Đồ án Thiết kế mạng điện khu vực có một nhà máy nhiệt điện, tổng công suất tác dụng 200MW

2 1,68 72,8 43,33 N§-4 72 58,3 150,99 4-3 34 50 105,77 N§-5 12,3 60 69,55 HT-5 33,7 80,62 108,05 HT-7 70 76,16 150,10 7-6 34 53,85 106,12 HT-8 32 70,71 104,76 HT-9 34 63,25 106,95 3) Chän tiÕt diÖn d©y dÉn cho m¹ng thiÕt kÕ Tính tiết diện các đoạn đường dây trong mạch vòng NĐ-1-2-NĐ Dòng điện chạy trên đoạn NĐ-1 bằng: INĐ-1=103=170,7 A Tiết diện dây dẫn bằng mm2 Chọn dây AC-185 có Icp=510 A. Dòng điện chạy trên đoạn 1-2 bằng: I1-2=103=11,37 A Tiết diện dây dẫn bằng: mm2 Chọn dây AC-70 có Icp=265 A Dòng điện chạy trên đoạn NĐ-2 bằng: INĐ-2=103=187,23 A Tiết diện dây dẫn bằng mm2 Chọn dây AC-185 có Icp=510 A. TÝnh to¸n t­¬ng tù nh­ ph­¬ng ¸n 1 vµ ph­¬ng ¸n 2, ta cã b¶ng tæng hîp Ibt vµ Ftt cña c¸c ®­êng d©y trong ph­¬ng ¸n 5 ë b¶ng 3.22. B¶ng 3.22. Ilvmax vµ Ftt cña c¸c ®­êng d©y trong m¹ng ®iÖn Lé ®­êng d©y P (MW) Q ( MVAr) S (MVA) Ilvmax(mm2) Ftt(mm2) N§-1 29,68 13,3 32,52 170,7 155,18 N§-2 32,32 15,1 35,67 187,23 170,21 1-2 1,68 1,37 2,16 11,37 10,34 N§-4 72 30,96 78,37 205,68 186,98 4-3 34 16,47 37,78 198,29 180,26 N§-5 12,3 5,95 13,66 35,86 32,59 HT-5 33,7 16,33 37,44 98,275 89,34 HT-7 70 31,92 76,93 201,90 183,55 7-6 34 14,48 36,95 193,96 176,33 HT-8 32 15,5 35,56 93,31 84,83 HT-9 34 16,47 37,78 99,14 90,13 Tõ b¶ng 3.22 ta chän tiÕt diÖn tiªu chuÈn cña c¸c ®­êng d©y trong ph­¬ng ¸n 5 ë b¶ng 3.23 nh­ sau(Với đường dây NĐ-4 để thỏa mãn điều kiện sự cố ta chọn dây AC-240-tương tự như phương án 3): B¶ng 3.23. Th«ng sè cña c¸c ®­êng d©y trong m¹ng ®iÖn. Lé ®­êng d©y n L (km) Ftt (mm2) Ftc (mm2) r0 () x0 () b0.10-6 (S/km) R () X () B/2.10-4 (S) N§-1 1 72,8 155,18 185 0,17 0,409 2,84 12,37 29,77 1,03 N§-2 1 70,7 170,21 185 0,17 0,409 2,84 12,01 28,91 1,00 1-2 1 72,8 10,34 70 0,46 0,44 2,58 33,48 32,03 0,93 N§-4 2 58,3 186,98 240 0,13 0,39 2,86 3,78 11,38 1,67 4-3 1 50 180,26 185 0,17 0,409 2,84 8,50 20,45 0,71 N§-5 2 60 32,59 70 0,46 0,44 2,58 13,80 13,20 1,55 HT-5 2 80,62 89,34 95 0,33 0,429 2,65 13,30 17,29 2,14 HT-7 2 76,16 183,55 185 0,17 0,409 2,84 6,47 15,57 2,16 7-6 1 53,85 176,33 185 0,17 0,409 2,84 9,15 22,02 0,76 HT-8 2 70,71 84,83 95 0,33 0,429 2,65 11,67 15,17 1,87 HT-9 2 63,25 90,13 95 0,33 0,429 2,65 10,44 13,57 1,68 Dùa vµo b¶ng kÕt qu¶ trªn ta thÊy: d©y dÉn ®· chän ®Òu cã tiÕt ®iÖn Ftc 70 mm2 , nªn tho¶ m·n ®iÒu kiÖn vÇng quang vµ ®é bÒn c¬ a) KiÓm tra ®iÒu kiÖn ph¸t nãng khi sù cè ngõng mét trong hai lé cña ®­êng d©y kÐp + XÐt m¹ch vßng N§-1-2-N§: Khi ngõng ®­êng d©y N§-1(hoÆc ®­êng d©y N§-2), dßng c«ng suÊt ch¹y trªn ®­êng d©y N§-2(hoÆc ®­êng d©y N§-1) b»ng: SN§-2sc=SN§-1sc=S1+S2=28+j 11,93+34+j 16,47=62+j 28,4 MVA Dßng ®iÖn ch¹y trªn ®­êng d©y N§-2 khi ngõng ®­êng d©y N§-1 b»ng: INĐ-2sc==103=368,78 A Dßng ®iÖn ch¹y trªn ®­êng d©y N§-1 khi ngõng ®­êng d©y N§-2 b»ng: INĐ-1sc==103=368,78 A Dßng ®iÖn ch¹y trªn ®­êng d©y 1-2 sÏ ®¹t gi¸ trÞ lín nhÊt khi ngõng ®­êng d©y N§-2 b»ng: I1-2sc==103=198,3 A KÕt qu¶ kiÓm tra ®iÒu kiÖn ph¸t