Đồ án Thiết kế mạng điện 110kV

ng suất tương đối của thiết bị bù, với tụ điện tĩnh lấy bằng 0,005 T : thời gian vận hành tụ điện, xét tụ vận hành suốt năm T = 8760h. Z3 : chi phí do tổn thất điện năng do thanh phần công suất kháng tải trên đường dây và máy biến áp sau khi đặt thiết bị bù. Đối với mạng điện hở cung cấp cho một phụ tải. Z3 = c×ΔP×τ , (Tmax=5000 giờ) Tính toán các phí tổn: Z1 = (avh + atc)×k0×Qb = (0,1 + 0,125)×5000×Qb = 1125×Qb Z2 = c×T×ΔP*×Qb = 50×8760×0,005×Qb = 2190×Qb Z3 = c×ΔP×τ = 50×3410,9× = 50×3410,9× = 14,095×(Q-Qb)2×R Vậy chi phí tính toán: Z = Z1 + Z2 + Z3 = 1125×Qb + 2190×Qb + 14,095×(Q-Qb)2×R 5.2.2. Tính toán dung lượng bù kinh tế: N 5.2.2.1. Xét mạng khu vực 1: 15,75-Qb5 (MVAr) 12,75-Qb4 (MVAr) RN-2 = 4,67 W RN-4 = 5,23 W 2 1 RB2 = 2,4 W RB4 = 1,1 W Đoạn N-1 : Hàm chi phí tính toán : Z = Z1 + Z2 + Z3 Z1 = (avh + atc).Ko.Qbù2 = (0,1+0,125) x 5000 x Qbù2 = 1125xQbù2 Z2 = c.T.ΔP*.Qbù2 = 50 x 8760 x 0,005 x Qbù2 = 2190xQbù2 Z3 = c.τ.ΔP = x [(Q2 – Qbù2)2 x (RN-2 + RB2)] = x [(14,19 - Qbù2)2 x (4,27 + 2,24)] = 91,758 x (14,19 - Qbù2)2 Z = 1125xQbù2 + 2190xQbù2 + 97,397 x (14,19 - Qbù2)2 = 3315 x Qbù2 + 97,397 x (14,19 - Qbù2)2 Phương trình đạo hàm riêng: = 3315 – 194,794 x (15,75 - Qbù2) = 0 Qbù2 = -1,268 = 0 (MVAr) Đoạn N-2: Hàm chi phí tính toán : Z = Z1 + Z2 + Z3 Z1 = (avh + atc).Ko.Qbù4 = (0,1+0,125) x 5000 x Qbù4 = 1125xQbù4 Z2 = c.T.ΔP*.Qbù4 = 50 x 8760 x 0,005 x Qbù4 = 2190xQbù4 Z3 = c.τ.ΔP = x [(Q2 – Qbù4)2 x (RN-4 + RB4)] = x [(14,25 - Qbù4)2 x (9,48 + 2,24)] = 81,089 x (14,25 - Qbù4)2 Z = 1125xQbù4 + 2190xQbù4 + 81,089 x (14,25 - Qbù4)2 = 3315 x Qbù4 + 81,089 x (14,25 - Qbù4)2 Phương trình đạo hàm riêng: = 3315 – 162,178 x (12,75 - Qbù4) = 0 Qbù4 = -7,615 = 0 (MVAr) 5.2.2.2. Xét mạng khu vực 2: N 4 3 RB3 = 2,2W RN-3 = 4,17W R3-5 = 7,38 W RB5 = 4,48W 12,15-Qbu3 (MVAr) 12-Qbu4 (MVAr) Hàm chi phí tính toán : Z = Z1 + Z2 + Z3 Z1 = (avh + atc).Ko.(Qbù3 + Qbù4)= (0,1+0,125) x 5000 x (Qbù3 + Qbù4) = 1125x(Qbù3 + Qbù4) Z2 = c.T.ΔP*.(Qbù3 + Qbù4) = 50 x 8760 x 0,005 x (Qbù3 + Qbù4) = 2190 x (Qbù3 + Qbù4) Z3 = c.τ.ΔP = x [(Q3 – Qbù3)2 x (RN-3 + RB3) + (Q5 – Qbù4)2 x RB4 + + (Q3 + Q4 - Qbù3 - Qbù4)2 x R3-4] = x [(12,15 - Qbù3)2 x (4,17 + 2,2) + (12 – Qbù4)2 x 4,48 + + (12,15 + 12 - Qbù3 - Qbù4)2 x 7,38] Z = 1125x(Qbù3 + Qbù4) + 2190x(Qbù3 + Qbù4) + 89,785x(12,15 - Qbù3)2 + + 63,146x(12 – Qbù4)2 + 104,02x(24,15 - Qbù3 - Qbù4)2 = 3315 x (Qbù3 + Qbù4) + 89,785x(12,15 - Qbù3)2 + 63,146x(12 – Qbù4)2 + + 104,02x(24,15 - Qbù3 - Qbù4)2 Các phương trình đạo hàm riêng: = 3315 – 179,57 x (12,15 - Qbù3) – 208,04 x (24,15 - Qbù3 - Qbù4) = 0 ó - 3890,94 + 387,6xQbù3 + 208,04Qbù4 = 0 (1) = 3315 – 203,312 x (12 – Qbù4) – 208,04 x (24,15 - Qbù3 - Qbù4) = 0 ó - 4221,724 + 411,342xQbù4 + 208,04Qbù3 = 0 (2) Giải hệ phương trình (1) & (2), ta được: Qbù3 = 6,21 (MVAr) Qbù4 = 7,12 (MVAr) 5.2.2.3. Xét mạng khu vực 3: N 5 6 RN-5 = 8,54 W R5-6 = 14,54 W RN-6 = 12,07 W 12,75 – Qb5 (MVAr) RB5 = 3,58 W RB6 = 2,24 W 12,52 – Qb6 (MVAr) Q5 Q6 QI-VI Phân bố công suất kháng trong sơ đồ điện trở : + Q5 = + Q6 = Kiểm tra lại: Q5 + Q6 = (12,75 – Qb5) + (12,52 – Qb6) + = (12,75 – Qb5) + (12,52 – Qb6) Suy ra Q5-6 theo chiều giả thiết như trên hình vẽ: Q5-6 = Q6 – (19,36 – Qbù6) = 0,307 x (17,6 – Qbù1) – 0,236 x (19,36 – Qbù6) Hàm chi phí tính toán: Z = Z1 + Z2 + Z3 Z1 = (avh + atc).Ko.