Đồ án Thiết kế mạng điện khu vực có một nhà máy nhiệt điện, tổng công suất tác dụng 300MW, một hệ thống có công suất vô cùng lớn và 9 phụ tải

nh bình thường và sự cố cho trong bảng 10 Bảng 10: Giá trị tổn thất điện áp trong mạng điện Đường dây DUbt , % DUsc , % Đường dây DUbt , % DUsc , % NĐ-1 NĐ-2 2-3 NĐ-4 NĐ-5 4,21 6,21 2,97 4,03 4,7 8,42 12,42 5,94 8,06 9,4 HT-4 HT-7 7-6 HT-8 8-9 2,14 4,40 2,88 4,98 2,74 4,27 8,79 5,76 9,96 5,48 Từ các kết quả ở bảng 8 nhận thấy rằng, tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ vận hành bình thường bằng: DUmax bt% = DUN-2 bt% + DU2-3 bt% = 6,21% + 2,97% = 9,18% Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sau sự cố bằng: DUmax sc% = DUN-2 sc% + DU2-3 bt% = 12,42% + 2,97% = 15,39% 3.5. phương án IV Sơ đồ mạng điện phương án IV cho trên hình 5 Hình 5. Sơ đồ mạng điện phương án IV Tính dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây trong mạch vòng HT-7-6-HT. Để xác định các dòng công suất ta cần giả thiết rằng, mạng điện đồng nhất và tất cả các đoạn đường dây đều có cùng một tiết diện. Như vậy dòng công suất chạy trên đoạn HT-7 bằng: = 35,78+j 17,17 MVA Dòng công suất chạy trên đoạn HT-6 bằng: SH6 = (S7 + S6) - SH7 = (30 + j 14,4 + 40 + j 19,2) - (35,78 + j 17,17) = 34,22 + j 16,43 MVA Công suất chạy trên đoạn 7-6 bằng: S7-6 = SH7 - S7 = = 35,78 + j 17,17 - (30 + j 14,4) = 5,78 + 2,77 MVA Như vậy điểm 6 là điểm phân công suất trong mạng kín HT-7-6-HT và chiều của dòng công suất chạy trên đoạn 7-6 sẽ là từ 7 về 6. Kết quả tính toán điện áp của phương án IV cho ở bảng sau: Bảng 11. Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện. Đường dây Công suất truyền tải S , MVA Chiều dài đường dây l km Điện áp tính toán U , kV Điện áp định mức của mạng Uđm, kV NĐ-1 1-5 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 HT-4 HT-6 HT-7 7-6 HT-8 HT-9 78 + j 37,44 38 + j 18,24 50 + j 24 38 + j 18,24 35,7 + j 17,14 14,3 + j6,86 34,22 + j 16,43 35,78+j 17,17 5,78 + j2,77 40 + j 19,2 30 + j 14,4 53,85 41,23 53,85 53,85 51 53,85 63,25 53,85 41,23 61 63,2 156,59 110,58 126,82 111,65 108,26 72,96 107,26 108,62 50,18 114,91 101,15 110 Tính tiết diện các đoạn đường dây trong mạch vòng HT-7-6-HT. Dòng điện chạy trên đoạn HT-7 bằng: A Tiết diện dây dẫn bằng: mm2 Chọn dây AC-185 có Icp = 510 A Dòng điện chạy trên đoạn 7-6 bằng: A Tiết diện dây dẫn bằng: mm2 Chọn dây AC-70 có Icp = 265A Dòng điện chạy trên đoạn HT-6 bằng: A Tiết diện dây dẫn bằng: mm2 Chọn dây AC-185 có Icp = 510 A Kiểm tra dây dẫn khi sự cố: Đối với mạch vòng đã cho, dòng điện chạy trên đoạn 6-7 sẽ có giá trị lớn nhất khi ngừng đường dây HT-7. Như vậy: A Dòng điện chạy trên đoạn HT-6 bằng: A Trường hợp sự cố trên đoạn HT-6, dòng điện chạy trên đoạn HT-7 có giá trị bằng dòng điện chạy trên đoạn HT-6, nghĩa là: A Kết quả tính tiết diện các doạn đường dây của mạng điện cho trong bảng 12 Đường dây S , MVA Ibt , A Ftt , mm2 Ftc , mm2 Icp , A Isc , A l , km