dây dẫn AC – 120: KO = 354.106 (đ/km) Dây dẫn AC – 150: KO = 403 (đ/km) Dây dẫn AC – 185: KO = 441 (đ/km) Đối với đường dây lộ kép (2 mạch), vốn đầu tư tăng 1,6 lần so với vốn đầu tư cho đường dây một mạch. KN1 = 1,6.283.106.50 = 22,64.109 (đồng) KN2 = 1,6.283.106.72,11 = 32,65.109 (đồng) KN3 = 1,6.208.106.80,62 = 26,83.109 (đồng) KN4 = 1,6.208.106.58,31 = 19,41.109 (đồng) KN5 = 1,6.283.106.63,24 = 28,64.109 (đồng) KN6 = 1,6.283.106.50,99 = 23,09.109 (đồng) Tổng vốn đầu tư cho đường dây của mạng. Kđd = KN1 + KN2 + KN3 + KN4 + KN5 + KN6 Kđd = ( 22,64 + 32,56 + 26,83 + 19,41 + 28,64 + 23,09 ).109 (đồng) Tổn thất công suất tác dụng trong mạng. PN1 = = = 849,29 (KW) PN2 = = = 1392,63 (KW) PN3 = = = 1690,73 (KW) PN4 = = = 972,05(KW) PN5 = = = 1073,71 (KW) PN6 = = = 985,03 (KW) Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng. Pi = PN1 +PN2 +PN3 +PN4 +PN5 +PN6 Pi = 849,29 + 1392,63 + 1690,73 + 972,05 + 1073,71 + 985,03 Pi = 6963,44 (KW). Tổn thất điện năng hàng năm: A = Pi. = 6963,44.3411 = 23,752.106 (KWh) Khi đó hàm chi phí tính toán hàng năm: Z = (0,04 + 0,125).153,26.109 + 23,752.106.500 = 37,166.109 (đồng) 2. Phương án 2. Tính tương tự phản ánh trên kết quả cho trên bảng sau: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-6 6-5 l(km) 50 72,11 36,05 58,31 50,99 31,62 Ftc(mm2) AC-95 AC-150 AC-70 AC-70 AC-185 AC-95 Koi(106/km) 283 403 208 208 441 283 Kiđd(tỷ) 22,64 46,496 11,997 19,41 35,98 14,317 Pi(MW) 0,85 1,32 0,688 0,972 1,9 0,54 Tổng vốn đầu tư cho đường dây: Kdđ== 150,84(tỷ) Tổng tổn thất cs tác dụng: = 6,27(MW) Tổn thất điện năng hàng năm: = = 6,27.103.3411=21,386.106(Kwh) Chi phí tính toán hàng năm: Z=(0,04+0,125).150,84.109+21,386.106.500 Z=24,88.109+10,693.109=35,573(tỷ) 3. Phương án 3 Tính như phương án 1 ta có bảng kết quả sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-6 6-5 l(km) 50 72,11 80,62 58,31 50,99 31,62 Ftc(mm2) AC-95 AC-95 AC-70 AC-70 AC-185 AC-95 Koi(106/km) 283 283 208 208 441 283 Kiđd(tỷ) 22,64 32,650 26,83 19,41 35,98 14,317 Pi(MW) 0,85 1,392 0,690 0,972 1,904 0,54 Tổng vốn đầu tư cho đường dây: Kdđ== 151,827(tỷ) Tổng tổn thất cs tác dụng: = 7,348(MW) Tổn thất điện năng hàng năm: = = 7,348.103.3411=25,064.106(Kwh) Chi phí tính toán hàng năm: Z=(0,04+0,125).151,827.109+25,064.106.500 Z=37,58(tỷ) 4. Phương án 4. Bảng kết quả: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-5 N-6 l(km) 50 72,11 36,05 58,31 62,24 50,99 Ftc(mm2) AC-95 AC-150 AC-70 AC-70 AC-95 AC-95 Koi(106/km) 283 403 208 