Đồ án Thiết kế mạng điện khu vực có một nhà máy nhiệt điện

koi là đơn giá đường dây trên mỗi đoạn koi được xác định theo bảng sau: Loại dây AC 70 AC 95 AC 120 AC 150 AC 185 ACO240 Giá thành ( 106 đ/km) 380 385 392 403 416 436 Giả sử mạng điện thiết kế này dùng cột thép * A là tổn thất điện năng hàng năm trong mạng điện. A = P. = Ri. Trong đó: Pi ; Qi : Là công suất chuyên tải trên đoạn thứ i Ri: Là điện trở trên đoạn thứ i Uđm = 110 kV ni là số đường dây trên mỗi đoạn là thời gian tổn thất công suất tác dụng lớn nhất trong năm. Nó được xác định theo thời gian sử dụng công suất lớn nhất trong năm và cos trung bình của toàn mạng điện. = (0,124 + Tmax.10-4)2 x 8760 h ; Với Tmax = 4900h ta có: = (0,124 + 4900.10-4)2 x 8760 = 3303 h * C là giá tiền 1 kWh tổn thất ( C = 500đ/ kWh) 3.4.2. Phương án 1 Xét lộ đường dây N1 l =70,71 km k0i = 392 .106 đ vốn đầu tư xây dựng đường dây NĐ 1 được xác định KN1= 1.6.k0N1.l = 1,6 x 392 x 106 x 70,71 = 44,349 x 109 đ R = 9,54 = 42 +j 17,89 Tổn thất đường dây trên N1 được xác định DP N1 = = 1,64 MW Tương tự ta tính được các đường dây còn lại Lập bảng tính vốn đầu tư của mạng điện: Ki = Li.koi. Đ d AC li (km ) R () P ( MW) Q ( MVAr) k0 106 (đ/km) P ( MW) Ki 109đ N1 AC- 120 70,71 9,54 42 17,89 392 1,64 44,349 N2 AC- 95 50 8,25 40 19,36 385 1,35 30,80 N3 ACO-240 86,02 11,18 42 20,33 436 2,01 29,76 N4 AC - 120 72,11 9,73 42 26,04 392 1,96 45,227 N5 AC - 95 53,85 8,89 40 19,36 385 1,45 33,172 N6 AC - 70 70 16,1 13,2 5,62 380 0,41 26,600 H7 AC - 95 50,99 8,41 34 16,47 385 0,99 31,410 H8 AC - 185 78,01 16,38 32 15,5 403 1,71 31,438 H9 AC - 95 67,08 11,07 36 15,34 385 1,40 41,321 H6 AC- 70 67,08 15,43 30,8 13,12 380 2,13 25,49 Tổng 15,05 355,398 Phí tổn tính toán của phương án 1 là: Z = (avh + atc)K + P.t.C = (0,125 + 0,07).355,398.109 + 15,05.103.3303.500 Z1 = 94,158.109 đ 3.4.2. Phương án 2 Tương tự ta tính được các đường dây còn lại Lập bảng tính vốn đầu tư của mạng điện: Ki = Li.koi Đ d AC li (km ) R () P ( MW) Q ( MVAr) k0 106 (đ/km) P ( MW) Ki 109đ N1 AC -120 70,71 9,54 42 17,89 392 1,64 44,349 N2 ACO - 240 50 3,25 82 39,69 436 2,23 34,88 2- 3 ACO - 240 41,23 5,35 42 20,33 436 0,96 19,976 N4 AC - 120 72,11 9,73 42 26,04 392 1,96 45,227 N5 AC - 95 53,85 8,89 40 19,36 385 1,45 33,172 N6 AC - 70 70 16,1 13,2 5,62 380 0,41 26,600 H7 AC -185 50,99 4,33 66 31,97 416 1,92 33,939 7- 8 AC -185 41,23 8,66 32 15,5 416 0,9 31,438 H9 AC 95 67,08 11,07 36 15,34 385 1,40 41,321 H6 AC- 70 67,08 15,43 30,8 13,12 380 2,13 25,49 Tổng 16,07 352,223 Phí tổn tính toán của phương án 2 là: Z = (avh + atc)K + P.t.C = ( 0,125 + 0,07 ).352,223.109 + 16 ,07 .103.3303.500 Z2= 95,223.109 đ 3.4.3. Phương án 4 Tương tự ta tính được các đường dây còn lại Lập bảng tính vốn đầu tư của mạng điện: Ki = Li.koi Đ d AC li (km ) R () P ( MW) Q ( MVAr) k0 106 (đ/km) P ( MW) Ki 109đ N1 AC - 120 70,71 9,54 42 17,89 392 1,64 44,349 N2 AC - 95 50 6,75 40 19,36 385 1,1 30,80 N3 ACO-240 86,02 11,18 42 20,33 436 2,01 29,76 N4 AC -120 72,11 