(Qbù5 + Qbù6)= (0,1+0,125) x 5000 x (Qbù5 + Qbù6) = 1125x(Qbù5 + Qbù6) Z2 = c.T.ΔP*.(Qbù5 + Qbù6) = 50 x 8760 x 0,005 x (Qbù5 + Qbù6) = 2190 x (Qbù5 + Qbù6) Z3 = c.τ.ΔP = x [(Q5 – Qbù3)2 x RB5 + (Q6 – Qbù6)2 x RB6 + + []2 x RN-5 + + []2 x RN-6 + [0,2 x (12,75 – Qbù5) – 0,25 x (12,52 – Qbù6)]2 x R5-6 = x [(12,75 - Qbù5)2 x 3,58 + (12,52 – Qbù6)2 x 2,24 + + []2 x 8,54 + + []2 x 12,07 + + [0,2 x (12,75 – Qbù5) – 0,25 x (12,52 – Qbù6)]2 x 14,54 = 50,46 x (12,75 – Qbù5)2 + 31,573 x (12,52 – Qbù6)2 + + 120,371 x (16,46 – 0,8 x Qbù5 – 0,25 x Qbù6)2 + + 170,126 x (11,94 – 0,2 x Qbù5 – 0,75 x Qbù6)2 + + 204,94 x (-0,58 – 0,2 x Qbù1 + 0,25 x Qbù6)2 Z = 3315 x (Qbù5 + Qbù6) + 50,46 x (12,75 – Qbù5)2 + 31,573 x (12,52 – Qbù6)2 + + 120,371 x (16,46 – 0,8 x Qbù5 – 0,25 x Qbù6)2 + + 170,126 x (11,94 – 0,2 x Qbù5 – 0,75 x Qbù6)2 + + 204,94 x (-0,58 – 0,2 x Qbù5 + 0,25 x Qbù6)2 Các phương trình đạo hàm riêng: = 3315 – 100,92 x (12,75 – Qbù5) – 192,594 x (16,46 – 0,8 x Qbù5 – 0,25 x Qbù6) – – 68 x (11,94 – 0,2 x Qbù5 – 0,75 x Qbù6) – – 81,976 x (-0,58 – 0,2 x Qbù5 + 0,25 x Qbù6) = – 1906,201 +221,094 x Qbù5 + 78.654 x Qbù6 = 0 (1) = 3315 – 63,146 x (12,52 – Qbù6) – 60,185 x (16,46 – 0,8 x Qbù5 – 0,25 x Qbù6) – – 255,185 x (11,94 – 0,2 x Qbù5 – 0,75 x Qbù6) + + 102,47 x (-0,58 – 0,2 x Qbù5 + 0,25 x Qbù6) = 1087,307 + 119,679 x Qbù5 + 243,963 x Qbù6 = 0 (2) Giải hệ phương trình (1) & (2), ta được: Qbù5 = 12,36 (MVAr) Qbù6 = -10,52 (MVAr) Hệ số công suất tại các nút sau khi bù: 5.2.2.4. Bảng kết quả bù kinh tế: Phụ tải P (MW) Q (MVAr) Cosφ Qb (MVAr) Q - Qb (MVAr) Cosφ' sau khi bù 1 20 20,4 0,7 15,1 5,3 0,96 2 19 14,25 0,8 0,44 13,81 0,81 3 18 18,36 0,7 6,21 12,15 0,83 4 16 12 0,8 7,12 4,88 0,95 5 17 12,75 0,8 12,36 0,39 0,99 6 21 18,52 0,75 0 18,52 0,75 Tổng 111 96,28 55,05 CHƯƠNG 6 TÍNH TOÁN CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG VÀ TÍNH TOÁN PHÂN BỐ THIẾT BỊ BÙ CƯỠNG BỨC 6.1 Nội dung : Trong phần này tính toán cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện. Nếu nguồn không phát đủ công suất phản kháng cần thiết thì phải bù thêm sự thiếu hụt công suất kháng ở các phụ tải nhưng phải có sự phân bố hợp ly các thiết bị bù. 6.2 Tính cân bằng công suất kháng: 6.2.1 Khu vực 1: ZN-1 N SN-1 S’N-1 S”N-1 SRN-1 1 ΔPFe1 + jΔQFe1 ZB1 P1 + jQ1 a. Đoạn N-1 : Các thông số đường dây : ZN-1 = RN-1 + jXN-1 = 3,82 + j6,67 (Ω) ZB1 = RB1 + jXB1 = 2,24 + j24,295 (Ω) = j84,9x10-6 (1/Ω) ΔPFe1 + jΔQFe1 = 0,096 + j1 (MVA) P1 + jQ1 = 20 + j5,3 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B1 : ΔPB1 = = 0,079 (MW) ΔQB1 = = 0,859 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-1 : SRN-1 = (P1 + jQ1) + (ΔPB1 + ΔQB1) + (ΔPFe1 + jΔQFe1) = (20 + j14,19) + (0,079 + j0,859) + (0,096 + j1) = 20,175 + j16,049 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-1: S”N-1 = SRN-1 – x U2đm = 20,175 + j16,049 – j84,9x10-6 x 1102 = 19,147 + j16,049 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn N-1 : ΔPN-1 = = 0,209 (MW) ΔQN-1 = = 0,366 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở ZN-1: S’N-1 = S”N-1 + (ΔPN-1 + jΔQN-1) = (20,175 + j16,049) + (0,209 + j0,366) = 20,384 +j16,415 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-1 : SN-1 = S’N-1 – x U2đm = 20,384 + j16,415 – j84,9x10-6 x 1102 = 20,384 + j15,387 (MVA) Z1-2 N S1-2 S’1-2 S”1-2 SR1-21 2 ΔPFe2 + jΔQFe2 ZB2 P2 + jQ2 b. Đoạn N-2 : Các thông số đường dây : Z1-2 = R1-2 + jX1-2 = 9,48 + j9,11 (Ω) ZB2 = RB2 + jXB2 = 2,24 + j24,3 (Ω) = j105,75x10-6 (1/Ω) ΔPFe2 + jΔQFe2 = 0,096 + j1 (MVA) P2 + jQ2 = 19 + j13,81 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B2: ΔPB2 = = 0,102 (MW) ΔQB2 = = 1,107 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 1-2 : SR1-2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + jΔQB2) + (ΔPFe2 + jΔQFe2) = (19 + j13,8) + (0,102 + j1,107) + (0,096 + j1) = 19,198 + j15,907 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z1-2: S”1-2 = SR1-2 – x U2đm = 19,198 + j15,907 – j105,75x10-6 x 1102 = 19,198 + j14,627 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn 1-2: ΔP1-2 = = 0,456 (MW) ΔQ1-2 = = 0,438 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = S”1-2 + (ΔP1-2 + jΔQ1-2) = (19,198 + j14,627) + (0,456 + j0,438) = 19,654 +j15,065 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 1-2: S1-2 = S’1-2 – x U2đm = 119,654 +j15,065 – j105,75x10-6 x 1102 = 19,654 + j13,785 (MVA) Công sất đầu nguồn phát: SN = SN-1 + S1-2 = 20,384 + j15,387 + 19,654 + j13,785 = 40,038 + j29,172 (MVA) 6.2.2 Khu vực 2: ZN-3 3 Z3-4 4 N SN-3 S’N-3 S”N-3 SRN-3 S3-4 S’3-4 S”3-4 SR3-4 ΔSFe3 ΔSFe4 RB3 RB4 P3 + jQ3 P4 + jQ4 Các thông số đường dây: ZN-3 = RN-3 + jXN-3 = 4,17 + j12,58 (Ω) Z3-4 = R3-4 + jX4-3 = 7,38 + j9,63 (Ω) = j45,055 x 10-6 (1/Ω) = j29,4 x 10-6 (1/Ω) ZB3 = RB3 + jXB3 = 2,2 + j30,62 (Ω) ZB4 = RB4 + jXB4 = 4,48 + j48,59 (Ω) ΔSFe3 = ΔPFe3 + jΔQFe3 = 0,073 + j0,63 (MVA) ΔSFe4 = ΔPFe4 + jΔQFe4 = 0,048 + j0,5 (MVA) P3 + jQ3 = 18 + j12,15 (MVA) P4 + jQ4 = 16 + j4,88 (MVA) Đoạn 3-4: Tổn thất công suất trạm biến áp B4: ΔPB4 = = 0,103 (MW) ΔQB4 = = 1,123 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 3-4: SR3-4 = (P4 + jQ4) + (ΔPB4 + jΔQB4) + (ΔPFe4 + jΔQFe4) = (16 + j4,88) + (0,103 + j1,123) + (0,048 + j0,5) = 16,176 + j6,633 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z3-4: S”3-4 = SR3-4 – x U2đm = 16,176 + j6,633 – j29,4 x 10-6 x 1102 = 16,176 + j6,277 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 3-4: ΔP3-4 = = 0,183 (MW) ΔQ3-4 = = 0,239 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z3-4: S’3-4 = S”3-4 + (ΔP3-4 + jΔQ3-4 ) = (16,176 + j6,277) + (0,183 + j0,239) = 16,359 + j6,516 (MVA) Công xuất đầu đoạn 3-4: S3-4 = S’3-4 – x U2đm = 16,359 + j6,516 – j29,4 x 10-6 x 1102 = 16,359 + j6,16 (MVA) Đoạn N-3: Tổn thất công suất trạm biến áp B3: ΔPB3 = = 0,085 (MW) ΔQB3 = = 1,193 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-3: SRN-3 = S3-4 + (P3 + jQ3) + (ΔPB3 + jΔQB3) + (ΔPFe3 + jΔQFe3) = (16,359 + j6,16) + (18 +j12,15) + (0,085 + j1,193) + (0,073 +j0,63) = 34,517 + j20,133 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-3: S”N-3 = SRN-3 – x U2đm = 34,517 + j20,133 – j45,055 x 10-6 x 1102 = 34,517 + j19,587 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-3: ΔPN-3 = = 0,542 (MW) ΔQN-3 = = 1,637 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-3: S’N-3 = S”N-3 + (ΔPN-3 + jΔQN-3 ) = (34,517 + j19,587) + (0,542 + j1,637) = 35,059 + j21,224 (MVA) Công xuất đầu đoạn N-3 cũng là công suất của nguồn cung cấp cho toàn đường dây: SN = SN-3 = S’N-3 – x U2đm = 35,059 + j21,224 – j45,055 x 10-6 x 1102 = 35,059 + j20,678 (MVA) 6.2.3 Khu vực 3: S’T5 ST6 S’T6 P5 + jQ5 ZB5 ΔSFe5 S’5 5 ZN-6 ZN-5 Z5-6 S*5 S*6 6 S*5 - 6 S’6 ΔSFe6 ZB6 P6 + jQ6 ST5 N Các thông số đường dây: ZN-5 = RN-5 + jXN-5 = 8,45 + j13,38 (Ω) ZN-6 = RN-6 + jXN-6 = 12,07 + j18,92 (Ω) Z5-6 = R5-6 + jX5-6 = 14,54 + j13,97 (Ω) = j42,53 x 10-6 (1/Ω) = j60,15 x 10-6 (1/Ω) = j40,55 x 10-6 (1/Ω) ZB5= RB5 + jXB5 = 3,58 + j42,2 (Ω) ZB6 = RB6 + jXB6 = 2,24 + j24,30 (Ω) ΔSFe5 = ΔPFe5 + jΔQFe5 = 0,1 + j1,05 (MVA) ΔSFe6 = ΔPFe6 + jΔQFe6 = 0,096 + j1 (MVA) P5 + jQ5 = 17 + j0,39 (MVA) P6 + jQ6 = 21 + j18,52 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B5: ΔPB5 = = 0,085 (MW) ΔQB5 = = 1,008 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B5: S’T5 = (P5 + jQ5) + (ΔPB5 + jΔQB5) = (17 + j0,39) + (0,085 + j1,008) = 17,085 + j1,398 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B5: ST5 = PT5 + jQT5 = P’T5 + ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5) = (17,085 + 0,1) + j(1,398 +1,05) = 17,185 + j2,448 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của đoạn đường dây N-5 và 5-6 phát ra: ΔQCN-5 = x U2đm = 0,515 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 5 (phía cao áp): S’5 = PT5 + j(QT5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = P’T5 + ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = (17,085 + 0,096) + j(1,398 +1 – 0,515 – 0,49) = 17,181 + j14 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B6: ΔPB6 = = 0,145 (MW) ΔQB6 = = 1,574 (MW) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B6: S’T6 = (P6 + jQ6) + (ΔPB6 + jΔQB6) = (21 +j18,52) + (0,145 + j1,574) = 21,145 + j20,094 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B6: ST6 = PT6 + jQT6 = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6) = (21,145 + 0,096) + j(20,094 +1) = 21,241 + j21,094 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của đoạn đường dây N-6 và 5-6 phát ra: ΔQCN-6 = x U2đm = 0,727 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 6 (phía cao áp): S’6 = PT6 + j(QT6 – ΔQCN-6 – ΔQC1-6) = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6 – ΔQCN-6 – ΔQC1-6) = (21,145 + 0,096) + j(21,094 +1 – 0,727 – 0,49) = 21,241 + j20,877 (MVA) Phân bố gần đúng công suất theo tổng trở: Công suất trên đoạn N-5: => SN-5 = 21,123 + j8,9 (MVA) Công suất trên đoạn N-6: => SN-6 = 17,115 + j13,521 (MVA) Kiểm tra lại: SN-5 + SN-6 = 21,123 + j8,9 + 17,115 + j13,521 = 38,238 + j22,421 S’T5 + S’T6 = 17,181 + j1,4 + 21,241 + j20,877 = 38,422 + j22,321 => SN-5 + SN-6 = S’T5 + S’T6 Suy ra công suất trên doạn 5-6 có chiều như hình vẽ S5-6 = SN-5 – S’5 = (21,123 + j8,9) – (17,181 + j1,4) = 3,942 – j7,456 (MVA) Điểm phân công suất tại nút số 6. S’6 N SN-5 S’N-5 S”N-1 SRN-1 1 S1-6 S’1-6 S”1-6 6 6 S”N-6 S’N-6 SN-6 N ZN-5 Z1-6 ZN-6 ST5 S’T5 S’6 ZB5 P5 + jQ5 Như vậy việc tính toán mạng điện kín được chuyển về tính toán theo mạng điện hở hình tia. Đoạn N-6: Công suất ở cuối tổng trở ZN-6: S”N-6 = SN-6 = 17,115 + j13,521 