nãng cña c¸c ®­êng d©y trong ph­¬ng ¸n 5 ®­îc tæng hîp ë b¶ng 3.24. B¶ng 3.24. B¶ng kiÓm tra ®iÒu kiÖn ph¸t nãng c¸c ®­êng d©y trong m¹ng ®iÖn Lé ®­êng d©y Ilvmax(A) Isc(A) k.Icp(A) N§-1 170,7 368,78 408 N§-2 187,23 368,78 408 1-2 11,37 198,3 212 N§-4 205,68 411,4 484 4-3 198,29 0 408 N§-5 35,86 71,72 212 HT-5 98,275 196,55 264 HT-7 201,9 403,8 408 7-6 193,96 0 408 HT-8 93,31 186,6 212 HT-9 99,14 198,3 264 VËy, c¸c d©y dÉn ®· chän ®Òu tho¶ m·n c¸c ®iÒu kiÖn sù cè. Do ®ã tiÕt diÖn d©y dÉn ®· chän ®¹t yªu cÇu. 4,TÝnh to¸n tæn thÊt ®iÖn ¸p a,TÝnh tæn thÊt ®iÖn ¸p cña m¹ch vßng N§-1-2-N§ -Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn ®­êng d©y N§-1 lóc b×nh th­êng cã gi¸ trÞ: ∆U1 bt %==6,3 % Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn ®­êng d©y N§-2 lóc b×nh th­êng cã gi¸ trÞ: ∆U2 bt %==6,81 % Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn ®­êng d©y 12 lóc b×nh th­êng cã gi¸ trÞ: ∆U1-2 bt %==0,83 % -Khi ngõng ®­êng d©y N§-1,dßng c«ng suÊt ch¹y trªn ®­êng d©y N§-2: SN§-2sc=62+j 28,4 MVA +,Tæn thÊt c«ng suÊt ch¹y trªn ®o¹n N§-1 lµ ∆U1 sc %==13,32 % +,Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn ®­êng d©y 1-2 cã gi¸ trÞ: ∆U1-2 sc%==10,9 % -Nh­ vËy tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt cña m¹ch vßng N§-1-2-N§ khi ngõng ®­êng d©y N§-1 cã gi¸ trÞ ∆UN§-2-1 sc %=∆U1 sc %+∆U1-2 sc %=13,32+10,9=24,22% -Khi ngõng ®­êng d©y N§-2,dßng c«ng suÊt ch¹y trªn ®­êng d©y N§-1: SN§-1sc=62+j 28,4 MVA +,Tæn thÊt c«ng suÊt ch¹y trªn ®o¹n N§-2 lµ ∆U1 sc %==13,32 % +,Tæn thÊt ®iÖn ¸p trªn ®­êng d©y 1-2 cã gi¸ trÞ: ∆U1-2 sc%==13,76 % -Nh­ vËy tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt cña m¹ch vßng N§-1-2-N§ khi ngõng ®­êng d©y N§-2 cã gi¸ trÞ ∆UN§-1-2 sc %=∆UNĐ1 sc %+∆U1-2 sc %=13,32+13,76=27,08% TÝnh to¸n tæn thÊt ®iÖn ¸p cña c¸c ®­êng d©y ®­îc tiÕn hµnh t­¬ng tù nh­ ph­¬ng ¸n 1 vµ ph­¬ng ¸n 2 ta cã: KÕt qu¶ tÝnh tæn thÊt ®iÖn ¸p cña c¸c ®­êng d©y trong ph­¬ng ¸n 5 ®­îc tæng hîp ë b¶ng 3.25 B¶ng 3.25. B¶ng tæn thÊt ®iÖn ¸p c¸c ®­êng d©y trong m¹ng ®iÖn Lé ®­êng d©y N§-1 6,3 13,32 N§-2 6,81 13,32 1-2 0,83 13,76 N§-4 5,12 15,5 4-3 5,172 0 N§-5 2,13 4,26 HT-5 6,03 12,06 HT-7 7,854 20,916 7-6 5,208 10,42 HT-8 5,028 10,06 HT-9 4,779 9,558 Qua kÕt qu¶ tÝnh to¸n tæn thÊt ®iÖn ¸p ë ph­¬ng ¸n 5 nhËn thÊy r»ng: Tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt lóc vËn hµnh b×nh th­êng b»ng: Tæn thÊt ®iÖn ¸p lín nhÊt lóc sù cè b»ng Như vậy phương án 5 không đảm bảo các điều kiện kỹ thuật 3.2.7.Tæng hîp chØ tiªu kü thuËt cña c¸c ph­¬ng ¸n B¶ng 3.26.B¶ng tæng kÕt tæn thÊt ®iÖn ¸p cña c¸c ph­¬ng ¸n: Phương án ∆Umax bt% ∆Umax sc% I 8,92 12,19 II 13,06 20,91 III 13,06 20,91 IV 10,292 15,5 V 13,06 27,08 Qua b¶ng tæng kÕt ta thÊy ph­¬ng ¸n 5 cã tæn thÊt lóc sù cè kh«ng n»m trong ph¹m vi cho phÐp, do ®ã lo¹i kh«ng ®­a vµo so s¸nh vÒ mÆt kinh tÕ. 3.3 SO S¸NH C¸C PH¦¥NG ¸N VÒ MÆT KINH TÕ Từ kết quả tính toán ở trên, chọn 4 phương án I,II,III,IV để tiến hành so sánh kinh tế. Vì các phương án so sánh của mạng điện có cùng điện áp định mức, do đó để đơn giản không cần tính vốn đầu tư vào các trạm hạ áp. Chỉ tiêu kinh tế được sử dụng khi so sánh các phương án là các chi phí tính toán hàng năm,được xác định theo công thức: Z=(atc+avhđ).Kđ+∆A.c Trong đó: atc: hệ số hiệu quả của vốn đầu tư(atc=0,125); avhđ :hệ số vận hành đối với các đường dây trong mạng điện(avhđ=0,07); Kđ:tổng các vốn đầu tư về đường dây; ∆A:tổng tổn thất điện năng hàng năm; c:giá 1kWh điện năng tổn thất(c=500đ/1kWh). Đối với các đường dây trên không hai mạch đặt trên cùng một cột, tổng vốn đầu tư để xây dựng các đường dây có thể xác định theo công thức sau: Kđ=∑1,6.k0i.li Trong đó: k0i: giá thành 1 km đường dây một mạch,đ/km; li: chiều dài đường dây thứ i ,km. Dù kiÕn c¸c ph­¬ng ¸n dïng cét thÐp, cã thÓ thµnh lËp b¶ng tæng hîp suÊt ®Çu t­ cho 1 km ®­êng d©y: Lo¹i d©y AC-70 AC-95 AC-120 AC-150 AC-185 AC-240 Gi¸ thµnh(106®/km) 380 385 392 403 416 436 Tổn thất điện năng trên đường dây được xác định theo công thức: ∆A=∑∆Pimax.τ Tổn thất công suất trên đường dây thứ i có thể tính như sau: ∑∆Pimax= Trong đó: Pimax,Qimax:công suất tác dụng và phản kháng chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại; Ri:điện trở tác dụng của đường dây thứ i; Uđm:điện áp định mức của mạng điện. Thời gian tổn thất công suất cực đại có thể tính theo công thức: τ=(0,124+Tmax.10-4)2.8760 τ=(0,124+5100.10-4)2.8760=3521 h Trong đó Tmax là thời gian sử dụng phụ tải cực đại trong năm. Bây giờ tiến hành tính các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật của các phương án so sánh. 3.3.1.Phương án I 1.Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây. Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây NĐ-1: ∆P1= MW Tính tổn thất công suất trên các đường dây khác tương tự. 2.tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện Giả thiết rằng các đường dây trên không hai mạch được đặt trên cùng một cột thép(cột kim loại).Như vậy vốn đầu tư xây dựng đường dây NĐ-1 được xác định như sau: K1=1,6.k01.l1 Trong đó: k01: giá thành 1 km đường dây một mạch(k01=380.106đ/km) l1: chiều dài đường dây,(km). Như vậy: K1=1,6.72,8.380.106=44262,4.106 đ Kết quả tính vốn đầu tư cho ở bảng dưới đây: Lé ®­êng d©y n Ký hiệu dây dẫn l(km) R(Ω) P(MW) Q(MVAr) k0.106(đ/km) ∆P(MW) K.106(đ) N§-1 2 70 72,8 16,744 28 11,93 380 1,2818 44262 N§-2 2 95 70,71 11,667 34 16,47 385 1,3762 43557 N§-3 1 185 72,8 12,376 34 16,47 416 1,4598 30285 N§-4 2 95 58,31 9,6212 38 12,49 385 1,2722 35919 N§-5 2 70 60 13,8 12,3 5,95 380 0,2389 36480 HT-5 2 95 80,62 13,302 33,7 16,33 385 1,4845 49662 HT-6 1 185 92,2 15,674 34 14,48 416 1,7691 38355 HT-7 2 95 76,16 12,566 36 17,44 385 1,6618 46915 HT-8 2 95 70,71 11,667 32 15,5 385 1,219 43557 HT-9 2 95 63,25 10,436 34 16,47 385 1,231 38962 Tæng 12,994 407955 Chi phÝ tÝnh to¸n ph­¬ng ¸n 1 lµ: Z1=(atc+avh)K®+∆A.c Z1=(0,125+0,07).407955.106+12,994.3521.500.103=102,427.109 (®ång) 3.3.2.Phương án II Các kết quả tính tổn thất công suất và vốn đầu tư Lé ®­êng d©y n Ký hiệu