Đồ án Thiết kế lưới điện khu vực gồm một nhà máy nhiệt điện và hệ thống điện, cung cấp điện cho 9 phụ tải - Thiết kế trạm biến áp 2 x 100 kVA - 22/ 0,4 kV

106đ ) NĐ - 1 AC-120 70,71 280 19798,80 NĐ - 2 AC-150 60,83 336 20438,88 2 - 1 AC-70 41,23 168 6926,64 NĐ - 3 AC-150 82,46 336 27706,56 NĐ - 4 AC-95 67,08 358,4 18031,10 NĐ - 5 AC-70 72,80 268,8 19568,64 NĐ - 6 AC-70 70,71 268,8 19006,85 HT - 6 AC-70 50,99 268,8 13706,11 HT - 7 AC-95 60,83 358,4 21801,47 HT - 8 AC-150 72,11 336 24228,96 HT - 9 AC-70 64,03 268,8 17211,26 Tổng (KV) 205200,12 * Phí tổn tính toán của phương án 5 là: ZV = 0,165 . KV + DAV . C = 0,165 .205200,12. 106 + 32151,76. 103 . 500 = 49933,90. 106 đ Từ các kết quả tính toán ở trên, ta có bảng so sánh các phương án về kinh tế - kỹ thuật như sau: Các chỉ tiêu PA1 PA2 PA3 PA4 PA4 DUbt Max(%) 7,33 10,31 10,37 7,46 7,33 DUSC Max(%) 12,14 16,14 16,48 12,86 18,97 SDPi (MW) 10,04 10,67 10,84 10,51 10,06 DAi (103kWh) 32087,84 34101,92 34644,64 33589,96 32151,76 Ki ( 106 đ) 193393,75 202825,04 206069,47 196370,26 205200,12 Z (106 đ) 47953,89 50516,46 51323,78 49196,07 49933,90 Kết luận chung : Từ các số liệu tính toán được ở trên ta thấy cả 5 phương án đều đảm bảo các yêu cầu về mặt kỹ thuật, nhưng phương án 1 nổi bật hơn cả vì có tổn thất điện áp nhỏ nhất trong 5 phương án, sơ đồ nối dây đơn giản đồng thời có hàm chi phí tính toán hàng năm là nhỏ nhất. Vậy ta chọn phương án 1 là phương án tối ưu để thiết kế mạng điện. CHƯƠNG 6: CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH 6.1. CHỌN MÁY BIẾN ÁP (MBA): 6.1.1. Yêu cầu chung: Máy biến áp là thiết bị điện có vai trò quan trọng trong mạng lưới điện, có nhiệm vụ biến đổi điện áp và truyền tải công suất do đó nó chiếm 1 phần không nhỏ vốn đầu tư trong hệ thống điện khi lựa chọn máy biến áp trước hết ta dựa vào các yếu tố sau: Tính chất hộ tiêu thụ: Đối với hộ loại I có yêu cầu mức độ tin cậy cung cấp điện cao, nên ta đặt tại mỗi trạm 2 MBA vận hành song song. Để giảm thiết bị dự trữ cũng như đơn giản trong vận hành, sửa chữa ta đặt 2 MBA giống nhau. Đối với các phụ tải loại III ít quan trọng, vì vậy ta chỉ cần đặt tại mỗi trạm biến áp một MBA là đủ. Đối với những hộ phụ tải có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, ta chọn các MBA điều áp dưới tải. Nhiệt đới hoá các MBA: Do khi chế tạo các MBA ở các nước khác nhau nên có nhiệt độ khác nhau, vì vậy khi đưa về Việt Nam sử dụng ta phải hiệu chỉnh theo nhiệt độ tại Việt Nam : Ta có: khc = 1 - . Nhiệt độ trung bình ở Việt nam là 240c, (qbt = 240c) . Nhiệt độ trung bình ở Liên xô cũ là 50c, (q = 50c) Do đó ta có: khc = 1 - = 0,81 Khả năng quá tải của các MBA: Tại các trạm biến áp có 2 MBA vận hành song song thì công suất định mức của mỗi MBA được chọn sao cho khi sự cố 1 MBA, MBA còn lại phải đáp ứng được yêu cầu của phụ tải, có lưu ý tới khả năng quá tải cho phép là 40% trong thời gian không quá 6 giờ một ngày và trong năm ngày đêm. (kqtsc = 1,4). Dựa vào công suất và điện áp của phụ tải: Theo nhiệm vụ thiết kế, điện áp danh định phía thứ cấp là 22 