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn N-6: ΔUN-6 = = 4,1 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-6: ΔPN-6 = = 0,474 (MW) ΔQN-6 = = 0,743 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-6: S’N-6 = S”N-6 + (ΔPN-6 + jΔQN-6 ) = (17,115 + j13,521) + (0,474 + j0,743) = 17,589 + j14,264 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-6: SN-6 = S’N-6 – x U2đm = 17,589 + j14,264 – j60,15x10-6 x 1102 = 17,589 + j13,53 (MVA) Đoạn 5-6: Công suất ở cuối tổng trở Z5-6: S”5-6 = S5-6 = 3,942 – j7,456 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6 = = 1,46 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 5-6: ΔP5-6 = = 0,085 (MW) ΔQ5-6 = = 0,082 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = S”5-6 + (ΔP5-6 + jΔQ5-6 ) = (3,942 – j7,456) + (0,085 + j0,082) = 4,027 – j7,374 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 5-6: S5-6 = S’5-6 – x U2đm = 4,027 – j7,374 – j40,55x10-6 x 1102 = 4,027 – j7,86 (MVA) Đoạn N-5: Công suất cuối đoạn N-5: SRN-5 = S5-6 + ST5 = (4,027 – j7,86) + (17,185 + j2,448) = 21,212 + j5,4 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-5: S”N-5 = SRN-5 – x U2đm = 21,212 + j5,4 – j42,24x10-6 x 1102 = 20,70 + j5,4 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn N-5: ΔUN-5 = = 2,26 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-5: ΔPN-5 = = 0,28 (MW) ΔQN-5 = = 0,44 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = S”N-5 + (ΔPN-5 + jΔQN-5 ) = (20,7 + j5,4) + (0,28 + j0,44) = 20,98 + j4,96 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-5: SN-5 = S’N-5 – x U2đm = 20,98 + j4,96 – j42,53x10-6 x 1102 = 20,465 + j4,96 (MVA) Công suất đầu nguồn phát N: SN = SN-5 + SN-6 = 20,465 + j4,96 + 17,589 + j13,53 = 38,054 + j8,57 (MVA) 6.2.4 Bảng số liệu: P & Q Khu vực Tổng 1 2 3 P (MW) 0,038 35,059 38,054 113,151 Q (MVAr) 29,172 20,678 8,57 58,42 Tổng công suất yêu cầu nguồn phát ra tại thanh cái cao áp: ΣSYC = ΣPYC + jΣQYC = 113,151 + j58,42 (MVA) Tổng công suất tác dụng của nguồn: ΣPF = 113,151 (MW) cosφF = 0,8 Tổng công suất phản kháng của nguồn: ΣQF = ΣPF x tgφF = 113,151 x 0,75 = 84,86 (MVAr) Vì ΣQF = 84,86 (MVAr) > ΣQYC = 58,42 (MVAr), nên không cần bù cưỡng bức. Nguồn cung cáp công suất ΣQF = ΣQYC => cosφF mới là: tgφF(mới) = ΣQF / ΣPF = 58,42 / 113,151 => cosφF(mới) = 0,88 CHƯƠNG 7 TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN 7.1 Nội dung: Phần này tính toán chính xác các tình trạng làm việc của mạng điện lúc phụ tải cực đại, cực tiểu và sự cố. Kết quả tính toán bao gồm điện áp lệch pha tại các nút, tổn thất công suất tác dụng và phản kháng trên đường dây và máy biến áp, tổng công suất tác dụng và phản kháng của nguồn tính từ thanh góp cao áp của nhà máy điện. Đây là kết quả của bài toán phân bố công suất xác lập trong mạng điện. 7.2 Tính toán phân bố công suất lúc phụ tải cực đại: 1. Khu vực 1: Quá trình tính nghịch: ZN-1 N SN-1 S’N-1 S”N-1 SRN-1 1 ΔPFe1 + jΔQFe1 ZB1 P1 + jQ1 a. Đoạn N-1 : Các thông số đường dây : ZN-1 = RN-1 + jXN-1 = 3,82 + j6,67 (Ω) ZB1 = RB1 + jXB1 = 2,24 + j24,295 (Ω) = j84,9x10-6 (1/Ω) ΔPFe1 + jΔQFe1 = 0,096 + j1 (MVA) P1 + jQ1 = 20 + j5,3 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B1 : ΔPB1 = = 0,079 (MW) ΔQB1 = = 0,859 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-1 : SRN-1 = (P1 + jQ1) + (ΔPB1 + ΔQB1) + (ΔPFe1 + jΔQFe1) = (20 + j14,19) + (0,079 + j0,859) + (0,096 + j1) = 20,175 + j16,049 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-1: S”N-1 = SRN-1 – x U2đm = 20,175 + j16,049 – j84,9x10-6 x 1102 = 19,147 + j16,049 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn N-1 : ΔPN-1 = = 0,209 (MW) ΔQN-1 = = 0,366 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở ZN-1: S’N-1 = S”N-1 + (ΔPN-1 + jΔQN-1) = (20,175 + j16,049) + (0,209 + j0,366) = 20,384 + j16,415 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-1 : SN-1 = S’N-1 – x U2đm = 20,384 + j16,415 – j84,9x10-6 x 1102 = 20,384 + j15,387 (MVA) Z1-2 1 S1-2 S’1-2 S”1-2 SR1-2 2 ΔPFe2 + jΔQFe2 ZB2 P2 + jQ2 b. Đoạn 1-2 : Các thông số đường dây : Z1-2 = R1-2 + jX1-2 = 9,48 + j9,11 (Ω) ZB2 = RB2 + jXB2 = 2,24 + j24,3 (Ω) = j105,75x10-6 (1/Ω) ΔPFe2 + jΔQFe2 = 0,096 + j1 (MVA) P2 + jQ2 = 19 + j13,81 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B2: ΔPB2 = = 0,102 (MW) ΔQB2 = = 1,107 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 1-2 : SR1-2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + ΔQB2) + (ΔPFe2 + jΔQFe2) = (19 + j13,81) + (0,102 + j1,107) + (0,096 + j1) = 19,198 + j15,907 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z1-2: S”1-2 = SR1-2 – x U2đm = 19,198 + j15,907 – j105,75x10-6 x 1102 = 19,198 + j14,627 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn 1-2: ΔP1-2 = = 0,456 (MW) ΔQ1-2 = = 0,438 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = S”1-2 + (ΔP1-2 + jΔQ1-2) = (19,198 + j14,627) + (0,456 + j0,438) = 19,654 + j15,065 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 1-2: S1-2 = S’1-2 – x U2đm = 19,654 + j15,065 – j105,75x10-6 x 1102 = 19,654 + j13,785 (MVA) Công sất đầu nguồn phát: SN = SN-1 + S1-2 = 20,384 + j15,387 + 119,654 + j13,785 = 40,038 + j29,172(MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-1: Công suất đầu tổng trở ZN-1: S’N-1 = P’N-1 + jQ’N-1 = 20,384 + j16,415 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-1: ΔUN-1 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-1 = = 1,62 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-1: UN-1 = UN – ΔUN-1 = 121 – 1,62 = 119,38 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B2: SB1 = (P1 + jQ1) + (ΔPB1 + jΔQB1) ΔPB1 và ΔQB1 đã có trong quá trình tính ngược => SB1 = (20 + j5,3) + (0,079 + j0,859) = 20,079 + j6,159 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B1: ΔUB1 = = 1,63 (kV) Điện áp phụ tải 1 quy đổi về phía cao áp: U’N-1 = UN-1– ΔUB1 = 119,38 – 1,63 = 118,75 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B1: Uhạ1 = = 26,125 (kV) %Độ lệch điện áp = = 18,75% b. Đoạn 1-2: Công suất đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = P’1-2 + jQ’1-2 = 19,654 + j15,065 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 1-2: ΔU1-2 = Với U1 = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔU1-2 = = 2,67 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 1-2: U1-2 = U1 – ΔU1-2 = 121 – 2,67 = 118,33 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B2: SB2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + jΔQB2) ΔPB2 và ΔQB2 đã có trong quá trình tính ngược => SB2 = (19 + j13,81) + (0,102 + j1,107) = 19,102 + j14,917 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B2: ΔUB2 = = 3,42 (kV) Điện áp phụ tải 2 quy đổi về phía cao áp: U’1-2 = U1-2 – ΔUB2 = 118,33 – 3,42 = 114,91 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B2: Uhạ2 = = 25,28 (kV) %Độ lệch điện áp = = 14,9% 2. Khu vực 2: Quá trình tính nghịch: ZN-3 3 Z3-4 4 N SN-3 S’N-3 S”N-3 SRN-3 S3-4 S’3-4 S”3-4 SR3-4 ΔSFe3 ΔSFe4 RB3 RB4 P3 + jQ3 P5 + jQ5 Các thông số đường dây: ZN-3 = RN-3 + jXN-3 = 4,17 + j12,58 (Ω) Z3-4 = R3-4 + jX4-3 = 7,38 + j9,63 (Ω) = j45,055 x 10-6 (1/Ω) = j29,4 x 10-6 (1/Ω) ZB3 = RB3 + jXB3 = 2,2 + j30,62 (Ω) ZB4 = RB4 + jXB4 = 4,48 + j48,59 (Ω) ΔSFe3 = ΔPFe3 + jΔQFe3 = 0,073 + j0,63 (MVA) ΔSFe4 = ΔPFe4 + jΔQFe4 = 0,048 + j0,5 (MVA) P3 + jQ3 = 18 + j12,15 (MVA) P4 + jQ4 = 16 + j4,88 (MVA) Đoạn 3-4: Tổn thất công suất trạm biến áp B5: ΔPB4 = = 0,103 (MW) ΔQB4 = = 1,123 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 3-4: SR3-4 = (P4 + jQ4) + (ΔPB + jΔQB4) + (ΔPFe4 + jΔQFe4) = (16 + j4,88) + (0,103 + j1,123) + (0,048 + j0,5) = 16,176 + j6,633 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z3-4: S”3-4 = SR3-4 – x U2đm = 16,176 +j6,633 – j29,4 x 10-6 x 1102 = 16,176 + j6,277 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 3-4: ΔP3-4 = = 0,183 (MW) ΔQ3-4 = = 0,239 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z3-4: S’3-4 = S”3-4 + (ΔP3-4 + jΔQ3-4 ) = (16,176 + j6,277) + (0,183 + j0,239) = 16,359 + j6,516 (MVA) Công xuất đầu đoạn 3-4: S3-4 = S’3-4 – x U2đm = 16,359 + j6,516 – j29,4 x 10-6 x 1102 = 16,359 + j6,16 (MVA) Đoạn N-3: Tổn thất công suất trạm biến áp B3: ΔPB3 = = 0,085 (MW) ΔQB3 = = 1,193 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-3: SRN-3 = S3-5 + (P3 + jQ3) + (ΔPB3 + jΔQB3) + (ΔPFe3 + jΔQFe3) = (16,359 + j6,16) + (18 + j12,15) + (0,085 + j1,193) + (0,073 + j0,63) = 34,517 + j20,133 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-3: S”N-3 = SRN-3 – x U2đm = 34,517 + j20,133 – j45,055 x 10-6 x 1102 = 34,517 + j19,587 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-3: ΔPN-3 = = 0,542 (MW) ΔQN-3 = = 1,637 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-3: S’N-3 = S”N-3 + (ΔPN-3 + jΔQN-3 ) = (34,517 + j19,587) + (0,542 + j1,637) = 35,059 + j21,224 (MVA) Công xuất đầu đoạn N-3 cũng là công suất của nguồn cung cấp cho toàn đường dây: SN = SN-3 = S’N-3 – x U2đm = 35,059 + j21,224 – j45,055 x 10-6 x 1102 = 35,059 + j20,678 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-3: Công suất đầu tổng trở ZN-3: S’N-3 = P’N-3 + jQ’N-3 = 35,059 +j21,224 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-3: ΔUN-3 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-3 = = 3,41 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-3: UN-3 = UN – ΔUN-3 = 121 – 3,41 = 117,5 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B3: SB3 = (P3 + jQ3) + (ΔPB3 + jΔQB3) ΔPB3 và ΔQB3 đã có trong quá trình tính ngược => SB3 = (18 + j12,15) + (0,085 + j1,193) = 18,085 + j13,343 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B3: ΔUB3 = = 3,81 (kV) Điện áp phụ tải 3 quy đổi về phía cao áp: U’N-3 = UN-3 – ΔUB3 = 117,5 – 3,81 = 113,6 