dây dẫn l(km) R(Ω) P(MW) Q(MVAr) k0.106(đ/km) ∆P(MW) K.106(đ) N§ - 1 2 70 72,8 16,74 28 11,39 380 1,2641 44262 N§ - 2 2 95 70,71 11,67 34 16,47 385 1,3765 43557 N§ - 3 1 185 72,8 12,38 34 16,47 416 1,4603 30285 N§ - 4 2 95 58,31 9,62 38 12,49 385 1,2721 35919 N§ - 5 2 70 60 13,8 12,3 5,95 380 0,2389 36480 HT - 5 2 95 80,62 13,3 33,7 16,33 385 1,4842 49662 HT - 7 2 185 76,16 6,47 70 31,92 416 3,1649 50692 HT -8 2 95 70,71 11,67 32 15,5 385 1,2193 43557 HT - 9 2 95 63,25 10,44 34 16,47 385 1,2315 38962 7-6 1 185 53,85 9,15 34 14,48 416 1,0327 22402 Tæng 13,745 395778 Chi phÝ tÝnh to¸n ph­¬ng ¸n 2 lµ: Z2=(atc+avh)K®+∆A.c Z2=(0,125+0,07).395778.106+13,745.3521.500.103=101,374.109 (®ång) 3.3.3.Phương án III Các kết quả tính tổn thất công suất và vốn đầu tư Lé ®­êng d©y n Ký hiệu dây dẫn l(km) R(Ω) P(MW) Q(MVAr) k0.106(đ/km) ∆P(MW) K.106(đ) N§-1 2 70 72,8 16,74 28 11,93 380 1,2815 44262 N§-2 2 95 70,1 11,57 34 16,47 385 1,3647 43182 N§-4 2 240 58,3 3,78 72 30,96 436 1,92 40670 4-3 1 185 50 8,5 34 16,47 416 1,0026 20800 N§-5 2 70 60 13,8 12,3 5,95 380 0,2389 36480 HT-5 2 95 80,62 13,3 33,7 16,33 385 1,4842 49662 HT-7 2 185 76,16 6,47 70 31,92 416 3,1649 50692 7-6 1 185 53,85 9,15 34 14,48 416 1,0327 22402 HT-8 2 95 70,71 11,67 32 15,5 385 1,2193 43557 HT-9 2 95 63,25 10,44 34 16,47 385 1,2315 38962 Tæng 14,538 388803 Chi phÝ tÝnh to¸n ph­¬ng ¸n 3 lµ: Z3=(atc+avh)K®+∆A.c Z3=(0,125+0,07).388803.106+14,538.3521.500.103=101,410.109 (®ång) 3.3.3.Phương án IV Các kết quả tính tổn thất công suất và vốn đầu tư Lé ®­êng d©y n Ký hiệu dây dẫn l(km) R(Ω) P(MW) Q(MVAr) k0.106(đ/km) ∆P(MW) K.106(đ) N§-1 2 70 72,8 16,74 28 11,93 380 1,2815 44262 N§-2 2 95 70,1 11,57 34 16,47 385 1,3647 43182 N§-4 2 240 58,3 3,78 72 30,96 436 1,92 40670 4-3 1 185 50 8,5 34 16,47 416 1,0026 20800 N§-5 2 70 60 13,8 12,3 5,95 380 0,2389 36480 HT-5 2 95 80,62 13,3 33,7 16,33 385 1,4842 49662 HT-6 1 185 92,2 15,67 34 14,48 416 1,7686 38355 HT-7 2 95 76,16 12,56 36 17,44 385 1,661 46915 HT-8 2 95 70,71 11,67 32 15,5 385 1,2193 43557 HT-9 2 95 63,25 10,44 34 16,47 385 1,2315 38962 Tæng 13,77 400980 Chi phÝ tÝnh to¸n ph­¬ng ¸n 4 lµ: Z4=(atc+avh)K®+∆A.c Z4=(0,125+0,07).400980.106+13,77.3521.500.103=102,433.109 (®ång) Các chỉ tiêu kinh tế kinh tế kỹ thuật của cả 4 phương án được tổng hợp trong bảng sau: Bảng 3.21 Tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của các phương án so sánh Phương án ∆Umax bt(%) ∆Umax sc(%) Z.109(đ) I 8,92 12,19 102,427 II 13,06 20,91 101,347 III 13,06 20,91 101,410 IV 10,292 15,5 102,433 Từ các kết quả tính toán trong bảng trên nhận thấy rằng,phương án I là phương án tối ưu. ch­¬ng iV chän m¸y biÕn ¸p, s¬ ®å nèi d©y c¸c tr¹m biÕn ¸p vµ s¬ ®å nèi d©y toµn m¹ng ®iÖn 4.1.Chọn số lượng,công suất các máy biến áp trong các trạm tăng áp của nhà máy điện Do nhà máy điện phát tất cả công suất vào mạng điện áp 110kV(trừ công suất tự dùng), do đó nối các máy biến áp theo sơ đồ khối máy phát điện-máy biến áp.trong trường hợp này công suất của mỗi máy