kV, còn điện áp phía sơ cấp đã chọn là mạng 110 kV. Nghĩa là các MBA đều cần có 2 cấp điện áp, vì vậy ta chọn MBA 3 pha 2 dây quấn do Công ty thiết bị điện Đông Anh chế tạo nên không cần hiệu chỉnh MBA theo nhiệt độ. - Đối với trạm biến áp có 2 MBA: Lựa chọn công suất các MBA thoả mãn điều kiện: SđmB ³ (6-1) Trong đó: + SđmB : Là công suất định mức của MBA + SMaxi : Là công suất cực đại của phụ tải ở trạm thứ i + n : Là số lượng các mba vận hành song song, (ở đây n = 2) + kqtsc : Là hệ số quá tải sự cố, (kqtsc = 1,4 với hệ số này MBA được phép làm việc trong tình trạng quá tải 5 ngày và mỗi ngày không quá 6 giờ). Thay các giá trị vào biểu thức (6 -1), ta được: SđmB ³ = (6-2) Với trạm biến áp có 1 mba: SđmB ³ Smaxi (6-3) Căn cứ vào vị trí địa lý của phụ tải. Chọn máy biến áp cho các trạm biến áp (TBA) giảm áp: Dựa vào các nguyên tắc trên, ta chọn MBA cho các phụ tải như sau: Trạm biến áp số 1: - Công suất lớn nhất của phụ tải 1 là: SMax1 = = = 21,05 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 1 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 15,04 MVA Vậy TBA số 1 ta chọn 2 MBA loại TDH có công suất: SđmB = 25 MVA Trạm biến áp số 2: - Công suất lớn nhất của phụ tải 2 là: SMax2 = = = 31,11 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 2 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 22,22 MVA Vậy TBA số 2 ta chọn 2 MBA có công suất: SđmB = 25 MVA Trạm biến áp số 3: - Công suất lớn nhất của phụ tải 3 là: SMax3 = = = 22,22 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-3), vì phụ tải loại III nên TBA 3 ta chọn một máy biến áp, ta có: SđmB ³ Sđm3 = 22,22 MVA Vậy TBA số 3 ta chọn 1 MBA loại TDH có công suất: SđmB = 25 MVA. Trạm biến áp số 4: - Công suất lớn nhất của phụ tải 4 là: SMax4 = = = 34,78 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 4 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 24,84 MVA Vậy TBA số 4 ta chọn 2 MBA loại TDH có công suất: SđmB = 25 MVA Trạm biến áp số 5: - Công suất lớn nhất của phụ tải 5 là: SMax5 = = = 33,33 MVA Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 5 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 23,81 MVA Vậy TBA số 5 ta chọn 2 MBA có công suất: SđmB = 25 MVA. Trạm biến áp số 6: - Công suất lớn nhất của phụ tải 6 là: SMax6 = = = 33,68 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 6 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 24,06 MVA Vậy TBA số 6 ta chọn 2 MBA có công suất: SđmB = 25 MVA. Trạm biến áp số 7: - Công suất lớn nhất của phụ tải 2 là: SMax7 = = = 37,65 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 7 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 26,89 MVA Vậy TBA số 7 ta chọn 2 MBA loại TDH có công suất: SđmB = 32 MVA. Trạm biến áp số 8: - Công suất lớn nhất của phụ tải 8 là: SMax8 = = = 30,43 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6 -3), vì phụ tải loại III nên TBA 8 ta chọn 1 MBA , ta có: SđmB ³ Sđm8 = 30,43 MVA Vậy TBA số 8 ta chọn 1 MBA có công suất: SđmB = 32 MVA. Trạm biến áp số 9: - Công suất lớn nhất của phụ tải 2 là: SMax9 = = = 24,44 MVA - Dung lượng MBA chọn phải thoả mãn điều kiện (6-2), vì phụ tải loại I nên TBA 9 ta chọn 2 MBA vận hành song song, ta có: SđmB ³ = = 17,46 MVA Vậy TBA số 9 ta chọn 2 MBA loại TDH có công suất: SđmB = 25 MVA. Bảng 6,1:Thông số của các MBA đã chọn tại các trạm biến áp phụ tải: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Spt MVA) 21,05 31,11 22,22 34,78 33,33 33,68 37,65 30,43 24,44 Cosjpt 0,95 0,9 0,9 0,92 0,9 0,95 0,85 0,92 0,9 Stt (MVA) 15,04 22,22 22,22 24,84 23,81 24,06 26,89 30,43 17,46 SđmB(MVA) 25 25 25 25 25 25 32 32 25 UC (kV) 115 115 115 115 115 115 115 115 115 UH (kV) 23 23 23 23 23 23 23 23 23 UN % 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,5 10,5 10,3 DPN (kW) 126 126 126 126 126 126 145 145 126 DP0 (kW) 22 22 22 22 22 22 35 35 22 I0 % 0,41 0,41 0,41 0,41 0,41 0,41 0,75 0,75 0,41 R (W) 2,44 2,44 2,44 2,44 2,44 2,44 1,71 1,71 2,44 X (W) 49,85 49,85 49,85 49,85 49,85 49,85 39,70 39,70 49,85 DQ0(kVAr) 102,5 102,5 102,5 102,5 102,5 102,5 240 240 102,5 Số MBA 2 2 1 2 2 2 2 1 2 6.1.3. Chọn máy biến áp cho các trạm tăng áp: Với trạm tăng áp tại nhà nhiệt máy điện, ta chọn sơ đồ nối bộ có công suất các MBA được chọn như sau: SđmB ³ SđmF - Std Trong đó: + SđmB : Là công suất định mức của các MBA + SđmF : Là công suất định mức của các máy phát điện + Std : Là công suất tự dùng - Nhà máy NĐ: Có 3 tổ máy (3 ´ 80MW); cosjF = 0,85 ; UđmF = 10,5kV, ta có: SđmB ³ (1 - 0,1). = 0,9 . = 84,71 MVA Vậy ta chọn 3 MBA 3 pha 2 cuộn dây có công suất định mức là: SđmB = 125 MVA. Ký hiệu: TDЦ - 125000/110, có các thông số kỹ thuật như sau: SđmB (MVA) UC (kV) UH (kV) UN % DPN (kW) DP0 (kW) I0 % R (W) X (W) DQ0 (kVAr) 125 121 10,5 10,5 520 120 0,55 0,33 11,1 678 6.2. CHỌN SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN: Yêu cầu chung của sơ đồ nối điện là phải đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy, linh hoạt trong vận hành, sơ đồ đơn giản dễ thao tác, tiết kiệm thiết bị. 6.2.1. Trạm nguồn cung cấp: Trạm nguồn có vị trí rất quan trọng trong mạng điện khu vực, nó có nhiệm vụ cung cấp điện liên tục, ổn định cho các phụ tải. Vì vậy ta sử dụng sơ đồ 2 hệ thống thanh góp có máy cắt liên lạc (MCLL) như sau: a, Sơ đồ trạm tăng áp nhà máy NĐ: b, Sơ đồ thanh góp 110 kV của hệ thống: 6.2.2. Trạm cuối (các trạm giảm áp): * Với các hộ phụ tải loại I, trạm biến áp có 2 nguồn đến và mỗi trạm có 2 MBA nên ta sử dụng sơ đồ cầu với mục đích đảm bảo việc cung cấp điện liên tục, tin cậy. Việc quyết định sử dụng sơ đồ cầu ngoài hay sơ đồ cầu trong còn phụ thuộc vào khoảng cách truyền tải và sự thay đổi của công suất phụ tải so với công suất giới hạn. - Với các đường dây dài hơn 70 km ta dùng sơ đồ máy cắt đặt phía đường dây (cầu nối phía MBA), với các đường dây ngắn hơn 70 km ta dùng sơ đồ máy cắt đặt về phía MBA (cầu nối phía đường dây). - Công suất giới hạn: Sgh = SđmB Nếu Spt min < Sgh để thuận lợi trong vận hành kinh tế trạm biến áp ta dùng sơ đồ cầu ngoài, ngược lại ta dùng cầu trong. Bảng số liệu về khoảng cách và công suất giới