r0 , W/km x0 , W/km b0.10-4 S/km R , W X , W NĐ-1 38 + j 18,40 227,06 206,42 185 510 454,11 53,85 0,17 0,409 2,84 4,58 11,01 1,53 1-5 78 + j 37,44 110,62 100,56 120 380 221,23 41,23 0,27 0,423 2,69 5,57 8,72 1,11 NĐ-2 38 + j 18,24 145,55 132,32 150 445 291,10 53,85 0,21 0,416 2,74 5,65 11,20 1,48 NĐ-3 50 + j 24 110,62 100,56 120 380 221,23 53,85 0,27 0,423 2,69 7,27 11,39 1,45 NĐ-4 38 + j 18,24 103,93 94,48 95 330 207,85 51 0,33 0,429 2,65 8,42 10,94 1,35 HT-4 35,7 +j 17,14 41,62 37,84 70 265 83,25 53,85 0,46 0,44 2,58 12,39 11,85 1,39 HT-6 14,3 + j6,86 199,24 181,13 185 510 398,48 63,25 0,17 0,409 2,84 10,75 25,87 0,90 HT-7 34,22+j16,43 208,30 189,36 185 510 416,60 53,85 0,17 0,409 2,84 9,15 22,02 0,76 7-6 35,78+j17,17 33,64 30,58 70 265 67,28 41,23 0,46 0,44 2,58 18,97 18,14 0,53 HT-8 5,78 + j2,77 116,44 105,85 120 380 232,88 61 0,27 0,423 2,69 8,24 12,90 1,64 HT-9 40 + j 19,2 87,33 79,39 95 330 174,66 63,2 0,33 0,429 2,65 10,43 13,56 1,67 Bảng 12. Thông số của các đường dây trong mạng điện Tính tổn thất điện áp trong mạch vòng đã xét. Bởi trong mạch vòng này chỉ có một điểm phân chia công suất là nút 6, do đó nút này sẽ có điện áp thấp nhất trong mạch vòng, nghĩa là tổn thất điện áp lớn nhất trong mạch vòng bằng: * Khi ngừng đoạn HT-7, tổn thất điện áp trên đoạn HT-6 bằng: Tổn thất điện áp trên đoạn 6-7 bằng: * Trong trường hợp ngừng đoạn HT-6, tổn thất điện áp trên đoạn HT-7 bằng: Tổn thất điện áp trên đoạn 7-6 bằng: Từ các kết quả nhận thấy rằng, đối với mạch vòng đã chon, sự cố nguy hiểm nhất xảy ra khi ngừng đoạn HT-6. Trong trường hợp này tổn thất điện áp lớn nhất bằng: Kết quả tính tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây trong chế độ vận hành bình thường và sau sự cố cho trong bảng 13. Bảng 13. Các giá trị tổn thất điện áp trong mạng điện. Đường dây DUbt , % DUsc , % Đường dây DUbt , % DUsc , % NĐ-1 1-5 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 6,36 3,06 4,56 4 4,03 12,72 6,13 9,12 8 8,06 HT-4 HT-6 HT-7 7-6 HT-8 HT-9 2,14 6,55 5,83 1,32 4,77 4,2 4,27 13,4 11,4 9,15 9,54 8,4 Từ các kết quả ở bảng 14 nhận thấy rằng, tổn thất điện áp cực đại trong chế độ vận hành bình thường bằng: Tổn thất điện áp cực đại trong chế độ sự cố khi ngừng đoạn đường dây HT-6 trong mạch vòng, nghĩa là: 3.6. phương án 5 Hình 6 là sơ đồ mạng điện của phương án V Hình 6. Sơ đồ mạng điện của phương án V Kết quả tính toán của phương án 5 cho trong các bảng Bảng 14. Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện Đường dây Công suất truyền tải , MVA Chiều dài đường dây , km Điện áp tính toán , kV Điện áp định mức của mạng , kV NĐ-1 1-5 NĐ-2 2-3 NĐ-4 HT-4 HT-7 7-6 HT-8 8-9 78 + j 37,44 38 + j 18,24 88 + j 42,24 38 + j18,24 35,7+ j 17,14 14,3 + j6,86 70 + j 33,6 40 + j 19,2 70 + j 33,6 30 + j 14,4 53,85 41,23 53,85 40 51 53,85 53,85 41,23 61 41,23 156,59 110,58 165,94 110,48 108,26 72,96 148,69 113,28 149,15 99,08 110 Đường dây S , MVA Ibt , A Ftt , mm2 