biến áp được xác định theo công thức: S≥SđmMF-Std≥-=52,15 MVA Chọn máy biến áp TDЦ-63000/110 có các thông số cho trong bảng sau: Bảng 4.1:Thông số máy biến áp trạm tăng áp Sđm Ucao đm (kV) Uhạ đm (kV) Un (%) ∆Pn (kW) ∆P0 (kW) I0 (%) R (Ω) X (Ω) ∆Q0 (kVAr) 63 115 11 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 4.2.Chọn số lượng,công suất các máy biến áp trong các trạm h¹ áp Chän m¸y biÕn ¸p lµ viÖc quan träng, nã ¶nh h­ëng trùc tiÕp tíi viÖc cung cÊp ®iÖn vµ ®¶m b¶o c¸c ®é tin cËy cung cÊp ®iÖn cho c¸c phô t¶i. Chän m¸y biÕn ¸p ph¶i c¨n cø vµo c«ng suÊt, ®iÖn ¸p cña hé tiªu thô. ë ®©y hÖ thèng ®iÖn vËn hµnh víi ®iÖn ¸p 110 kV vµ cÊp ®iÖn ¸p ®Þnh møc cña hé tiªt thô lµ 22kV. Nh­ vËy t¹i c¸c hé tiªu thô chän m¸y biÕn ¸p 3 pha 2 d©y quÊn cã cÊp ®iÖn ¸p 110/22kV. Dung l­îng m¸y biÕn ¸p ®­îc chän theo c«ng thøc: (4.1) Víi: Stt - c«ng suÊt tÝnh to¸n cña m¸y biÕn ¸p (MVA). Sptmax-c«ng suÊt phô t¶i ë chÕ ®é cùc ®¹i (MVA). k-hÖ sè qu¸ t¶i( chän k = 1,4). n - sè l­îng m¸y biÕn ¸p trong mét tr¹m (n³ 2). Theo yªu cÇu cung cÊp ®iÖn th× cã 7 phô t¶i ®Òu lµ hé lo¹i I cã yªu cÇu cung cÊp ®iÖn liªn tôc nªn chän 2 m¸y biÕn ¸p lµm viÖc song song(n=2) vµ 2 phô t¶i lo¹i III nªn chØ cÇn mét m¸y biÕn ¸p. + §èi víi phô t¶i 1 cã Smax=30,44 vµ lµ phô t¶i lo¹i I nªn ta chän 2 m¸y biÕn ¸p vËn hµnh song song.C«ng suÊt cña m¸y biÕn ¸p ®­îc chän nh­ sau: Ta chän 2 m¸y biÕn ¸p 3 pha 2 d©y quÊn lo¹i:TPDH-25000/110 TÝnh t­¬ng tù cho c¸c hé cßn l¹i ta cã b¶ng chän sè l­îng vµ c«ng suÊt m¸y biÕn ¸p c¸c tr¹m nh­ sau: phô t¶i Smax Stt n lo¹i MBA 1 30,44 21,74 2 TPDH-25000/110 2 37,78 26,99 2 TPDH-32000/110 3 37,78 37,78 1 TPDH-40000/110 4 40 28,57 2 TPDH-32000/110 5 51,11 36,50 2 TPDH-40000/110 6 36,95 36,95 1 TPDH-40000/110 7 40 28,57 2 TPDH-32000/110 8 35,56 25,4 2 TPDH-25000/110 9 37,78 26,99 2 TPDH-32000/110 Th«ng sè kü thuËt cña c¸c lo¹i m¸y biÕn ¸p h¹ ¸p: Sđm Ucao đm Uhạ đm Un ∆Pn ∆P0 I0 R X ∆Q0 (kV) (kV) (%) (kW) (kW) (%) (Ω) (Ω) (kVAr) 25 115 22 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 32 115 22 10,6 145 35 0,75 1,87 43,5 240 40 115 22 10,7 175 42 0,7 1,44 34,8 280 4.2.Chän s¬ ®å nèi d©y cho c¸c tr¹m vµ toµn m¹ng ®iÖn 4.2.1 S¬ ®å nèi d©y c¸c tr¹m ph©n phèi vµ truyÒn t¶i C¬ së chän s¬ ®å thanh gãp trong c¸c tr¹m ph©n phèi vµ truyÒn t¶i: -C¨n cø vµo nhu cÇu cung cÊp ®iÖn cho phô t¶i. -C¨n cø vµo ph­¬ng ¸n nèi d©y cña c¸c tr¹m trong m¹ng ®iÖn. -C¨n cø vµo sè lé ra vµ vµo tr¹m,sè l­îng m¸y biÕn ¸p trong tr¹m. Ta chän s¬ ®å nèi d©y trong tr¹m ph¶i ®¶m b¶o tÝnh cung cÊp ®iÖn liªn tôc,ph¶i linh ho¹t trong tæ chøc vËn hµnh vµ söa ch÷a tr¹m,bè trÝ ®¬n gi¶n tèn Ýt thiÕt bÞ ®¶m b¶o an toµn kinh tÕ. Ta sö dông s¬ ®å 2 hÖ thèng thanh gãp cã m¸y c¾t liªn l¹c nh­ sau: a.S¬ ®å tr¹m 110kV cña hÖ thèng b.S¬ ®å tr¹m 110kV cña nhµ m¸y ®iÖn Nhµ m¸y nhiÖt ®iÖn bao gåm 4 tæ m¸y ph¸t 4x50MW=200MW nèi bé víi 4MBA cÊp ®iÖn lªn b»ng s¬ ®å 1 rưỡi gồm hai thanh gãp ®iÖn ¸p 110kV cña nhµ m¸y ®Ó cung cÊp ®iÖn đến c¸c phô t¶i 1,2,3,4,5. 