hạn: Phụ tải l ( km) Sđm (MVA) DP0 (kW) DPN (kW) Spt min (MVA) Sgh (MVA) 1 70,71 25 22 126 12,63 14,77 2 60,83 25 22 126 18,67 14,77 4 67,02 25 22 126 20,87 14,77 5 72,08 25 22 126 20,00 14,77 7 60,83 32 35 145 22,59 22,23 9 64,03 25 22 126 14,67 14,77 Như vây kết hợp cả 2 điều kiện trên ta thấy chỉ có trạm biến áp của PT5 sử dụng sơ đồ máy cắt đặt phía đường dây còn các trạm 1, 2, 4, 7 và 9 sử dụng sơ đồ máy cắt đật về phía máy biến áp. a, Sơ đồ máy cắt đặt về phía MBA: b, Sơ đồ máy cắt đặt về phía đường dây: c, Đối với trạm biến áp của phụ tải loại III (phụ tải 3 và 8) ta sử dụng sơ đồ đơn giản sau: 6.2.3. Trạm trung gian 6 liên lạc giữa nhà máy NĐ và HT: Ta dùng sơ đồ 2 hệ thống thanh góp có MCLL như sau: SƠ ĐỒ THAY THẾ CỦA LƯỚI ĐIỆN CHƯƠNG 7 CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT TRONG CÁC CHẾ ĐỘ Trong các chương trước ta đã sơ bộ xác định công suất truyền tải trên các đoạn đường dây, tuy nhiên công suất truyền tải đó chưa chính xác vì ta chưa kể đến tổn thất công suất trên đường dây, trong máy biến áp cũng như công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra. Để biết chính xác sự phân bố công suất trên mỗi đoạn đường dây, ta phải tiến hành tính chính xác lại sự phân bố công suất trong các chế độ: Phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và sau sự cố khi phụ tải cực đại. Vì chưa biết điện áp tại các nút nên trong quá trình tính toán ta sử dụng điện áp định mức của mạng điện là Uđm = 110 kV. Việc lựa chọn nút điện áp phụ thuộc vào dòng công suất truyền tải trên đường dây liên lạc của từng chế độ vận hành, đối với mỗi chế độ ta chỉ có thể chọn một nút điện áp để làm cơ sở tính toán. Vì hệ thống có công suất vô cùng lớn nên chọn hệ thống là nút cơ sở về điện áp. Sau khi vẽ sơ đồ thay thế, ta lần lượt tính từ phụ tải ngược lên đầu nguồn Các công thức sử dụng trong quá trình tính toán là: - Tính tổn thất công suất trong máy biến áp: Gồm 2 thành phần là tổn thất sắt trong lõi thép và tổn thất đồng trong cuộn dây máy biến áp. + Tổn thất sắt trong máy biến áp: DSFe = DPFe + j DQFe (MVA) DPFe = DP0B : Tổn thất công suất tác dụng trong lõi thép máy biến áp, bằng tổn thất không tải máy biến áp. DQFe : Tổn thất công suất từ hoá trong lõi thép máy biến áp. DQFe = DQ0B = (MVAr) + Tổn thất đồng trong máy biến áp: Phụ thuộc vào công suất phụ tải. DSCu = DPCu + j DQCu (MVAr) DPCu= (MW) ; DQCu = (MVAr) Trong đó: + I0% : Dòng điện không tải phần trăm + Un% : Điện áp ngắn mạch phần trăm + S : Công suất phụ tải, MVA + SđmB : Công suất định mức máy biến áp, MVA Vậy ta có: DSB =+ j (MVA) -Tính tổn thất công suất trên đường dây: DSd = .( Rd + j Xd ) (MVA) Trong đó: + P : Là công suất tác dụng chạy trên đường dây + Q : Là công suất phản kháng chạy trên đường dây + Rd : Là điện trở của đường dây + Xd : Là điện kháng của đường dây + Uđm : Là điện áp định mức của mạng điện. - Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra là: Để đơn giản ta xem nó như là thông số tập trung đặt ở hai đầu đoạn đường dây, mỗi đầu có giá trị là: j QC = j ; Với Trong đó: + b0 : Là điện dẫn phản kháng đơn vị tính cho 1km đường dây, (10-6 S/km). + l : Là chiều dài đường dây, (km). + n : Là số lộ đường dây, (ĐD kép n = 2, ĐD đơn n = 1). 