9,73 42 26,04 392 1,96 45,227 N5 AC - 95 53,85 8,89 40 19,36 385 1,45 33,171 N6 AC - 70 70 16,1 13,2 5,62 380 0,41 26,600 H7 AC - 185 50,99 4,33 66 31,97 416 1,92 33,939 7- 8 AC - 185 41,23 8,66 32 15,5 416 0,9 17,151 H9 AC 95 67,08 11,07 36 15,34 385 1,40 41,321 H6 AC- 70 67,08 15,43 30,8 13,12 380 2,13 25,49 Tổng 14,92 343,639 Phí tổn tính toán của phương án 4 là: Z = (avh + atc)K + P.t.C = (0,125 + 0,07).343,639.109 + 14,92.103.3303.500 Z4= 92,882.109 đ 3.4.4. Phương án 5 Tương tự ta tính được các đường dây còn lại. Lập bảng tính vốn đầu tư của mạng điện: Ki = Li.koi Đ d AC li (km ) R () P ( MW) Q ( MVAr) k0 106 (đ/km) P ( MW) Ki 109đ N1 AC - 120 70,71 9,54 42 17,89 392 1,64 44,349 N2 ACO - 240 50 3,25 82 39,69 436 2,23 34,88 2- 3 ACO - 240 41,23 5,35 42 20,33 436 0,96 19,976 N4 AC - 120 72,11 9,73 42 26,04 392 1,96 45,227 N5 AC - 95 53,85 8,89 40 19,36 385 1,45 33,775 N6 AC - 70 70 16,1 0,35 17,55 380 0,41 26,600 H7 AC - 95 50,99 8,41 34 16,47 385 0,99 31,410 H8 AC - 185 78,01 16,38 32 15,5 403 1,71 31,438 H9 AC - 95 67,08 11,07 36 15,34 385 1,40 41,321 H6 AC- 70 67,08 15,43 30,8 13,12 380 2,13 25,49 Tổng 14,92 350,297 Phí tổn tính toán của phương án 5 là: Z = (avh + atc)K + P.t.C = (0,125 + 0,07 ).350,297.109 + 14,88.103.3303.500 Z5 = 91,649.109 đ 3.4.5 . Tổng kết các phương án Lập bảng so sánh 4 phương án về kinh tế kỹ thuật P/A 1 2 4 5 DUmaxbt% 9,52 9,96 9,66 9,6 DUmaxsc% 13,52 15,63 13,32 15,32 Z.109 đ 94,158 93,948 92,882 91,649 Từ bảng so sánh trên ta thấy cả 4 phương án đều đảm bảo về điều kiện kỹ thuật. Về mặt kinh tế ta thấy phương án 4 có hàm chi phí tính toán nhỏ nhất do đó ta sẽ chọn phương án 4 ể thiết kế lưới điện cung cấp cho các phụ tải. Chương 4 Chọn máy biến áp , và sơ đồ nối dây các trạm biến áp và sơ đồ nối dây toàn mạng 4.1. Chọn máy biến áp Máy biến áp là một thiết bị rất quan trọng và nó chiếm một phần không nhỏ về vốn đầu tư trong hệ thống điện. Việc lựa chọn máy biến áp cần dựa vào các nguyên tắc sau: Căn cứ vào phương thức vận hành, vào yêu cầu điều chỉnh điện áp của phụ tải, để chọn máy biến áp điều chỉnh điện áp thường hay máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải. Căn cứ vào tính chất hộ tiêu thụ là hộ loại 1, loại 2 hay loại 3 để ta chọn số lượng máy biến áp cho phù hợp. Đối với hộ loại 1 ta chọn 2 máy biến áp vận hành song song để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Đối với hộ loại 2, 3 ta chỉ cần chọn 1 máy biến áp cho một trạm. Dựa vào công suất và điện áp của phụ tải, các máy biến áp chọn phải đảm bảo cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường ( tương ứng với lúc phụ tải cực đại). Xét đến khả năng quá tải cho phép: Khi có một máy biến áp bất kỳ nghỉ (do sự cố hay sửa chữa) các máy biến áp còn lại với khả năng quá tải sự cố cho phép phải đảm bảo đủ công suất cần thiết. Các máy biến áp được chọn đều được hiệu chỉnh theo môi trường đặt MBA.Tại Việt Nam nhiệt độ môi trường đặt máy trung bình là 25oC nhiệt độ môi trường lớn nhất là 42oC .Theo kinh nghiệm vận hành ta thấy MBA thường quá tải về mùa hè và non tải về mùa đông. Các MBA được chọn dưới đây coi như được hiệu chỉnh theo môi trường ở Việt Nam. Trong phần này ta chọn các máy biến áp cho trạm giảm áp, còn máy biến áp tăng áp ta sẽ chọn ở phần sau cùng với việc chọn sơ đồ nối điện của các nhà máy. Như vậy điều kiện để chọn máy biến áp là: Đối với trạm 2 máy biến áp: đmB Đối với trạm 1 máy biến áp: đmB max Trong đó: đnB: Công suất định mức của máy biến áp max: Công suất lớn nhất của phụ tải( max= Ppt max / cospt) n: Số máy biến áp vận hành ( n = 2) kqt: Hệ số quá tải khi sự cố (kqt = 1,4) Lập bảng chọn máy biến áp cho từng phụ tải: Phụ tải Pmax max tt Chọn MBA 1 42 45,65 32,61 2TPHD- 40000/110 2 40 44,44 31,75 2TPHD-32000/110 3 42 46,67 46,67 1TDH-63000/110 4 42 49,41 35,29 2TPHD- 40000/110 5 40 44,44 31,75 2TPHD-32000/110 6 44 47,83 34,16 2TPHD- 40000/110 7 34 37,78 26,98 2TPHD-32000/110 8 32 35,56 35,56 TPHD-40000/110 9 36 39,13 27,95 2TPHD-32000/110 Bảng thông số kỹ thuật của các máy biến áp TT Loại MBA đmB (MVA) Ucao (kV) Uhạ (kV) Unm (kV) Pnm (KW) P0 (KW) I0 (%) RT () XT () Q0 (KVar) 1 TPHD 40 115 22 10,5 175 42 0,7 1,44 34,8 280 2 TPHD 32 115 22 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 3 TDH 63 115 22 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 4.2. Chọn sơ đồ nối điện Yêu cầu chung: đảm bảo cung cấp điện an toàn liên tục, vận hành linh hoạt, giá thành hạ, tiết kiệm thiết bị. Sơ đồ nối dây chi tiết các trạm biến áp Các trạm cuối Đối với các phụ tải loại 1 ta sử dụng sơ đồ cầu trung gian có máy cắt. Đối với các phụ tải loại 3 ta sử dụng sơ đồ máy cắt và dao cách ly. Việc quyết định sử dụng sơ đồ cầu trong hay cầu ngoài phụ thuộc vào hoảng cách truyền tải Với khoảng cách l < 70km ta dùng sơ đồ cầu ngoài (đặt máy cắt về phía máy biến áp) do đường dây ngắn nên sư cố đường dây it, đặt máy căt bên phía máy biến áp để vận hành kinh tế máy biến áp Với khoảng cách l >70km ta dùng sơ đồ cầu trong (đặt máy cắt về phía đường dây) do đường dây dài sự cố trên đường dây lớn nên cần đặt máy cắt bên phía đường dây để thao tác Trạm trung gian Trạm số 6 liên lạc giữa 2 nhà máy nên ta dùng sơ đồ hai hệ thống thanh góp 4.2.2. Sơ đồ nối dây chi tiết các nguồn điện Trong đồ án này các nguồn điện không có phụ tải địa phương,do đó toàn bộ lượng công suất của nhà máy được truyền tải lên lưới cao áp ( trừ một phần nhỏ cấp cho tự dùng của nhà máy). Các máy phát điện được nối với máy biến áp tăng áp theo sơ đồ bộ, điện tự dùng được lấy trực tiếp từ đầu cực máy phát Sơ đồ trạm tăng áp tại nhà máy nhiệt điện Căn cứ vào sơ đồ ta có công suất máy biến áp tăng áp của nhà máy được chọn như sau: đmB đmF- td Trong đó: đmB: Công suất định mức của máy biến áp đmF: Công suất đặt của máy phát điện td: Công suất tự dùng của nhà máy điện(td = 8%) đmB = = 57,5 MVA Vậy ta chọn máy biến áp có đmB = 63 MVA Các thông số kỹ thuật của máy biến áp tăng áp cho trong bảng sau: max (MVA) đmB (MVA) Ucao (kV) Uhạ (kV) Unm (kV) Pnm (KW) P0 (KW) I0 (%) RT () XT () Q0 (Kvar) 54,12 63 115 10,5 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 * Sơ đồ nút hệ thống 4.2.3. Sơ đồ nối điện chính toàn hệ thống(Trang bờn) 4.2.4. Sơ đồ thay thế toàn hệ thống(Trang bờn) Chương 5 Phân tích chế độ vận hành của mạng điện Phần trước ta đã xác định công suất truyền tải trên mỗi nhánh. tuy nhiên công suất truyền đó mới chỉ là sơ bộ, vì chưa kể đến tổn thất công suất trên đường dây, trong MBA cũng như công suất phản kháng do dung dẫn đường dây sinh ra. Để biết chính xác sự phân bố công suất trên mỗi đoạn đường dây ta phải tính chính xác lại sự phân bố công suất trong các chế độ. Phụ tải cực đại , phụ tải cực tiểu và sự cố vì chưa biết điện áp tại các nút, nên trong quá trình tính toán ta sử dụng điện áp định mức của mạng điện 110kV 5.1. Chế độ phụ tải cực đại Mục đích của cân bằng công suất chính xác là xác định lượng công suất phản kháng mà các nguồn có khả năng cung cấp cho các phụ tải từ đó xác định xem có phải bù công suất phản kháng hay không. Tổng công suất yêu cầu của các phụ tải được xác định bằng dòng công suất đầu nguồn của các lộ đường dây Bảng số liệu phụ tải cực đại Phụ tải Số liệu 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pmax(MW) 42 40 42 42 40 44 34 32 36 Qmax(MVAr) 17,89 19,36 20,33 26,04 19,36 18,74 16,47 15,5 15,34 max ( MVA) 45,65 44,44 46,67 49,41 44,44 47,83 37,78 35,56 39,13 Cos 0,92 0,9 0,9 0,85 0,9 0,92 0,9 0,9 0,92 Lập bảng thông số kỹ thuật của máy biến áp TT Loại MBA đmB (MVA) UC (kV) UH (kV) UN (kV) PN (kW) P0 (kW) Io % RB () XB () Q0 (kVAr) 1 TPHD 40 115 22 10,5 175 42 0,7 1,44 34,8 280 2 TPHD 32 115 22 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 3 TDH 63 115 22 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 Bảng thông số của các lộ đường dây Đ d Loại dây l ( km ) n R ( ) X ( ) B/2.10-6 N1 AC - 120 70,71 2 9,54 14,96 190 N2 ACO - 240 50 2 6,75 10,58 135 2- 3 ACO - 240 41,23 1 11,18 33,55 123 N4 AC - 120 72,11 2 9,73 15,25 194 N5 AC - 95 53,85 2 8,89 11,85 145 N6 AC - 70 70 2 16,1 15,4 181 H7 AC - 95 50,99 2 4,33 10,94 145 H8 AC - 185 78,01 1 8,66 17,15 56 H9 AC - 95 67,08 2 11,07 14,76 178 H6 AC - 95 67,08 2 11,07 14,76 178 5.1.1. Nhánh N- 1 Sơ đồ thay thế Trong đó: Zd1 = 9,54 + j14,96 B = 190.10-6(S) PT1 = 42 + j17,89 MVA ZB1 = ( 1,44+j 34,8) = 0,72 +j17,4 + Tổn thất không tải trong trạm biến áp B1bằng OB1 = 2. (P0 +jQ0) = 2.( 0,042 + j 0,28 ) = 0,08 + j 0,56 MVA + Tổn thất công suất trong tổng trở MBA tính theo công thức 0,12 + j 3.0 MVA + Công suất trước tổng trở MBA B1 bằng B1= 1 + B1 = 42 + j 17,89 + 0,12 + j 3,0 = 42,12 + j 20,89 MVA + Công suất vào cuộn dây cao áp MBA B1 bằng ’’’1= B1+OB1 = 42,12 + j 20,89 + 0,08 + j 0,56 =42,2 + j21,45 MVA + Công suất sau tổng trở đường dây NĐ -1 bằng 1’' = ’’’1 – j Qcc = 42,2 + j21,45 – j 1,14 = 42,2 + j 20,31 MVA + Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây tính theo công thức 1,73 + j 2,71 MVA + Công suất trước tổng trở đường dây NĐ-1 bằng ’1= ’’1+ D1 = 42,2 + j 20,31 + 1,73 + j 2,71 = 43,93 +j 23,02 MVA + Công suất từ nhiệt điện truyền vào đường dây NĐ-1 bằng SNĐ- 1 = S’1- j Qcđ = 43,93 +j 23,02 – j 1,14 = 43,93 +j 21,58 MVA 5.1.2. Nhánh HT – 7 Sơ đồ thay thế Trong đó Zd7 = 4,33 + j10,94 B = 145.10-6(S) PT7 = 34 + j 16,47 MVA + Tổn thất không tải trong trạm biến áp B7bằng OB7 = 2. (P0 +jQ0) = 2.