Ftc , mm2 Icp , A Isc , A l , km r0 , W/km x0 , W/km b0.10-6 S/km R , W X , W NĐ-1 78 + j 37,44 227,06 206,42 185 510 454,11 53,85 0,17 0,409 2,84 4,58 11,01 1,53 1--5 38 + j 18,24 110,62 100,56 120 380 221,23 41,23 0,27 0,423 2,69 5,57 8,72 1,11 NĐ-2 88 + j 42,24 256,17 232,88 240 605 512,33 53,85 0,13 0,39 2,86 3,50 10,50 1,54 2--3 38 + j 18,24 110,62 100,56 120 380 221,23 40 0,27 0,423 2,69 5,40 8,46 1,08 NĐ-4 35,7+j17,14 103,93 94,48 95 330 207,85 51 0,33 0,429 2,65 8,42 10,94 1,35 HT-4 14,3 + j 6,86 41,62 37,84 70 265 83,25 53,85 0,46 0,44 2,58 12,39 11,85 1,39 HT-7 70 + j 33,6 203,77 185,24 185 510 407,54 53,85 0,17 0,409 2,84 4,58 11,01 1,53 7--6 40 + j 19,2 116,44 105,85 120 380 232,88 41,23 0,27 0,423 2,69 5,57 8,72 1,11 HT-8 70 + j 33,6 203,77 185,24 185 510 407,54 61 0,17 0,409 2,84 5,19 12,47 1,73 8--9 30 + j 14,4 87,33 79,39 95 330 174,66 41,23 0,33 0,429 2,65 6,80 8,84 1,09 Bảng 15. Thông số của các đường dây trong mạng điện Bảng 16: Tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây trong mạng điện Đường dây DUbt , % DUsc , % Đường dây DUbt , % DUsc , % NĐ-1 1-5 NĐ-2 2-3 NĐ-4 6,36 3,06 6,21 2,97 4,03 12,72 6,13 12,42 5,94 8,06 HT-4 HT-7 7-6 HT-8 8-9 2,14 5,71 3,22 6,46 2,74 4,27 11,41 6,45 12,93 5,48 Từ các kết quả ở bảng 8 nhận thấy rằng, tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ vận hành bình thường bằng: DUmax bt% = DUN-1 bt% + DU1-5 bt% = 6,36% + 3,06% = 9,42% Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sau sự cố bằng: DUmax sc% = DUN-1 sc% + DU1-5 bt% = 12,72% + 3,06% = 15,78% Để thuận tiện khi so sánh các phương án về kỹ thuật, các giá trị tổn thất điện áp cực đại của các phương án được tổng hợp ở bảng 17 Bảng 17. Chỉ tiêu kỹ thuật của các phương án so sánh Tổn thất điện áp Phương án I II III IV V DUmax bt% 4,95 9,42 9,18 9,42 9,42 DUmax sc% 9,89 15,78 15,39 22,55 15,78 3.7. So sánh kinh tế kỹ thuật các phương án Từ các kết qủa tính toán ở bảng 17, chọn 4 phương án I, II,III, V để tiến hành so sánh kinh tế - kỹ thuật. 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 + DA.c Trong đó: atc – hệ số hiệu quả vốn đầu tư (atc = 0,125); avhđ - hệ số vận hành đối với các đường dây trong mạng điện avhđ = 0,04 Kđ - tổng các vốn đầu tư về đường dây; DA - tổng tổn thất điện năng hàng năm; c - giá 1 kW.h điện năng tổn thất ( c = 500 đ/kW.h); 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 = ồ1,6.k0i.li Trong đó: k0i – giá thành 1 km đường dây một mạch, đ/km; li – chiều dài đường dây thứ i, km. Tổn thất điện năng trên đường dây được xác định theo công thức: DA = ồDPimax.t Trong đó: DPimax - tổn thất công suất trên đường dây thứ i khi phụ tải cực đại; t - thời gian tổn thất công suất cực đại. Tổn thất công suất trên đường dây thứ i có thể tính như sau: 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: t = (0,124 + Tmax.10-4)2 x 8760 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. 