7.1. TÍNH CHÍNH XÁC TRONG CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MAX 7.1.1. Nhánh NĐ - PT1 - Sơ đồ thực và sơ đồ thay thế như sau: - Ta có các thông số của đường dây và MBA: SPT1 = S1 = P1 + j Q1 = 20 + j 6,57 MVA Zd1 = 16,26 + j 15,56 W ZB = ( 2,44 + j 49,85) = 1,22 + j 24,925 W = 182,43.10-6 S j Qcd1 = j Qcc1 = j = j 182,43.10-6.110 2 = j 2,207 MVAr - Tổn thất không tải của MBA là: DS0B1 = 2( 0,022 + j 0,1025 ) = 0,044 + j 0,205 MVA - Tổn thất công suất trong cuộn dây các MBA khi có tải là: DSZB1 = = = 0,045 + j 0,913 MVA - Dòng công suất trước tổng trở cuộn dây ZB1 là: SB1 = SPT1 + DSZB1 = 20 + j 6,57 + 0,045 + j 0,913 = 20,045 + j 7,483 MVA - Công suất tại thanh cái cao áp TBA1 là: ScB1 = SB1 + DS0B1 = 20,045 + j 7,483 + 0,044 + j 0,205 = 20,089 + j 7,688 MVA - Dòng công suất sau tổng trở Zd1 là: S = ScB1 - j Qcc1 = 20,089 + j 7,668 - j2,207 = 20,089 + j 5,481 MVA - Tổn thất công suất trên tổng trở ZD1 là: DSZD1 = .Zd1 = .(16,26 + j 15,56 ) = 0,583 + j 0,558 MVA - Dòng công suất trước tổng trở ZD1 là: S = S + D SZD1 = 20,089 + j 5,481 + 0,583 + j 0,558 MVA = 20,672 + j 6,039 MVA - Công suất ở đầu đường dây đã tính đến dung dẫn của ĐD là: S1 = S - j Qcd1 = 20,672 + j 6,039 - j 2,207 = 20,672 + j 3,832 MVA 7.1.2. Tính toán cho nhánh NĐ - PT3 - Sơ đồ thực và sơ đồ thay thế của mạch điện: - Ta có các thông số của đường dây và MBA: SPT3 = S3 = P3 + j Q3 = 20 + j 9,69 MVA ZD3 = 27,21 + j 35,38 W ZB = 2,44 + j 49,85 W = 109,26.10-6 S j Qcd3 = j Qcc3 = j = j 109,26.10-6.110 2 = j 1,322 MVAr - Tổn thất không tải của MBA là: DS0B3 = 0,022 + j 0,1025 MVA - Tổn thất công suất trong cuộn dây MBA khi có tải là: DSZB3 = = = 0,100 + j 2,035 MVA - Dòng công suất trước tổng trở cuộn dây ZB3 là: SB3 = SPT3 + DSZB3 = 20 + j 9,69 + 0,100 + j 2,035 = 20,100 + j 11,725 MVA - Công suất tại thanh cái cao áp TBA3 là: ScB2 = SB3+ DS0B3 = 20,100 + j 11,725 + 0,022 + j 0,1025 = 20,122 + j 11,828 MVA - Dòng công suất sau tổng trở ZD3 là: S = SB3 - j Qcc3 = 20,122 + j 11,828 -j 1,322 = 20,122 + j 10,506 MVA - Tổn thất công suất trên tổng trở ZD3 là: DSZD3 = .ZD3 = .( 27,21 + j 35,38) = 1,159 + j 1,507 MVA - Dòng công suất trước tổng trở ZD3 là: S = S + DSZD3 = 20,122 + j 10,506 + 1,159 + j 1,507 MVA = 21,281 + j 12,013 MVA - Công suất ở đầu đường dây đã tính đến dung dẫn của ĐD là: S3 = S - j Qcd3 = 21,281 + j 12,013 - j 1,322 = 21,281 + j 10,691 MVA 7.1.3. Nhánh NĐ - PT2, nhánh NĐ - PT4 và nhánh NĐ - PT5 Tính toán hoàn toàn tương tự như nhánh NĐ - PT1, ta được kết quả như bảng. Bảng 7 - 1 Thông số NĐ - PT1 NĐ - PT2 NĐ - PT3 NĐ - PT4 NĐ - PT5 SPT = Sn (MVA) 20 + j 6,57 28 + j 13,56 20 + j 9,69 32 + j 13,62 30 + j 14,53 ZD (W) 16,26 + j 15,56 13,99 + j 13,38 27,21 + j 35,38 11,07 + j 14,39 16,74 + j 16,02 B/2 ( 10-6S ) 182,43 156,94 109,260 174,20 185,97 ZB 1,22 + j 24,925 1,22 + j 24,925 2,44 + j 49,85 1,22 + j 24,925 