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B3: Uhạ3 = = 24,99 (kV) %Độ lệch điện áp = = 13,59% b. Đoạn 3-5: Công suất đầu tổng trở Z3-4: S’3-4 = P’3-4 + jQ’3-4 = 16,359 + j6,516 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 3-4: ΔU3-4 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔU3-4 = = 1,51 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 3-4: U3-4 = UN – ΔU3-4 = 121 – 1,51 = 119,4 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B4: SB4 = (P4 + jQ4) + (ΔPB4 + jΔQB4) ΔPB4 và ΔQB4 đã có trong quá trình tính ngược => SB4 = (16 + j4,88) + (0,103 + j1,123) = 16,103 + j6,003 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B4: ΔUB4 = = 3,04 (kV) Điện áp phụ tải 4 quy đổi về phía cao áp: U’3-4 = U3-4 – ΔUB4 = 119,4 – 3,04 = 116,3 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B5: Uhạ4 = = 25,58 (kV) S’T5 ST6 S’T6 P5 + jQ5 ZB5 ΔSFe5 S’5 5 ZN-6 ZN-5 Z5-6 S*5 S*6 6 S*5-6 S’6 ΔSFe6 ZB6 P6 + jQ6 ST5 N %Độ lệch điện áp = = 16,27% 3. Khu vực 3: Quá trình tính nghịch: Các thông số đường dây: ZN-5 = RN-5 + jXN-5 = 8,45 + j13,38 (Ω) ZN-6 = RN-6 + jXN-6 = 12,07 + j18,92 (Ω) Z5-6 = R5-6 + jX5-6 = 14,54 + j13,97 (Ω) = j42,53 x 10-6 (1/Ω) = j60,15 x 10-6 (1/Ω) = j40,55 x 10-6 (1/Ω) ZB5 = RB5 + jXB5 = 3,58 + j42,2 (Ω) ZB6 = RB6 + jXB6 = 2,24 + j24,295 (Ω) ΔSFe5 = ΔPFe5 + jΔQFe5 = 0,1 + j1,05 (MVA) ΔSFe6 = ΔPFe6 + jΔQFe6 = 0,096 + j1 (MVA) P5 + jQ5 = 17 + j0,39 (MVA) P6 + jQ6 = 21 + j18,52 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B5: ΔPB5 = = 0,085 (MW) ΔQB5 = = 1,008 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B5: S’T5 = (P5 + jQ5) + (ΔPB5+ jΔQB5) = (17 + j0,39) + (0,085 + j1,008) = 17,085 + j1,398 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B5: ST5 = PT5 + jQT5 = P’T5 + ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5) = (17,085 + 0,1) + j(1,398 +1,05) = 17,185 + j2,448 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của doạn đường dây N-5 và 5-6 phát ra: ΔQCN-5 = x U2đm = 0,515 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 5 (phía cao áp): S’5 = PT5 + j(QT5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = P’T5 + ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = (17,085 + 0,096) + j(1,398 +1 – 0,515 – 0,49) = 17,181 + j1,4 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B6: ΔPB6 = = 0,145 (MW) ΔQB6 = = 1,574 (MW) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B6: S’T6 = (P6 + jQ6) + (ΔPB6 + jΔQB6) = (21 + j18,52) + (0,145 + j1,574) = 21,145 + j20,094 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B6: ST6 = PT6 + jQT6 = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6) = (21,145 + 0,096) + j(20,094 +1) = 21,241 + j21,094 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của đoạn đường dây N-6 và 5-6 phát ra: ΔQCN-6 = x U2đm = 0,727 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 6 (phía cao áp): S’6 = PT6 + j(QT6 – ΔQCN-6 – ΔQC5-6) = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6 – ΔQCN-6 – ΔQC5-6) = (21,145 + 0,096) + j(21,094 +1 – 0,727 – 0,49) = 21,241 + j20,877 (MVA) Phân bố gần đúng công suất theo tổng trở: Công suất trên đoạn N-5: => SN-5 = 21,123 + j8,9 (MVA) Công suất trên đoạn N-6: => SN-6 = 17,115 + j13,521 (MVA)