( 0,035+ j 0,24 ) = 0,07 + j 0,28 MVA + Tổn thất công suất trong tổng trở MBA tính theo công thức 0,15+j3,35 MVA + Công suất trước tổng trở MBA B7 bằng B7= 7 + B7 = 34 + j 16,47 + 0,15 + j 3,35 = 34,15 + j 19,82 MVA + Công suất vào cuộn dây cao áp MBA B7 bằng ’’’7= B7+OB7 = 34,15 + j 19,82 + 0,06 + j 0,4 = 34,21 + 20,22 MVA + Công suất sau tổng trở đường dây HT -7 bằng 7’' = B7 – j Qcc = 34,21 + j 20,22 – j 0,88 = 34,21 + j 19,34 MVA + Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây tính theo công thức 0,56 + j 1,42 ( MVA) + Công suất trước tổng trở đường dây HT-7 bằng ’7= ’’7+ D7 =34,21 + j19,34 + 0,56 + j 1,42 = 34,77+j 20,76 MVA + Công suất từ nhiệt điện truyền vào đường dây HT-7 bằng H 7 = ’7- jQcđ = 34,77+j 20,76 – j 0,88 = 34,77 + j 19,88 MVA 5.1.3. Nhánh liên lạc N- 6 – H T– 6 ZHT-6 = 15,5 + j14,39 B = 173.10-6(S) ZNĐ-6 = 16,1 + j15,4 B = 181.10-6(S) = 44 + j18,74 + Tổn thất không tải trong trạm biến áp B7bằng. OB6 = 2. (P0 +jQ0) = 2.( 0,042 + j 0,28 ) = 0,08 + j 0,56 MVA + Tổn thất công suất trong tổng trở MBA tính theo công thức. 0,14+j3,31 MVA + Công suất trước tổng trở MBA B6 bằng . B6= 6 + B6 = 44 + j 18, 74 + 0,14 + j 3,31 = 44,14 + j 22,05 MVA + Công suất vào cuộn dây cao áp MBA B6 bằng. ’’’6= B6+OB6= 44,14 + j 22,05 + 0,08 + j 0,56 = 44,22+j22,61 MVA. + Tổng công suất phía thanh góp 10,5 kV của MBA tăng áp là. H = FKT –TD = 255 + j158,1 – 25,5 – j19,13 = 229,5 + j138,97 MVA. + Công suất phát nên thanh góp 10,5 kV của mỗi bộ MF- MBA bằng nhau. H == 38,25 + j 23,16 MVA. + Tổn thất công suất không tải trong MBA tăng áp là . 0 = P0 + jQ0 = 0,059 + j 0,41 MVA. + Tổn thất đồng trong MBA tăng áp là. CU = PN x = 0,26 x = 0,149 + j 3,795 MVA + Tổn thất công suất trong tram BA tăng áp là. MBâT = 6 x (0 + CU ) = 6 x [(0,059 + j 0,41)+( 0,149 + j 3,795 )] = 1,248 + j26,31 MVA + Tổng công suất cấp nên thanh cái cao áp của NMNĐ bằng . NĐ = H - MBâT = 229,5 + j168,97 - 1,248 + j26,31 = 228,252 + 142,66 MVA + Công suất đầu đường dây NĐ- 6 bằng . N-6 = NĐ - PTNĐ = 228,252+j 142,66 – ( 43,93 +21,58 +89,906 +j58,131+ 44,218 +j30,455 + 41,499 +j 23,631 = 8,589 + j 6,313 MVA + Công suất trước tổng trở đường dây NĐ- 6 là. ’’’ ND6= N6 +jQcd6 = 8,589 + j6,313 +j 1,095 = 8,589 + j7,408 MVA + Tổn thất công suất trên nhánh NĐ 6. 