1,22 + j 24,925 j QC (MVAr) 2,207 1,899 1,322 2,108 2,250 DS0B (MVA) 0,044 + j 0,205 0,044 + j 0,205 0,022 + j 0,103 0,044 + j 0,205 0,044 + j 0,205 DSZb (MVA) 0,045 + j 0,913 0,098 + j 1,994 0,100 + j 2,035 0,122 + j 2,492 0,112 + j 2,289 SB (MVA) 20,045 + j 7,483 28,098 + j 15,554 20,10 + j11,725 32,122 + j 16,112 30,112 + j 16,819 ScB (MVA) 20,089 + j 7,688 28,142 + j 15,759 20,122 + j 11,828 32,166 + j 16,317 30,156 + j 17,024 S (MVA) 20,089 + j 5,481 28,142 + j 13,860 20,122 + j 10,506 32,166 + j 14,029 30,156 + j 14,774 DSZD (MVA) 0,583 + j 0,558 1,138 + j 1,088 1,159 + j 1,507 1,127 + j 1,465 1,560 + j 1,493 S (MVA) 20,672 + j 6,039 29,280 + j 14,948 21,281 + j 12,013 33,293 + j 15,494 31,716 + j 16,267 S (MVA) 20,672 + j 3,832 29,280 + j 13,085 21,281 + j 10,691 33,293 + j 13,386 31,716 + j 14,017 7.1.4. Tính toán cho nhánh NĐ - PT6 - HT Trước khi xét đường dây liên lạc ta kiểm tra cân bằng chính xác dòng công suất tải trên đoạn đường dây NĐ - PT6. - Tổng công suất yêu cầu của phụ tải 1, 2, 3, 4 và 5 tại thanh cái cao áp của NĐ là: Så = S1 + S2 + S3 + S4 + S5 = 20,672 + j 3,832 + 29,280 + j 13,085 + 21,281 + j 10,691 + 33,293 + j13,386 + 31,716 + j 14,017 = 136,241 + j 55,011 MVA - Trong chế độ Max, NĐ phát công suất là: PNĐ = Pkt = 80%.240 = 192 MW Với cosjF = 0,85 Þ tgjF = 0,62 Þ QMax = 192.0,62 = 118,99 MVAr Công suất tự dùng: Ptd = 10%Pđm = 10%.240 = 24 MW, với cosjTd = 0,75 Þ tgjTd = 0,882 Þ QTd = 24. 0,882 = 21,17 MVAr. - Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp NĐ là: SHNĐ = 192 + j 118,99 - 24 - j 21,17 = 168 + j 97,82 MVA - Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐ là: DSBI = + j = + j = 1,166 + j 12,644 MVA. - Công suất tại thanh cái cao áp NĐ bằng: SC-N = SH-NĐ - DSBNĐ = 168 + j 97,82 - 1,166 - j 12,644 = 166,834 + j 85,176 MVA. - Dòng công suất còn lại tải lên đoạn NĐ - PT6 sẽ là: S N-6 = SC-N - SS = 166,834 + j 85,176 - 136,241 - j 55,011 = 30,593 + j 30,165 MVA. Trong khi đó S6 = 32 + j 10,52 MVA, như vậy để giảm lượng công suất phản kháng truyền tải trên đường dây liên lạc NĐ - PT6 - HT, ta cho nhà máy vận hành cosjF = cosjkt = 0,9 khi đó ta có: Với cosjF = cosjkt = 0,9 Þ tgjF = 0,48 Þ QMax = 192.0,48 = 92,16 MVAr Công suất tự dùng: Ptd = 10%Pđm = 10%.240 = 24 MW, với cosjTd = 0,75 Þ tgjTd = 0,882 Þ QTd = 24. 0,882 = 21,17 MVAr. - Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp NĐ là: SHNĐ = 192 + j 92,16 - 24 - j 21,17 = 168 + j 70,99 MVA - Tổn thất công suất trong MBA tăng áp của NĐ là: DSBI = + j = + j = 0,729 + j 11,376 MVA. - Công suất tại thanh cái cao áp NĐ bằng: SC-N = SH-NĐ - DSBNĐ = 168 + j 70,99 - 0,729 - j 11,376 = 167,271 + j 59,614 MVA. - Dòng công suất còn lại tải lên đoạn NĐ - PT6 sẽ là: S N-6 = SC-N - SS = 167,271 + j 59,614 - 136,241 - j 55,011 = 31,030 + j 4,603 MVA. *Sơ đồ thực và sơ đồ thay thế đường dây liên lạc và MBA như sau: - Ta có các thông số của đường dây và máy biến áp: ZDN - 6 = 16,26 + j 15,63 W SN-6 = 31,030 + j 4,603 MVA . = 182,43. 10-6 S ZDHT-6 = 11,73 + j 11,22 W = 131,55. 