208 283 283 Kiđd(tỷ) 22,64 46,496 11,98 19,41 28,635 23,090 Pi(MW) 0,85 3,000 0,690 0,972 1,073 0,985 Tổng vốn đầu tư cho đường dây: Kdđ== 152,251(tỷ) Tổng tổn thất cs tác dụng: = 7,57(MW) Tổn thất điện năng hàng năm: = = 7,57.103.3411=25,821.106(Kwh) Chi phí tính toán hàng năm: Z=(0,04+0,125).152,257.109+25,821.106.500 Z=38,03(tỷ) II. Tổng kết và lựa chọn phương án tối ưu Từ 4 phương án đạt các yêu cầu kĩ thuật cơ bản đã chọn để so sánh về mặt kinh tế ta có bảng so sánh các phương án như sau: Các chỉ tiêu Các phương án I II III IV Z(109 đồng) 37,166 35,573 37,58 38,03 % 6,47 10,957 7,86 8,05 % 10,94 21,916 15,72 16,1 Ta thấy phương án I và II có chi phí nhỏ hơn nhưng phương án một có tổn thất điện áp nhỏ hơn và chi phí hai phương án lệch nhau không quá 5% nên ta chọn phương án I. CHƯƠNG IV: CHỌN SỐ LƯỢNG CÔNG SUẤT MBA VÀ SƠ ĐỒ NỐI DÂY MBA là thiết bị rất quan trọng trong HTĐ. Tổng cs các MBA rất lớn vì vậy vốn đầu tư cho MBA cũng rất nhiều, việc lựa chọn MBA phải đảm bảo giá thành rẻ nhất mà vẫn an toàn CCĐ cho các hộ tiêu thụ. I. Số lượng MBA. Vì yêu cầu của điện áp là CCĐ cho họ loại 1 nên phải đảm bảo CCĐ liên tục. Muốn vậy phải có 2 MBA làm việc song song để cấp điện cho mỗi phụ tải. Như vậy tại mỗi trạm biến áp phía đầu phụ tải đèu phải đặt 2 MBA, mỗi máy nối vào một phân đoạn thanh góp riêng và giữa các phân đoạn này phải đặt thiết bị tự động đóng cắt khi cần thiết. II. chọn công suất MBA. Khi chọn công suất của MBA cần xét đến khả năng quá tải của MBA còn lại ở chế độ sau sự cố. Xuất phát từ điều kiện quá tải cho phép bằng 40% trong tg phụ tải cực đại. Công suất của MBA trong trạm có n MBA được xđ bằng công thức: SB>= Smax/k(n-1) SB: công suất MBA được chọn Smax: công suất cực đại của phụ tải Smax= k: hệ số quá tải k=1,4 n: số lượng MBA trong trạm n=2 Suy ra S>= Tính toán cụ thể cho từng trạm *Phụ tải I: Pmax=30MW Qmax=18,591MVAR SB1>==25,5MVAR MBA được chọn là TPDH – 32000/110 *Phụ tải II: Pmax=32MW Qmax=19,83MVAR SB2>==26,89MVAR MBA được chọn là TPDH – 32000/110 *Phụ tải III: Pmax=24MW Qmax=14,873MVAR SB3>==20,17MVAR MBA được chọn là TPDH – 25000/110 *Phụ tải IV: Pmax=28MW Qmax=17,352MVAR SB4>==23,53MVAR MBA được chọn là TPDH – 25000/110 *Phụ tải V: Pmax=30MW Qmax=18,591MVAR SB5>==25,2MVAR MBA được chọn là TPDH – 32000/110 *Phụ tải VI: Pmax=32MW Qmax=19,83MVAR SB6>==26,89MVAR MBA được chọn là TPDH – 32000/110 Số liệu của MBA vừa chọn được cho trong bảng sau: Phụ tải Loại MBA Số liệu kĩ thuật Số liệu tính toán Uc KV Uh