3.8.1. Phương án I 3.8.1.1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên đường dây Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây được xác định theo các số liệu ở bảng 3. Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây NĐ-1: Tính tổn thất công suất trên các đường dây còn lại được tiến hành tương tự. Kết quả tính tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây được tổng hợp ở bảng 19. 2. Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện Giả thiết rằng các đường dây trên không hai mạch được dặt trên cùng 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: l1 – chiều dài đường dây NĐ-1 (l1 = 53,85 km); k01 - được xác định theo bảng sau Bảng 18. Giá thành đường dây trên không một mạch điện áp 110kV(106 d/km) Loại dây dẫn AC-70 AC-95 AC-120 AC-150 AC-185 AC-240 k0 (106đ/km) 208 283 354 403 441 500 k01 = 354.106 đ/km Như vậy: K1 = 1,6x354x106x53,85 = 30500,64 đ Kết quả tính vốn đầu tư xây dựng các đường dây cho ở bảng 19. Bảng 19. Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án I Đường dây Loại dây dẫn l , R , P , Q , DP , k0.106, K.106, km W MW MVAr MW đ/km đ NĐ-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 NĐ-5 HT-4 HT-6 HT-7 HT-8 HT-9 AC-120 AC-150 AC-120 AC-95 AC-120 AC-70 AC-120 AC-95 AC-120 AC-95 53,85 53,85 53,85 51 63,25 53,85 63,25 53,85 61 63,2 7,27 5,65 7,27 8,42 8,54 12,39 8,54 8,89 8,24 10,43 40 50 38 35,7 38 14,3 40 30 40 30 19,2 24 18,24 17,14 18,24 6,86 19,2 14,4 19,2 14,4 1,183 1,437 1,067 1,091 1,254 0,257 1,389 0,813 1,340 0,954 354 403 354 283 354 208 354 283 354 283 30500,64 34722,48 30500,64 23092,8 35824,8 17921,28 35824,8 24383,28 34550,4 28616,96 Tổng 10,786 295938,08 Các kết quả ở bảng 19 cho thấy rằng, tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng: DP = 10,786 MW Tổng vốn xây dựng các đường dây có giá trị: Kđ = 295938,08.106 đ 3.Xác định chi phí vận hành hàng năm Tổng các chí phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức: Y = avhđ.Kđ + DA.c Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng: t = (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 = (0,124 + 5000.10-4)2.8760 = 3411 h Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: DA = 10,786x3411 = 36791,35 MWh Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = 0,04x295938,08.106 + 36791,35 x500.103 = = 30233,197.106 đ Chi phí tính toán hàng năm bằng: Z = atc.Kđ + Y = 0,125.305879,9.106 + 32001,94.106 = = 67225,46.106 đ 3.7.2. Phương án II Các kết quả tính tổn thất công suất và vốn đầu tư của phương án này cho ở bảng 20. Bảng 22. Tổn thất công suất tác dụng và vốn đầu tư xây dựng đường dây của phương án II Đường dây Loại dây dẫn l , R , P , Q , DP , k0.106, K.106, km W MW MVAr MW đ/km đ NĐ-1 1-5 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 HT-4 HT-7 7-6 HT-8 8-9 AC-185 AC-120 AC-150 AC-120 AC-95 AC-70 AC-185 AC-120 AC-185 AC-95 53,85 41,23 53,85 53,85 51 53,85 53,85 41,23 61 41,23 4,58 5,57 5,65 7,27 8,42 12,39 4,58 5,57 