10-6 S SPT6 = 32 + j 10,52 MVA - Công suất do dung dẫn ở đầu và cuối đường dây NĐ - PT6 bằng: j QcđN-6 = j QccN-6 = j = j 182,43.10-6. 1102 = j 2,207 MVAr - Dòng công suất đầu đường dây NĐ - PT6 đã tính đến dung dẫn ĐD là: S= SN-6 + j QcdN-6 = 31,030 + j 4,603 + j 2,207 = 31,030 + j 6,810 MVA - Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây ZDN-6 bằng: DSZDN-6 = .ZDN-5 = = 1,356 + j 1,304 MVA - Dòng công suất sau tổng trở SZDN-6 là: S = S- DSZDN-6 = 31,030 + j 6,810 - 1,356 - j 1,304 = 29,674 + j 5,506 MVA - Dòng công suất ở cuối đường dây NĐ - PT6 đã tính đến dung dẫn ĐD là: S = S + j QccN-6 = 29,674 + j 5,506 + j 2,207 = 29,674 + j 7,713 MVA - Tổn thất không tải trong các MBA của PT6 bằng: DS0B6 = 2( 0,022 + j 0,1025 ) = 0,044 + j 0,205 MVA - Tổn thất công suất trong cuộn dây các MBA của TBA6 khi có tải bằng: DSZB6 = = = 0,114 + j 2,337 MVA - Công suất yêu cầu tại thanh cái cao áp TBA6 là: ScB6 = SPT6 + DSZB6 + DS0B6 = 32 + j 10,52 + 0,114 + j 2,337 + 0,044 + j 0,205 = 32,158 + j 13,062 MVA. Như vậy tại thanh cái cao áp TBA6, dòng công suất mà HT cung cấp qua đường dây liên lạc HT - PT6 bằng: S = ScB6 - S = 32,158 + j 13,062 - 29,674 - j 7,713 = 2,484 + j 5,349 MVA. Vậy dòng công suất trên đường dây liên lạc giữa nhà máy nhiệt điện và hệ thống như sau: NĐ PT6 HT. - Công suất do dung dẫn ở đầu và cuối đường dây PT6 - HT bằng: j QcdHT-6 = jQccHT-6 = j = j 131,55. 10-6. 1102 = j 1,592 MVAr - Dòng công suất ở cuối đường dây HT - PT6 đã tính đến dung dẫn đường dây bằng: S = S - jQccHT-6 = 2,484 + j 5,349 - j 1,592 = 2,484 + j 3,757 MVA - Tổn thất công suất trên tổng trở ZDHT-6 bằng: DSZDHT-6 = = 0,020 + j 0,019 MVA - Dòng công suất trước tổng trở ZDHT-6 bằng: S = S + DSZDHT-6 = 2,484 + j 3,757+ 0,020 + j 0,019 = 2,504 + j 3,776 MVA - Công suất ở đầu đường dây HT - PT6 đã tính đến dung dẫn đường dây bằng: SHT - 6 = S - j Qcđ HT -6 = 2,504 + j 3,776 - j 1,592 = 2,504 + j 2,184 MVA. 7.1.5. Tính cho nhánh HT - PT7 và nhánh HT - PT9 hoàn toàn tương tự như nhánh NĐ - PT1, tính toán cho nhánh HT- 8 tương tự như nhánh NĐ- PT3 cuối cùng ta có kết quả như bảng sau: Bảng 7 - 2 Thông số HT – PT7 HT – PT8 HT – PT9 SPT = Sn (MVA) 32 + j19,83 28 + j11,93 22 + j10,66 ZD (W) 10,04 + j 13,05 15,14 + j 30,00 14,73 + j14,09 B/2 ( 10-6S ) 156,94 98,79 165,20 ZB 0,885 + j 19,850 1,71 + j 39,700 1,22 + j 24,925 j Qcđ (MVAr) 1,899 1,195 1,999 j Qcc (MVAr) 1,899 1,195 1,999 DS0B (MVA) 0,070 + j 0,480 0,035 + j 0.240 0,044 + j 0,205 DSZB (MVA) 0,100 + j 2,325 0,131 + j 3,040 0,060 + j1,231 SB (MVA) 32,100 + j 22,155 28,131 + j 14,970 22,060+j11,891 ScB (MVA) 32,170 + j 22,635 28,166 + j 15,210 22,104 + j12,096 S (MVA) 32,170 + j 20,736 28,166 + j 14,015 22,104 + j10,097 DSZD (MVA) 1,215 + j1,580 1,238 + j 2,454 0,719 + j 0,688 S (MVA) 33,385 + j22,316 29,404 + j 16,469 22,823 + j 0,785 S (MVA) 33,385 + j20,417 29,404 + j 15,454 22,823 + j 8,786 7.1.6. Cân bằng công suất toàn hệ thống - Công suất phụ tải yêu cầu tại thanh cái 110 kV của hệ thống bằng: SHTS = SHT-6 + SHT-7 + SHT-8 + SHT-9 = 2,504 + j 2,184 + 33,385 + j 20,417 + 29,404 + j 15,454 + 22,823 + j 8,786 = 88,116 + j 46,841 MVA. Để đảm bảo cân bằng công suất trong hệ thống, các nguồn điện phải cung cấp đủ công suất theo yêu cầu, vì vậy công suất tác dụng mà hệ thống phải cung cấp bằng: PycHT = 88,116 MW. Khi hệ số công suất của hệ thống bằng 0,85, khi đó lượng công suất phản kháng mà hệ thống cung cấp bằng: QHTcc = PycHT . tgjHT = 88,116 . 