4.2.2.S¬ ®å c¸c tr¹m h¹ ¸p a, C¸c tr¹m 4,9 §©y lµ tr¹m cuèi nªn ta sö dông s¬ ®å hÖ thèng 1 thanh gãp cã 2 ph©n ®o¹n. Ta dïng s¬ ®å cã m¸y c¾t ®Æt ë 2 phÝa m¸y biÕn ¸p v× cã chiÒu dµi ®­êng d©y tíi c¸c phô t¶i ng¾n(l<70km), th­êng Ýt x¶y ra sù cè. b, C¸c tr¹m 1,2,7,8 §©y lµ tr¹m cuèi nªn ta sö dông s¬ ®å hÖ thèng 1 thanh gãp cã 2 ph©n ®o¹n. Ta dïng s¬ ®å cã m¸y c¾t ®Æt ë phÝa cuèi ®­êng d©y cña c¸c tr¹m h¹ ¸p v× chiÒu dµi ®­êng d©y lµ kh¸ lín(l>70km), x¸c suÊt sù cè x¶y ra cao h¬n. c, Tr¹m 5 §©y lµ tr¹m trung gian rÊt quan träng v× ngoµi nhiÖm vô cung cÊp ®iÖn cho phô t¶i 5, nã cßn lµm nhiÖm vô liªn l¹c nhµ m¸y víi hÖ thèng.Ta dïng s¬ ®å hÖ thèng 2 thanh gãp cã m¸y c¾t liªn l¹c nh­ sau: d, Trạm 3,6 Phụ tải 3,6 là phụ tải loại III nên tại các trạm hạ áp chỉ cần đặt 1 máy biến áp. 4.2.3.S¬ ®å nèi d©y toµn hÖ thèng(trang bªn) Ch­¬ng V Ph©n tÝch c¸c chÕ ®é vËn hµnh cña m¹ng ®iÖn Néi dung cña phÇn nµy lµ ph¶i x¸c ®Þnh c¸c tr¹ng th¸i vËn hµnh ®iÓn h×nh cña m¹ng ®iÖn, cô thÓ lµ ph¶i tÝnh chÝnh x¸c sù ph©n bè c«ng suÊt, tæn thÊt c«ng suÊt, ®iÖn n¨ng ë c¸c tr¹ng th¸i vËn hµnh x¸c ®Þnh trong 3 tr¹ng th¸i :phô t¶i cùc ®¹i, phô t¶i cùc tiÓu vµ sù cè. 5.1.ChÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i Sè liÖu phô t¶i nh­ sau: B¶ng 5.1 B¶ng sè liÖu phô t¶i cùc ®¹i Phô t¶i 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pmax (MW) 28 34 34 38 46 34 36 32 34 Qmax(MVAr) 11,93 16,47 16,47 12,49 22,28 14,48 17,44 15,5 16,47 Smax(MVA) 30,436 37,779 37,779 40 51,112 36,955 40,002 35,556 37,779 Cosjft 0,92 0,90 0,90 0,95 0,90 0,92 0,90 0,90 0,90 B¶ng 5.2 Th«ng sè c¸c lé ®­êng d©y. Lé ®­êng d©y L (km) Ftc(mm2) n R (Ω) X(Ω) B/2.10-4(S) N§ - 1 72,8 70 2 16,74 16,02 1,88 N§ - 2 70,71 95 2 11,67 15,17 1,87 N§ - 3 72,8 185 1 12,38 29,78 1,03 N§ - 4 58,31 95 2 9,62 12,51 1,55 N§ - 5 60 70 2 13,8 13,2 1,55 HT - 5 80,62 95 2 13,3 17,29 2,14 HT-6 92,2 185 1 15,674 37,71 1,31 HT -7 76,16 95 2 12,566 16,336 2,02 HT - 8 70,71 95 2 11,67 15,17 1,87 HT - 9 63,25 95 2 10,44 13,57 1,68 B¶ng5.3 Th«ng sè c¸c m¸y biÕn ¸p Sđm Ucao đm Uhạ đm Un ∆Pn ∆P0 I0 R X ∆Q0 (kV) (kV) (%) (kW) (kW) (%) (Ω) (Ω) (kVAr) 25 115 22 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 32 115 22 10,6 145 35 0,75 1,87 43,5 240 40 115 22 10,7 175 42 0,7 1,44 34,8 280 5.1.1.Nh¸nh N§-1 S¬ ®å nèi ®iÖn: Tõ b¶ng sè liÖu trªn ta cã: Ω ; =1,88.10-4 S Đối với MBA: MVA Ω Tổn thất công suất trong tổng trở MBA có thể tính theo công thức: =0,097+j 2,139 MVA Công suất trước tổng trở MBA bằng: =28,097+j 14,069 MVA Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của MBA có giá trị: =28,097+j 14,069 +0,058+j 0,4=28,155+j 14,469 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây bằng: 2,28 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị: 28,155+j 14,469 -j 2,28=28,155+j 12,189 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng: =1,3+j 1,25 MVA Dòng công suất trước tổng trở đường dây có giá trị: =28,155+j 12,189 +1,3+j 1,25 =29,455+j 13,44 MVA Công suất điện dung đầu đường dây bằng: Qcd=Qcc=2,28 MVAr Công