5,19 6,80 78 38 50 38 35,7 14,3 70 40 70 30 37,44 18,24 24 18,24 17,14 6,86 33,6 14,4 33,6 14,4 2,832 0,817 1,437 1,067 1,091 0,257 2,281 0,831 2,583 0,623 441 354 403 354 283 208 441 354 441 283 37996,56 23352,672 34722,48 30500,64 23092,8 17921,28 37996,56 23352,672 43041,6 18668,944 Tổng 13,820 290646,21 Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng: DP = 13,82 MW Tổng vốn xây dựng các đường dây có giá trị: Kđ = 290646,21.106 đ Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: DA = 13,82x3411 = 47140,56 MWh Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = 0,04x290646,21.106 + 47140,56x500.103 = = 35196,128.106 đ Chi phí tính toán hàng năm bằng: Z = atc.Kđ + Y = =0,125x290646,21.106 + 35196,128.106 = 71526,9.106 đ 3.7.3. Phương án III Các kết quả tính tổn thất công suất và vốn đầu tư của phương án này cho ở bảng 21. Bảng 21. Tổn thất công suất tác dụng và vốn đầu tư xây dựng đường dây của phương án III Đường dây Loại dây dẫn l , km R , W P , MW Q , MVAr DP , MW k0.106, đ/km K.106, đ NĐ-1 NĐ-2 2-3 NĐ-4 NĐ-5 HT-4 HT-7 7-6 HT-8 8-9 AC-120 AC-240 AC-120 AC-95 AC-120 AC-70 AC-185 AC-120 AC-185 AC-95 53,85 53,85 40 51 63,25 53,85 53,85 41,23 61 41,23 7,27 3,50 5,40 8,42 8,54 12,39 4,58 5,57 5,19 6,80 40 88 38 35.7 38 14.3 70 40 70 30 19,2 42,24 18,24 17,14 18,24 6,86 33,6 19,2 33,6 14,4 1,183 2,756 0,793 1,091 1,254 0,257 2,281 0,906 2,583 0,623 354 500 354 283 354 208 441 354 441 283 30500,64 43080 22654 23092,8 35824,8 17921,28 37996,56 23352,672 43041,6 18668,944 Tổng 13,726 296135,3 Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng: DP = 13,726 MW Tổng vốn xây dựng các đường dây có giá trị: Kđ = 296135,3.106 đ Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: DA = 13,726x3411 = 46820,13 MWh Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = 0,04x296135,3.106 + 46820,13x500.103 = = 35255,477.106 đ Chi phí tính toán hàng năm bằng: Z = atc.Kđ + Y = 0,125x296135,3.106 + 35255,477.106 = = 72272,29.106 đ 3.7.4. Phương án V Các kết quả tính tổn thất công suất và vốn đầu tư của phương án này cho ở bảng 22. Bảng 22. Tổn thất công suất tác dụng và vốn đầu tư xây dựng đường dây của phương án V Đường dây Loại dây dẫn l , km R , W P , MW Q , MVAr DP , MW k0.106, đ/km K.106, đ NĐ-1 1-5 NĐ-2 2-3 NĐ-4 HT-4 HT-7 7-6 HT-8 8-9 AC-185 AC-120 AC-240 AC-120 AC-95 AC-70 AC-185 AC-120 AC-185 AC-95 53,85 41,23 53,85 40 51 53,85 53,85 41,23 61 41,23 4,58 5,57 3,50 5,40 8,42 12,39 4,58 5,57 5,19 6,80 78 38 88 38 35.7 14.3 70 40 70 30 37,44 18,24 42,24 18,24 17,14 6,86 33,6 19,2 33,6 14,4 2,832 0,817 2,756 0,793 1,091 0,257 2,281 0,906 2,583 0,623 441 403 500 403 283 208 441 403 441 283 37996,56 26585,104 43080 25792 23092,8 17921,28 37996,56 26585,104 43041,6 18668,944 Tổng 14,939 300759,95 Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng: DP = 14,939MW Tổng vốn xây dựng các đường dây có giá trị: Kđ = 300759,95.106 đ Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: DA = 14,939x3411 = 50955,91 MWh Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = 0,04x300759,95.106 +50955,91x500.103 = = 37508,355.106 đ Chi phí tính toán hàng năm bằng: Z = atc.Kđ + Y = 0,125x300759,95.106 + 37508,355.106 = = 75103,35.106 đ Các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của cả 3 phương án so sánh được tổng hợp trong bảng 23. Bảng 23. Tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của các phương án so sánh Các chỉ tiêu Phương án I II III V DUmax bt% 4,95 9,42 9,18 9,42 DUmax sc% 8,89 15,78 15,39 15,78 Z.106 đ 67225,46.106 71526,9.106 đ 72272,29.106 đ 75103,35.106 Từ các kết quả tính toán trong bảng 23 nhận thấy rằng, phương án I là phương án tối ưu. Chương 4 Chọn số lượng, công suất các máy biến áp trong các trạm tăng áp của nhà máy điện 4.1 Chọn số lượng, công suất các máy biến áp trong các trạm tăng áp của nhà máy nhiệt điện: Nhà máy phát tất cả công suất vào mạng điện 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 sau: SBAđm ³ Sđm = = 117,64 MVA. Trong đó Sđm là công suất định mức của mỗi máy phát điện Chọn máy biến áp công suất Sđm = 125 MVA, loại máy TDЦ - 125000/110 có các thông số cho trong bảng 24: Bảng 24: Các thông số của máy biến áp tăng áp Sđm , MVA Loại MBA Các số liệu kỹ thuật Các số liệu tính Uđm, kV UN % DPN kW DP0 kW I0 % R W X W DQ0 kVAr Cao Hạ 125 TDЦ- 125000/110 121 10,5 10,5 520 120 0,55 0,33 11,1 678 4.2 Chọn số lượng và công suất máy biến áp trong các trạm hạ áp: Tất cả các phụ tải trong hệ thống điện đều là hộ loại 1, vì vậy để đảm bảo cung cấp điện cho các phụ tải này cần đặt hai máy biến áp làm việc song song trong mỗi trạm. Khi chọn công suất của máy biến áp cần xét đến khả năng quá tải của máy biến áp còn lại sau sự cố. Xuất phát từ điều kiện quá tải cho phép bằng 40% trong thời gian phụ tải cực đại. Công suất của mỗi máy biến áp trong trạm có n máy biến áp được xác định theo công thức sau: (4.1) Với: Smax - công suất phụ tải ở chế độ cực đại (MVA). k-hệ số quá tải của máy biến áp trong chế độ sau sự cố ( chọn k= 1,4). n - số lượng máy biến áp trong một trạm (n³ 2). Đối với trạm có 2 máy biến áp làm việc song song trong một trạm (tức n=2). Khi đó, công suất mỗi máy biến áp bằng: Tính công suất của máy biến áp trong trạm 1 Từ bảng 1.1 thì S1max = 42,15 MVA, do vậy : MVA Chọn máy biến áp có công suất Sđm = 32 MVA, loại máy TPDH - 32000/110 Phụ tải 2: MVA Chọn máy biến áp có TPDH - 40000/110, công suất định mức Sđm = 40MVA. Phụ tải 3: MVA Chọn máy biến áp TPDH - 32000/110, công suất định mức Sđm = 32MVA. Phụ tải 4: MVA Chọn máy biến áp có TPDH - 40000/110, công suất định mức Sđm = 40MVA. Phụ tải 5: MVA Chọn máy biến áp TPDH - 32000/110, công suất định mức Sđm = 32MVA. Phụ tải 6: MVA Chọn máy biến áp TPDH - 32000/110, công suất định mức Sđm = 32MVA. Phụ tải 7: MVA Chọn máy biến áp TPDH - 25000/110, công suất định mức Sđm = 25MVA. Phụ tải 8: MVA Chọn máy biến áp TPDH - 