KV Un % Pn KW Pn KW Io % R () X () Q0 KVAr 1,2,5,6 TPDH-32000/110 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 3,4 TPDH-25000/110 115 11 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 III. Sơ đồ nối dây các trạm và mạng điện Trạm nguồn: Trạm nguồn là trạm biến áp lớn và rất quan trọng của hệ thống( là trạm tăng áp từ Umf lên Uđm của mạng điện). Để đảm bảo độ tin cậy CSĐ cho hệ thống và cho các phụ tải ta chọn sơ đồ nối điện sd hệ thống 2 thanh góc có máy cắt liên lạc: Mạng cuối: Để đảm bảo đến kinh tê mà không đảm bảo đến kỹ thuật khi vận hành trong hệ thống, ở trạm cuối sẽ sử dụng sơ đồ cầu đơn giản. Các máy cắt phá hạ áp sd máy cắt hợp lệ: + Nếu L= 70 thì khả năng xẩy ra SC phía đương dây tương đối nhiều, do đó để cách li sự cố người ta đặt máy cắt phía đường dây + Nếu L<70 km thì người ta thường đặt máy cắt phía máy biến áp. IV. Sơ đồ nối dây chi tiết: SƠ ĐỒ THAY THẾ TOÀN MGẠNG ĐIỆN CHƯƠNG V. TÍNH TOÁN CÁC TRẠNG THÁI VẬN HÀNH CỦA LƯỚI ĐIỆN Trong quá trình thiết kế mạng lưới điện , để đảm bảo an toàn cho hệ thống và các yêu cầu kĩ thuật. Cần phải tính toán xác định sự phân bỗ các dòng công suât, tổn thất công suất,tổn thất điện năng và tổn thất điện áp của mạng điện trong các chế độ vận hành. Tính chế độ vận hành có thể biết được điện áp tại từng nút của phụ tải từ đó xem xét cách giải quyết cho phù hợp nhằm đảm bảo chất lượng điện năng cho các phụ tải đồng thời kiểm tra chính xác sự cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện, nếu thiếu hụt cần tiến hành bù cưỡng bức. I. chế độ phụ tải cực đại Ở chế độ này phải vận hành cả hai MBA trong trạm. Điện áp định mức tren thanh cái cao áp của nhà máy điện khi phụ tải cực đại bằng 110% điện áp định mức của mạng điện. UN = 110%.Uđm = 110%.110 = 121 (KV) Bảng thông số của đường dây. Đoạn đường dây FTC (mm2) L (km) R () X () B.10-4 (S) N - 1 AC - 95 50 8,25 10,725 2,65 N – 2 AC – 95 72,11 11,89 15,46 3,82 N – 3 AC – 70 80,62 18,54 17,74 4,16 N – 4 AC – 70 58,31 13,41 12,83 3,0 N – 5 AC – 95 63,24 10,43 13,56 3,35 N – 6 AC – 95 50,99 8,41 10,94 2,70 (Có hình vẽ) Nhánh phụ tải 1 Các thông số của MBA Uđm Uhd Un% Pn(pw) (kw)P0 I0% R(n) X() Q0(kw) 115 33,5 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 Sử dụng phương pháp gần đúng một bước lặp để tính toán. Lấy điện gáp tại các nút bằng điện áp định mức hệ thống(trừ nút N). Tổng trở tương đương của đoạn dường dây N-1: Zd1= 8,25+j10,725 () Tổng trở tương đương của đoạn N-1: Y1=G1+jB1 Vì tổng tổn thất vầng quang