suất từ nhà máy truyền vào đường dây có giá trị: 29,455+j 13,44 -j 2,28=29,455+j 11,16 MVA 5.1.2.C¸c ®­êng d©y N§-2, N§-3, N§-4 TÝnh t­¬ng tù N§-1 ta cã kÕt qua cho trong b¶ng sau: Đường dây Si(MVA) S'(MVA) ∆Sd(MVA) S''(MVA) Qc(MVAr) Sb(MVA) ∆Sb(MVA) NĐ-1 29,46+j11,17 29,46+j13,4 1,3+j1,24 28,16+j12,2 2,27 28,1+j14,1 0,097+j2,14 NĐ-2 35,59+j16,83 35,59+j19,1 1,41+j1,84 34,18+j17,3 2,26 34,1+j19 0,11+j2,56 NĐ-3 35,8+j22,19 35,8+j23,4 1,59+j3,82 34,21+j19,6 1,25 34,2+j20,6 0,17+j4,1 NĐ-4 39,51+j13,81 39,51+j15,7 1,31+j1,7 38,19+j14 1,88 38,1+j15,4 0,123+j2,87  Tæng 140,36+j63,99 5.1.3 §­êng d©y N§-5-HT Tính được các thông số của các phần tử trong mạng điện như sau: Đối với MBA: MVA Ω Đường dây NĐ-5 ZN5=13,8+j 13,2 Ω BN/2=1,55.10-4S Đường dây HT-5 ZH5=13,3+j 17,29 Ω BN/2=2,14.10-4S A.Tính dòng công suất từ nhiệt điện vào đường dây NĐ-5 Trong chương 3 ta đã tính được công suất phát kinh tế của nhà máy nhiệt điện và công suất tự dùng trong nhà máy.Như vậy công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng của nhà máy bằng: =170+j105,4-17-j 15=153+j 90,4 MVA Tổn thất trong trạm tăng áp bằng: = == =0,732+j 14,228 MVA Công suất truyền vào thanh góp cao áp của trạm tăng áp bằng: 153+j 90,4 -0,732-j 14,228= =152,27+j76,17 MVA Theo bảng tính trước tính được tổng công suất các phụ tải lấy từ thanh góp cao áp của NĐ bằng: =140,36+j 63,99MVA như vậy công suất truyền từ NĐ vào đường dây NĐ-5 có giá trị: =152,27+j76,17 -140,36-j 63,99 = =11,91+j 12,18 MVA Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây NĐ-5 bằng: 1,87 MVAr Công suất trước tổng trở đường dây có giá trị: 11,91+j 12,18 +j 1,87=11,91+j 14,05 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng: =0,31+j 0,29 MVA Dòng công suất trước tổng trở đường dây có giá trị: =11,91+j 14,05 -0,31-j 0,29 =11,6+j 13,76 MVA Công suất từ nhà máy truyền vào đường dây có giá trị: 11,6+j 13,76 +j 1,87=11,6+j 15,63 MVA B.Tính dòng công suất chạy trong cuộn dây cao áp trạm 5 Tổn thất công suất trong tổng trở MBA bằng: = =0,155+j 3,75 MVA Công suất trước tổng trở MBA: =46,155+j26,03 MVA Dòng công suất chạy vào cuộn dây cao áp MBA: =46,155+j26,03 +0,084+j 0,56=46,239+j 26,59 MVA C.Tính dòng công suất từ hệ thống chạy vào đường dây HT-5 Áp dụng định luật Kirchhoff đối với nút 5 ta có: =46,239+j 26,59 -11,6-j 15,63 = =34,639+j 10,96 MVA Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây HT-5 bằng: 2,58 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị: 34,639+j 10,96 –j 2,58 =34,639+j 8,38 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng: =1,39+j 1,8 MVA Dòng công suất trước tổng trở đường dây có giá trị: =34,639+j 8,38 +1,39+j 1,8 =36,029+j 10,28 MVA Công suất từ hệ thống truyền vào đường dây có giá trị: 36,029+j 10,28 -j 2,58=36,029+j 7,6 MVA TÝnh to¸n t­¬ng tù ta cã kÕt qu¶ cho trong b¶ng sau: Đường dây Si S' ∆Sd S'' Qc Sb ∆Sb (MVA) (MVA) (MVA) (MVA) (MVAr) (MVA) (MVA) NĐ-1 29,46+j11,17 29,46+j13,4 1,3+j1,24 28,16+j12,2 2,27 28,1+j14,1 0,097+j2,14 NĐ-2 35,59+j16,83 