0,171+j 0,169(MVA) + Công suất sau tổng trở đường dây . ’’’ND6 = ’’’ ND6 - NĐ6 = 8,589 + j 7,408 – 0,171 – j 0,169 = = 8,418 + j 7,239 MVA. + Công suất phía cuối đường dây NĐ- 6. ’NĐ-6 = ’’ND6 + jQcc = 8,418 + j 7,239 + j1,095 = 8,418 + j 8,334 MVA + Công suất ở cuối của đường dây HT - 6 bằng. ’HT6 = ’’’6 - NĐ6 = 44,22 +j 22,61 – ( 8,418 + j 8,334 ) = = 35,802 + j 14,276 MVA + Công suất sau tổng trở đường dây HT-6. ’’HT6 = ’HT6 – jQcc = 35,802 + j 14,276 – j1,047 = 35,802 + j 13,229 MVA + Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây HT-6 là. 1,858+j1,732 MVA + Công suất trước tổng trở đường dây HT- 6 là. ’HT6 = ’’HT6 + DNĐ6 = 35,802 + j 13,229 + 1,858 + j 1,732 = 37,66 + j14,961 MVA + Công suất HT cung cấp cho đường dây HT- 6 là. HT-6 = ’HT6 – jQcđ = 37,66 + j14,961 – j 1,047 = 37,66 + j13,914 5.1.3. Các nhánh đường dây N2, N4 , N5 , H8 , H9 và 2-3. Tính chế độ của các đường dây này được tiến hành tương tự như trên kết quả tính chế độ các đường dây còn lại có kết quả trong bảng . Đ dây i ( MVA) ’ ( MVA) d ( MVA) ’’’ ( MVA) jQcc (MVA) B ( MVA) B ( MVA) NĐ-1 43,93+j21,58 43,93+j23,02 1,81+j2,84 42,2+j21,45 1,14 42,12+j20,89 0,08+j0,56 NĐ-2 89,906+j57,314 89,096+j58,13 5,366+j8,411 84,54+j49,72 0,817 40,15+j24,74 0,153+j5,379 2-3 44,37+j25,32 44,37+j26,37 2,16+j2,898 42,22+j24,7 1,23 42,16+j24,29 0,16+j3,96 NĐ- 4 44,22+j30,46 44,22+j31,63 2,07+j3,25 42,2+j28,38 1,174 42,15+29,56 0,145+j3,515 NĐ-5 41,45+j23,63 41,45+j24,51 1,276+j2 40,22+j23,39 0,877 40,15+j22,91 0,94+j21,75 NĐ-6 9,418+j8,334 9,418+j7,24 0,17+j169 9,59+j7,41 1,095 44,14+j22,05 0,14+j3,31 HT-6 37,66+j13,914 37,66+j14,96 1,86+j1,73 35,80+j13,23 1,047 HT-7 34,77+j19,88 34,77+j20,76 0,56+j1,42 34,21+j20,22 0,88 34,15+j19,82 0,15+j3,35 HT-8 33,27+j21,43 33,27+j22,11 1,032+j2,058 32,24+j20,05 0,678 32,2+j20,024 0,195+j4,524 HT-9 37,63+j17,903 37,632+j18,98 1,462+j1,95 36,17+j17,03 1,077 36,09+j17,55 0,09+j2,21 * Kiểm tra chính xác sự cân bằng công suất trong toàn mạng điện - Tổng công suất yêu cầu trên thanh góp 110 kV của hệ thống và nhà máy điện bằng . yc = NĐ1+ NĐ2+ NĐ4+ NĐ5+ NĐ6 + HT6+ HT7+ HT8+ HT9 = 43,93+j21,58 + 89,906 + j57,314 + 44,22 + j30,46 + 41,45 +j23,63 + 8,418 + j 8,334 + 37,66+j13,914 + 34,77 + j19,88 + 33,27 + j21,43 + 37,632 +j17,903 = 370,366 + j 217,001 MVA - Để đảm bảo sự cân bằng công suất trong hệ thống các nguồn điện phải đảm bảo cung cấp đủ công suất theo yêu cầu của các phụ tải . + Tổng công suất tác dụng do Hệ thống và nhà máy phải cung cấp bằng Pcc = 370,366 MW. +Tổng công suất phản kháng do Hệ thống và nhà máy phải cung cấp bằng. QFNĐ = PccNĐ x tagf = 272,294.0,62 = 169,223 MVA. Trong đó công suất phản kháng do nhà máy nhiệt điện phát ra trên TG cao áp là. QNĐTGCA = 169,223 Công suất phản kháng cung cấp bởi hệ thống bằng. PHTC x tgHT = ( PH6 + PH7+ PH8+ PH9 ) x tgHT = 37,66 + 34,77 + 33,27 + 37,63 = 143,33x075 =107,498 MVAr. Tổng công suất phản kháng phát ra bởi 2 nguồn là QF = QNĐTGCA+ QHTC = 169,223 + 107,498 MVAr = 276,721 MVAr > Qyc = 217,001 như vậy không cần phải bù công suất phản kháng 5 . 