0,62 = 54,632 MVAr Như vậy từ các kết quả trên ta thấy QHTcc = 54,632 MVA > Qyc = 46,841MVA Vậy trong chế độ phụ tải Max, công suất phản kháng do nhà máy nhiệt điện và hệ thống cung lớn hơn công suất yêu cầu của phụ tải, do đó ta không phải bù cưỡng bức công suất phản kháng tại các hộ tiêu thụ. 7.2. TÍNH CHÍNH XÁC TRONG CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MIN 7.2.1. Xác định chế độ vận hành của máy biến áp Việc tính toán trong chế độ phụ tải Min cũng tương tự như trong chế độ phụ tải max. Tuy nhiên trong chế độ phụ tải min, công suất của các phụ tải là PMin = 60%PMax. Trong chế độ phụ tải Min ta vận hành 2 tổ máy của nhà máy nhiệt điện, ngừng một tổ để sửa chữa, hai máy phát còn lại sẽ phát 70% công suất định mức. Như vậy công suất do nhà máy nhiệt điện phát ra bằng: PF = 0,7. 80 .2 = 112 MW Để vận hành kinh tế các trạm biến áp, tại các trạm giảm áp có 2 MBA vận hành song song, trong chế độ cực tiểu ta có thể cắt bớt 1 MBA nếu thoả mãn điều kiện: S < Sgh = Sđm . Trong đó: + DP0 : Là tổn thất công suất tác dụng trong lõi thép MBA (tổn thất không tải) + DPN : Là tổn thất công suất tác dụng khi thí nghiệm ngắn mạch. + Sđm : Công suất định mức của MBA + S : Là công suất của phụ tải ở chế độ min, SMin = 60%SMax. - Đối với MBA: TDH - 32000/110, ta có: Sđm = 32 MVA; DP0 = 35 kW; DPN = 145 kW, do đó: Sgh = 32. = 22,23 MVA. - Đối với MBA: TDH - 25000/110, ta có: Sđm = 25 MVA; DP0 = 22 kW; DPN = 126 kW, do đó: Sgh = 25. = 14,77 MVA. Ta có bảng phương án vận hành kinh tế các TBA có 2 MBA vận hành song song như sau: Bảng 7 - 3 Phụ tải SMin (MVA) Sgh (MVA) Số MBA Số máy biến áp vận hành 1 12,63 14,77 2 ´ 25 1 MBA 2 18,67 14,77 2 ´ 25 2 MBA 4 20,87 14,77 2 ´ 25 2 MBA 5 20,00 14,77 2 ´ 25 2 MBA 6 20,21 14,77 2 ´ 25 2 MBA 7 22,59 22,23 2 ´ 32 2 MBA 9 14,67 14,77 2 ´ 25 2 MBA Qua bảng trên cho ta thấy, ở chế độ phụ tải min để vận hành kinh tế thì trạm biến áp số 1 vận hành 1 MBA, các trạm biến áp còn lại (2, 4, 5, 6, 7 và 9) vận hành 2 MBA. 7.2.2. Tính phân bố công suất trên các đoạn đường dây 1) Xét nhánh NĐ - PT1: - Sơ đồ thực và sơ đồ thay thế như hình vẽ: Ta có các thông số của đường dây và máy biến áp: SPT1 = S1 = P1 + j Q1 = 12 + j 3,94 MVA Zd1 = 16,26 + j 15,56 W ZB = 2,44 + j 49,85 W = 182,43.10-6 S j Qcd1 = j Qcc1 = j = j 182,43.10-6.110 2 = j 2,207 MVAr - Tổn thất không tải của MBA là: DS0B1 = 0,022 + j 0,1025 MVA - Tổn thất công suất trong cuộn dây của MBA khi có tải là: DSZB1 = = = 0,032 + j 0,675 MVA - Dòng công suất trước tổng trở cuộn dây ZB1 là: SB1 = SPT1 + DSZB1 = 12 + j 3,94 + 0,032 + j 0,675 = 12,032 + j 4,615 MVA - Công suất tại thanh cái cao áp TBA1 là: ScB1