trên đường dây 110kv rất nhỏ nên không xét đến điện dẫn tác dụng Điện dẫn phản kháng: B1 =2,65.10-4(S) Tổng trở tương đương của các MBA trong trạm Zb1==0,935+j21,75( *XĐ các dòng công suất Coi điện áp các nút gần đúng bằng điện áp danh địch của mạng điện ( trừ nút nguồn) Uđm=110(KV) Tổn thất cs trong các cd của MBA Soi=2() = 2(0,035+j0,24)=0,07+j0,48 (MVA) Tổn thất cs trong các cd của MBA Sb1=.Zb1=(0,935+j0,48) Sb1=0,0935+j2,175(MVA) Công suất trước tổng trở của MBA Sb1=S1+Sb1=30+j18,591+0,0935+j2,175 = 30,0935+j20,766(MVA) Công suất trên thanh cái cao áp của trạm SC1=Sb1+Soi=30,0935+j0,48 SC1=30,1635+j21,246(MVA) CS do điện dung cuối đoạn N-1 gây ra Qcc=1/2.U2đm.B1=1/2.1102.2,65.10-4=1,603(MVAR) CS sau tổng trở của dd S1” =SC1 – j QCC =30,1635+j21,246-j1,603 S1” =30,1635+j19,642(MVA) Tổn thất cs trên tổng trở đd Sd1=.Zd1=.(8,25+j10,725) Sd1=0,883+j1,148(MVA) CS trước tổng trở của đường đây S1’= S1”+ Sd1=30,1635+j19,643+0,883+j1,148 S1’=31,0465+j20,791(MVA) CS do điện dung đầu đd N1 sinh ra QCĐ=QCC=1,603(MVAR) Công suất yêu cầu từ nguồn SN1= S1’ –j QCĐ =31,0465+j20,791-j1.603 SN1=31,0465+19,188(MVA) Xác định điện áp các nút: Tổn thất điện áp trên đường dây N1 = Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA ở trạm 1: = Điện áp thanh góp hạ áp của trạm 1 quy đổi về phía thanh góp cao áp được xác định theo công thức sau: U1h=U1c - Ub1 = 117,05 – 4 = 113,05(Kw) Điện áp thực trên thanh góp hạ áp : U1h = Các nhánh đến phụ tải 2.3.4.5 tính tương tự kết quả ghi trong bảng sau: Phụ tải I Phụ tải II Phụ tải III Si(MVA) 30+j18,591 32+j19,83 28+j14,873 SOi(MVA) 0,07+j0,48 0,07+j0,48 0,058+j50,4 Sbi(MVA) 0,0935+j2,175 0,1+ j2,54 0,1+j2,32 Sbi(MVA) 30,0935+j20,766 32,1+j2,37 28,1+j17,193 SCi(MVA) 30,1635+j21,246 32,17+j22,85 28,158+j17,593 Qcci(MVAr) 1,603 2,31 2,52 Si’’(MVA) 30,1635+j19,643 32,17+j20,54 28,158+j15,073 Sdi(MVA) 0,883+j1,148 1,43+j1,86 1,563+j1,49 SNi(MVA) 31,0465+j20,791 33,6+j22,4 29,721+j16,563 SNi(MVA) 31,0465+19,188 33,6+j20,09 29,721+j14,043 UNi(Kv) 3,95 5,87 6,98 UCi(Kv) 117,05 115,13 114,04 Ubi(Kv) 4 4,49 4,53 UHi(Kv) 113,05 110,64 109,49 UHi(Kv) 37,8 37,04 36,65 Phụ tải IV Phụ tải V Phụ tải VI Si(MVA) 24+j17,352 30+j18,591 32+j19,83 SOi(MVA) 0,058+j0,4 0,07+j50,48 0,07+j0,48 Sbi(MVA) 0,092+j2,03 0,0935+j2,175 0,11+j2,55 Sbi(MVA) 24j092+j19,382 30,0935+j20,766 32,11+j22,38 SCi(MVA) 24,15+j19782 30,1635+j21,246 32,18+j22j86 Qcci(MVAr) 1,815 2,03 1j63 Si’’(MVA) 24,15+j17,967 30,1635+j17,967 32j18+j21,23 Sdi(MVA) 