2. chế độ phụ tải cực tiểu Trong chế độ phụ tải cực tiểu , ta tính toán tương tự như trong trường hợp phụ tải cực đại nhưng công suất các phụ tải ở chế độ cực tiểu bằng 50% công suất phụ tải ở chế độ cực đại . Để vận hành kinh tế cho trạm biến áp thì với các trạm sử dụng hai máy biến áp vận hành hai máy song song ta có thể cắt bớt một máy biến áp nếu thoả mãn điều kiện sau : min gh = dmB . Trong đó P0 là tổn thất công suất không tải của máy biến áp ( kW ) P0 là tổn thất công suất ngắn mạch của máy biến áp ( kW ) min công suất của phụ tải tram biến áp ở chế độ cực tiểu ( MVA ) dmB công suất định mức của biến áp ( MVA ) n số lượng máy biến áp một trạm nếu min > gh thì cho hai máy biến áp vận hành song song là kinh tế . Thay vào công thức trên ta có bảng tính toán trong chế độ cực tiểu và số lượng máy biến áp vận hành trong trường hợp phụ tải cực tiểu như sau Bảng . Công suất giới hạn của các máy biến áp phụ tải Phụ tải Pmin( MW) Qmin ( MVAr) min ( MVA) gh ( MVA) 1 21 8,95 22,83 27,71 2 20 9,68 22,22 22,23 3 21 10,16 23,33 0 4 21 13,02 24,71 27,71 5 20 9,68 22,22 22,23 6 22 9,37 23,91 27,71 7 17 8,24 18,89 22,23 8 16 7,75 17,78 0 9 18 7,67 19,57 27,71 Từ bảng tổng hợp trên ta thấy khi phụ tải ở chế độ cực tiểu ta vận hành một máy biến áp ở các trạm hạ áp 5.2.1. Nhánh N- 1 Trong đó: Zd1 = 9,54 + j14,96 B = 190.10-6(S) PT1 = 21 + j 8,95 MVA ZB1 = 1,44+j 34,8 + Tổn thất không tải trong trạm biến áp B1bằng OB1 = P0 +jQ0 = 0,042 + j 0,28 MVA + Tổn thất công suất trong tổng trở MBA tính theo công thức 0,06 + j 1,39 MVA + Công suất trước tổng trở MBA B1 bằng B1= 1 + B1 = 21 + j 8,95 + 0,06 + j 1,39 = 21,06 + j 10,34 MVA + Công suất vào cuộn dây cao áp MBA B1 bằng. ’’’1= B1+OB1 = 21,06 + j 10,34 + 0,042 + j 0,28 = 21,1+j10,62 MVA + Công suất sau tổng trở đường dây NĐ -1 bằng . 1’' = ’’’1 – j Qcc = 21,1+10,62 – j 1,14 = 21,1 +9,48 MVA + Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây tính theo công thức. 0,42 + j 0,66 MVA + Công suất trước tổng trở đường dây NĐ-1 bằng . ’1= ’’1+ D1 = 21,1 +9,48 +0,42 + j 0,66 = 21,52 +j 10,14 MVA + Công suất từ nhiệt điện truyền vào đường dây NĐ-1 bằng . NĐ- 1 = ’1- j Qcđ = 21,52 +j 10,14 – j 1,14 = 21,52 +j 9,00 MVA 5.2.2 Nhánh HT – 7 Trong đó: Zd7 = 4,33 + j10,94 B = 145.10-6(S) PT7 = 17 + j 8,24 MVA + Tổn thất không tải trong trạm biến áp B7 bằng. OB7 = P0 +jQ0 = ( 0,035+ j 0,24 ) = 0,035 + j 0,24 MVA + Tổn thất công suất trong tổng trở MBA tính theo công thức. 0,06 +j 1,95 MVA + Công suất trước tổng trở MBA B7 bằng . B7= 7 + B7 = 17 + j 8,24 + 0,06 +j 1,95 = 17,06 + j 10,19 MVA + Công suất vào cuộn dây cao áp MBA B7 bằng. ’’’7= B7+OB7 = 17,06 + j 10,19 + 0,04 + j 0,24 = 17,1 + 10,42 MVA + Công suất sau tổng trở đường dây HT -7 bằng . 7’' = B7 – j Qcc = 17,1 + 10,42 – j 0,88 = 17,1+ j 9,54 MVA + Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây tính theo công thức. 0,14 + j 0,35 MVA + Công suất trước tổng trở đường dây HT-7 bằng . ’7= ’’7+ D7 =17,1+ j9,54 + 0,14 + j 0,35 = 17,24+ j 9,89 MVA + Công suất từ nhiệt điện truyền vào đường dây HT-7 bằng . H 7 = ’7- jQcđ = 17,24+ j 9,89 – j 0,88 = 17,24 + j 9,01 MVA 5. 