35,59+j19,1 1,41+j1,84 34,18+j17,3 2,26 34,1+j19 0,11+j2,56 NĐ-3 35,8+j22,19 35,8+j23,4 1,59+j3,82 34,21+j19,6 1,25 34,2+j20,6 0,17+j4,1 NĐ-4 39,51+j13,81 39,51+j15,7 1,31+j1,7 38,19+j14 1,88 38,1+j15,4 0,123+j2,87 N§-5  11,91+j12,18 11,91+j14,05 0,31+j0,29 11,6+j13,76 2,58  46,155+j26,03 0,155+j3,75  HT-5 36,029+j7,6 36,029+j10,28 1,39+j1,8 34,639+j8,38  1,87 HT-6 36,1+j20,08 36,1+j21,7 1,89+j4,56 34,2+j17,1 1,58 34,2+j18,4 0,16+j3,92 HT-7 37,9+j18,13 37,9+j20,6 1,71+j2,22 36,19+j18,35 2,44 36,12+j20,31  0,123+j2,87  HT-8 33,45+j15,93 33,45+j18.2 1,26+j1,64 32,19+j16,55 2,26 32,1+j18,4 0,132+j2,92 HT-9 35,45+j17,1 35,45+j19,1 1,27+j1,65 34,18+j17,48 2,03 34,1+j19 0,11+j2,56 Tổng 331,2+j155,02 5.1.5 C©n b»ng chÝnh x¸c c«ng suÊt trong m¹ng ®iÖn Từ bảng trên tính được tổng công suất yêu cầu trên thanh góp 110kV của hệ thống và nhà máy điện: Syc=331,2+j155,02 MVA Để đảm bảo điều kiện cân bằng công suất trong hệ thống,các nguồn điện phải cung cấp đầy đủ công suất theo yêu cầu.Vì vậy tổng công suất tác dụng do hệ thống và nhà máy cung cấp bằng: Pcc=331,2 MW Khi hệ số công suất của các nguồn bằng 0,85 thì tổng công suất phản kháng của hệ thống và nhà máy nhiệt điện có thể cung cấp bằng: Qcc=Pcc.tgφ=331,2.0,62=205,34 MVAr Như vậy: Scc=331,2+j 205,34 MVA Từ kết quả trên nhận thấy rằng ,công suất phản kháng do các nguồn cung cấp lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu.Vì vậy không cần bù công suất phản kháng trong chế độ phụ tải cực đại. 5.2.Chế độ phụ tải cực tiểu Công suất của các phụ tải trong chế độ cực tiểu cho trong bảng sau: Bảng Công suất các phụ tải trong chế độ cực tiểu Phô t¶i  Pmin Qmin Smin (MW) (MVAr) (MVA) 1 14 5,96 15,22 2 17 8,23 18,89 3 17 8,23 18,89 4 19 6,24 20,00 5 23 11,14 25,56 6 17 7,24 18,48 7 18 8,72 20,00 8 16 7,75 17,78 9 17 8,23 18,89 Khi phụ tải cực tiểu sẽ cho hai máy phát của nhà máy nhiệt điện ngừng làm việc để bảo dưỡng,đồng thời hai máy phát còn lại sẽ phát 85% công suất định mức.Như vậy tổng công suất do nhà máy nhiệt điện phát ra bằng: PF=2.0,85.50=85 MW QF=85.0,62=52,7 MVAr SF=85+j 52,7 MVA Tổng công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy nhiệt điện bằng: Ptd=0,1.85=8,5 MW Qtd=8,5.0,88=7,48 MVAr Std=8,5+j7,48 MVA Công suất chạy vào cuộn dây hạ áp của trạm tăng áp nhà máy điện: Sh=SF-Std=85+j 52,7-8,5-j 7,48 =76,5+j 45,22 MVA Tổn thất công suất trong trạm tăng áp nhà máy nhiệt điện bằng: = =0,366+j7,114MVA Công suất phát vào thanh góp cao áp của trạm biến áp: Sc=Sh-=76,5+j 45,22 -0,366-j7,114=76,134+j38,106MVA Xét chế độ vận hành kinh tế của các trạm hạ áp khi phụ tải cực tiểu. Trong chế độ phụ tải cực tiểu có thể cắt bớt một máy biến áp trong các trạm,song cần thỏa mãn điều kiện sau: Spt<Sgh=Sđm. Đối với trạm có hai máy biến áp thì: Sgh=Sđm. Kết quả tính các giá trị công suất phụ tải Sptvà công suất giới hạn cho trong bảng dưới đây: Bảng 5.7 Bảng tính công suất giới hạn Phô t¶i  Pmin Qmin Smin Sgh (MW) (MVAr) (MVA) (MVA) 1 14 5,96 15,22 17,38 2 17 8,23 18,89 22,23 3 17 8,23