1+j0,96 1,043+j1,356 1,033+j1,344 SNi(MVA) 25,15+j18,927 31,2065+j20,572 33,213+j22,574 SNi(MVA) 25,15+j17,112 31,2065+j18,542 33,213+j20,944 UNi(Kv) 4,79 2,8 4,35 UCi(Kv) 116,21 118,2 116,65 Ubi(Kv) 4,66 4,06 4,43 UHi(Kv) 111,55 114,14 112,22 UHi(Kv) 37,3 38,21 37,57 4.Cân bằng CSPK trong MĐ. Dòng CS tại đầu các nhánh: SN1 = 31,0465 +j19,188 (MVA); SN4 = 25,15 +j17,112 (MVA) SN2 = 33,6 +j20,09 (MVA); SN5 = 31,2065+j18,542 (MVA) SN3 = 29,721 + j14,043 (MVA); SN6 = 33,213 +j20,944 (MVA) Tổng CS yêu cầu tại thanh cái của nguồn : SN = SN1 + SN2 + SN3 + SN4 + SN5 + SN6 = 183,937 + j109,919 (MVA) Tổng SC phản kháng yêu cầu : QYc = 109,919 (MVAr) Tổng SCPK do nguồn phát ra : QF = PF.tg (cos=0,85 tg= 0,62) QF = 183,937.0,62 = 114,04 (MVAr) Ta nhận thấy: QF >QYc Vì vậy không phải bù kĩ thuật cho mạng điện khi xuất hiện ở chế độ phụ tải cực đại. II. chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp trên thanh cái cao áp của nguồn : UN = 105%.Uđm = 115,5 (Kv) ở chế độ phụ tải cực tiểu thì CS của các phụ tải là: SMIN = 50%SMAX Vì phụ tải nhỏ nên để xuất hiện kinh tế phải xem xét có thể cắt bớt một số MBA ở các trạm hay không. Điều kiện để có thể cắt bớt 1 MBA trong trạm là: SMIN < SC = SĐM Trong đó : SMIN: Công suất phụ tải ở chế độ cực tiểu SĐM : Công suất ĐM của MBA. PO : Tổn thất công suất khi không tải. Pn : Tổn thất công suất khi ngắn mạch. *. Xét trạm 1: SMIN = SC = Vậy trạm 1 không được cắt bớt MBA *. Các trạm còn lại : Tính tương tự kết quả trong bảng sau: Trạm SMin SC Số máy 1 17,65 22,23 2 2 18,82 22,23 2 3 15,85 17,38 2 4 14,8 17,38 2 5 17,65 22,23 2 6 18,82 22,23 2 Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu không trạm nào được cắt bớt MBA. Tính dòng công suất tổn thất điện áp và điện áp tại các nút tương tự như ở chế độ phụ tải cực tiểu như thay UN = 115,5(Kv) và SMin = 1/2SMAX Kết quả tổng kết: Phụ tải I Phụ tải II Phụ tải III Phụ tải IV Phụ tải V Phụ tải VI Si (MVA) 15+j9,29 16+j9,915 14+j7,44 12+j8,697 15+j9,29 16+j9,915 SOi (MVA) 0,07+j0,48 0,07+j0,48 0,058+j0,4 0,058+j0,4 0,07+j0,48 0,07+j0,48 Sbi (MVA) 0,024+j0,56 0,027+j0,637 0,023+j0,5 0,024+j0,56 0,024+j0,56 0.027+j0,637 Sbi (MVA) 15,024+j9,85 16,027+j10,552 14,0264+j8.02 12,023+j9,176 15,024+j9,85 16,027+j10,552 SCi (MVA) 15,094+j10,33 16,097+j11,032 14,08+j8,42 12,081+j9,576 15,094+j10,33 16,097+j11,032 QCCi MVAr) 1,603 2,31 2,52 1,815 2,03 1,63 Si’’ (MVA) 15,094+j8,727 16,097+j8,722 14,08+j5,9 12,081+j7,761 15,094+j8,3 16,097+j9,402 Sdi (MVA) 0,207+j0