2.3 Nhánh liên lạc N- 6 – H T– 6 ZHT-6 = 15,5 + j14,39 B = 173.10-6(S) ZNĐ-6 = 16,1 + j15,4 B = 181.10-6(S) 6 = 22 + j 9,37 ( MVA ) + Tổn thất không tải trong trạm biến áp B7bằng. OB6 = (P0 +jQ0) = 0,042 + j 0,28 MVA + Tổn thất công suất trong tổng trở MBA tính theo công thức. 0,07+j 1,74 MVA + Công suất trước tổng trở MBA B6 bằng . B6= 6 + B6 = 22 + j 9,37 + 0,07+j 1,74 = 22 ,07 + j 9,37 MVA + Công suất vào cuộn dây cao áp MBA B6 bằng. ’’’6= B6+OB6= 22 + j 9,37 + 0,042 + j 0,28 = 22,04 + j 9,65 MVA + Tổng công suất phía thanh góp 10,5 kV của MBA tăng áp là. SHmin = FKT– TD= 127,5 + j79,05 - 12,75 –j9,57= 114,75 + j 69,48 MVA + Công suất phát nên thanh góp 10,5 kV của mỗi bộ MF- MBA bằng nhau. H == 38,25 + j 23,16 MVA + Tổn thất công suất không tải trong MBA tăng áp là . 0 = P0 + jQ0 = 0,059 + j 0,41 MVA + Tổn thất đồng trong MBA tăng áp là CU = PN x = 0,26 x = 0,149 + j 3,795 MVA + Tổn thất công suất trong tram BA tăng áp là. MBâT = 3 x (S0 + SCU ) = 3 x [(0,059 + j 0,41)+( 0,149 + j 3,8 )] = 0,624 + j12,63 + Tổng công suất cấp nên thanh cái cao áp của NMNĐ bằng. NĐ = H - MBâT = 114,75 + j 69,48 - 0,624 - j 12,63 = 114,13 + 56,33 MVA + Công suất đầu đường dây NĐ- 6 bằng . N-6 = NĐ - PTNĐ = 114,13 + 56,85 - (21,52 + j 9,00 + 42,94 +j23,59 + 21,63 +j13,12 + 20,43 +j 10,62 = 7,61 + j 0,52 MVA + Công suất trước tổng trở đường dây NĐ- 6 là. ’ ND6= N6 +j Qcd6 = 7,61 + j 0,52 +j 1,1 = 7,61 + j 1,62 MVA + Tổn thất công suất trên nhánh NĐ 6 0,08+j 0,08 MVA + Công suất sau tổng trở đường dây . ’’ND6 = ’ ND6 - NĐ6 = 7,61 + j 1,62 - 0,08 – j 0,08 = = 7,53 + j 1,54 MVA + Công suất phía cuối đường dây NĐ- 6. ’’’NĐ-6 = ’’ND6 + j Qcc = 7,53 + j 1,54 + j 1,1 = 7,53 + j 2,64 MVA + Công suất ở cuối của đường dây HT - 6 bằng ’HT6 = ’’6 - NĐ6 = 22 + j 9,37 – (7,53 + j 2,64 ) = 14,47 + j 6,73 + Công suất sau tổng trở đường dây HT- 6. ’’HT6 = ’HT6 – jQcc = 14,47 + j 6,73 - j1,047 = 14,47 + j 5,66 MVA + Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây HT-6 là. 0,31+j 0,29 + Công suất trước tổng trở đường dây HT- 6 là. ’HT6 = ’’HT6 + DNĐ6 = 14,47 + j 5,66 + 0,31+j 0,29 = 14,78 + j5,95 MVA + Công suất HT cung cấp cho đường dây HT- 6 là. HT-6 = ’HT6 – jQcđ = 14,78 + j 5,95 – j 1,047 = 14,78 + j 4,9 5.2.3. Các nhánh đường dây N2, N4 , N5 , H8 , H9 và 2-3 Tính chế độ của các đường dây này được tiến hành tương tự như trên kết quả tính chế độ các đường dây còn lại có kết quả trong bảng . Đ dây i ( MVA) ’ ( MVA) d ( MVA) ’’’ ( MVA) jQcc (MVA) B ( MVA) B ( MVA) NĐ-1 21,52 +j9,00 21,52 +j10,14 0,42+j0,62 21,1+j9,48 1,14 21,06+j10,34 0,042+j0,28 NĐ-2 42,94+ j23,59 42,94+ j 24,41 1,25+j2,11 41,69 + j22,3 0,817 20,08+j11,45 0,08+j1,77 2-3 21,61+j11,67 21,61+j13,16 0,51+j 1,6 21,1+j11,56 1,49 21,04+j11,15 0,039+j0,99 NĐ- 4 21,63+j13,12 21,63+j14,89 0,52+j0,81 21,11+j15,25 1,17 21,07+j14,97 0,07+j1,77 NĐ-5 20,43+j10,62 20,43+j11,5 0,32+j 0,49 20,11+j11,89 0,88 20,07+j11,45 0,07+j1,77 NĐ-6 7,61+j0,52 7,61+j 1,62 0,08+j 0,08 7,53+j2,64 1,095 22,07+j 9,37 0,07+j 1,74 HT-6 14,78+j4,9 14,78+j5,95 0,31+j 0,29 14,47+j 6,73 1,047 HT-7 17,24+j9,01 17,24+j 9,89 0,14 + j 0,35 17,1+j 10,42 0,88 17,06+j10,19