32000/110, công suất định mức Sđm = 32MVA. Phụ tải 9: MVA Chọn máy biến áp TPDH - 25000/110, công suất định mức Sđm = 25MVA. Bảng 25: Các thông số của máy biến áp hạ áp Sđm MVA Kiểu Số liệu kỹ thuật Số liệu tính toán Uđm V Un % DPn kW DP0 kW I0 % R W X W DQ0 Var Cao Hạ 25 TPDH -25000/110 115 11 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 32 TPDH -32000/110 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 40 TPDH -40000/110 115 10,5 10,5 175 42 0,7 1,44 34,8 280 Chọn sơ đồ trạm và sơ đồ hệ thống: Các trạm cuối dùng 2 máy biến áp vận hành song song, dùng hệ thống một thanh góp có máy cắt phân đoạn. Đối với trạm trung gian 4 dùng hệ thống 2 thanh góp. ở các nhà máy nhiệt điện và hệ thống để đảm bảo cung cấp điện liên tục ta dùng sơ đồ một rưỡi và sơ đồ hai thanh góp. Trong đó các máy cắt điện 110 kV được chọn là máy cắt SF6, còn phía 10 kV sử dụng các máy cắt hợp bộ. Các máy phát trong nhà máy nhiệt điện là máy phát điện đồng bộ tua bin hơi kiểu TB100-2. Từ các số liệu tính toán ta có sơ đồ nối dây toàn hệ thống: Trong đồ án tốt nghiệp này ta cần đến 4 loại trạm là: + Trạm cuối + Trạm trung gian + Trạm nguồn. + Trạm phía hệ thống * Trạm cuối ( các trạm 1,3,4,5,6,7,8,9) + Dùng hệ thống 2 phân đoạn thanh góp, nếu chiều dài đường dây lớn hơn 70km, thì khả năng xảy ra sự cố lớn, phải đóng cắt nhiều vì thế ta phải đặt máy cắt ở phía cuối đường dây. Trong trường hợp ngược lại, chiều dài đường dây nhỏ hơn 70 km ta sẽ đặt máy cắt cao áp ở phía máy biến áp l<70 km l>70 km Trạm trung gian (trạm 4) Tại trạm trung gian ta dùng sơ đồ một hệ thống 2 thanh góp, giữa 2 máy biến áp có một máy cắt phân đoạn. S4 * Trạm nguồn ở nhà máy điện Trạm nguồn là trạm BA tăng áp từ Umf lên Uđm của đường truyền tải. Đây là TBA lớn và quan trọng nhất trong hệ thống. +Tại trạm nguồn ta sử dụng sơ đồ hai hệ thống thanh góp có ba máy cắt trên hai mạch ( sơ đồ một rưỡi ) Trạm phía hệ thống: Dùng sơ đồ hai hệ thống thanh góp Chương 5 Tính chính xác chế độ vận hành của mạng điện Để đánh giá các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện thiết kế, cần xác định các thông số chế độ xác lập trong các trạng thái phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố khi phụ tải cực đại. Khi xác định các dòng công suất và các tổn thất công suất, ta lấy điện áp ở tất cả các nút trong mạng điện bằng điện áp định mức Ui = Uđm = 110 kV. 5.1. Chế độ phụ tải cực đại 5.1.1. Lộ NĐ-1 Sơ đồ nguyên lý thay thế và sơ đồ thay thế của đường dây: a) S N1 Zb S 1 =P 1 + j Q 1 S S/ S// Sb 1' 1 d Z c S Qcc Qcđ D o b) Hình 7. Tính chế độ mạng điện a) Sơ đồ mạng điện ; b) Sơ đồ thay thế của mạng điện Trong các chương trước ta đã có các thông số của đường dây: Zd = 7,27 + j 11,39 W ; = 1,45.10-4 S Đối với MBA: DS0 = 2(DP0 + j DQ0 ) = 2(35+j 240). 10-3 = 0,07 + j 0,48 MVA Zb = (Rb + j Xb ) = ( 1,87 + j 43,5 ) = 0,935 + j 21,75 W Tổn thất công suất trong tổng trở MBA có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở MBA bằng: Sb = S1 + DSb = 40 + j 19,2 + 0,152 + j 3,538 = 40,152 + j 22,738 MVA Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của MBA có giá trị: Sc = Sb + DS0 = 40,152 + j 22,738 + 0,07 + j 0,48 = 40,222 + j 23,218 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây bằng: Qcc = Uđm2 = 1102 x1,45.10-4 = 1,75 MVAr. Công suất sau tổng trở đường dây NĐ-1 bằng: S”= Sc - jQcc = 40,222 + j23,218 - j1,75 = = 40,222 + j 21,46 MVA. Tổn thất công suất trên tổng trở đường đây bằng: Dòng công suất trước tổng trở đường dây NĐ-1 có giá trị: S’= S” + DSd= 40,222 + j21,46 +1,249 + j1,956 = 41,47 + j 23,41 MVA. Công suất điện dung đầu đường dây bằng: Qcđ = Qcc = 1,75 MVAr Công suất nhà máy điện truyền vào đường dây NĐ-1: SN-1= S’- j Qcđ = 41,47 + j 23,41 - j 1,75 = = 41,47 + j21,66 MVA. 5.1.2. Các đường dây NĐ-2, NĐ-3, NĐ-5 Tính chế độ của các đường dây NĐ-2, NĐ-3, NĐ-5 được tiến hành tương tự. Để đơn giản có thể biểu diễn các kết quả tính toán trong các bảng Thông số của các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây cho trong bảng 26, còn các dòng công suất và các tổn thất công suất trên các phần tử của mạng điện cho ở bảng 27. Bảng 26.Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các Đường dây Zd , W 10-4,S DS0,MVA Zb S = P+jQ, MVA NĐ-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-5 7,27+j11,39 5,65+j11,2 7,27+j11,39 8,54+j13,38 1,45 1,48 1,45 1,7 0,07+j 0,48 0,084+j0,56 0,07+j 0,48 0,07+j 0,48 0,935+j21,75 0,72+j17,4 0,935+j21,75 0,935+j21,75 40+j19,2 50+j24 38+j18,24 38+j18,24 đường dây nối với nhà máy nhiệt điện Bảng 27. Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây nối với nhà máy điện Đường dây SNi, MVA S'MVA DSd , MVA S’’ , MVA QC , MVAr Sb , MVA DSb , MVA NĐ-1 41,47+j 21,66 41,47+j 23,42 1,249+j 1,956 40,222+j 21,46 1,75 40,152+j 22,738 0,152+j 3,538 NĐ-2 51,79+j 28,42 51,79+j 30,22 1,526+j 3,023 50,267+j 27,19 1,79 50,138+j 28,423 0,183+j 4,423 NĐ-3 39,33+j 20,16 39,33+j 21,92 1,121+j 1,757 38,207+j 20,16 1,75 38,137+j 21,433 0,137+j 3,194 NĐ-5 39,52+j 19,85 39,52+j 21,91 1,308+j 2,05 38,207+j 19,86 2,06 38,137+j 21,433 0,137+j 3,194 Tổng 172,11+j 90,1 5,2+j 8,79 0,61+j 14,35 5.1. 3. Lộ NĐ- 4 -HT Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ thay thế như hình 8 Sơ đồ mạng điện QCHđ ZH HT ZN S H4 Zb S4 = 50 + j 24 D S 0 S’ H SN4 N S’ S’’ N N S’’’ S’’’ H H S’’ Sc NĐ QCNc QCNđ QCHc Sb Sơ đồ thay thế của mạng điện Hình 8. Tính chế độ mạng điện Trong chương 3 và 4 tính được các thông số của các phần tử trong mạng điện như sau: - Máy biến áp có DS0 = 2(DP0 + j DQ0 ) = 2(42+j 280). 10-3 = 0,084 + j 0,56 MVA Zb = (Rb + j Xb ) = ( 1,44 + j 34,8 ) = 0,72 + j 17,4 W - Đường dây NĐ - 4: ZN = 8,42 + j 10,94 W ; = 1,35.10-4 S - Đường dây HT - 4: ZH = 12,39 + j 11,85 W ; = 1,39.10-4 S Tính dòng công suất từ NĐ chạy vào ĐD - 4 Trong chương 3 ta đã tính được công suất phát kinh tế của nhà máy nhiệt điện và công suất tự dùng