Đồ án Thiết kế mạng lưới điện năng

nh tế – kỹ thuật. Từ các bảng tra cứu các thông số dây dẫn trong sách ta có bảng thông số các đoạn đường dây như sau: Đoạn Đường dây L (km) Loại dây r0 W/km x0 W/km b010-6 s/km R W X W B 10-6s N-5 78 AC-70 0,46 0,44 2,58 17,94 17,16 402,48 N- 6 85 AC-95 0,33 0,429 2,65 14,025 18,233 450,5 N – 1 58 AC-185 0,17 0,49 2,84 4,93 14,31 329,44 1 – 4 32 AC-120 0,27 0,423 2,69 4,32 6,768 172,16 N - 2 78 AC-185 0,17 0,49 2,84 6,63 19,11 443,04 2 - 3 42 AC-120 0,27 0,423 2,69 5,67 8,883 225,96 Tính tổn thất điện áp Kết quả tính toán được tổng hợp trong bảng sau: Đoạn đường dây P (MW) Q (MVAr) R (W) X (W) DUbt (%) DUSC % N – 5 28 17,36 17,94 17,16 6,61 13,22 N – 6 34 21,08 14,025 18,233 7,12 14,24 N - 1 74 45,88 2,84 4,93 3,61 7,22 1 – 4 40 24,8 2,69 4,32 1,7 3,56 N - 2 68 42,16 6,63 18,11 10,4 20,88 2 - 3 40 24,8 5,67 8,883 3,7 7,4 Tổng kết phương án DUmaxbt% = 14,24% < 15% DUmaxSC% = 20,8% > 20% Không đảm bảo được các yêu cầu kỹ thuật Khả năng mở rộng và phát triển phụ tải thấp Sự cố ở mỗi nhánh ảnh hưởng nhiều đến toàn mạng điện V – Phương án 5 1- Sơ đồ nối dây Chọn tiết diện dây dẫn Giả thiết mạng kín trên là đồng nhất và đoạn đường dây có cùng tiết diện. Khi đó dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây được xác định như sau: S N-6 = LS = lN-5 + l N-6 +l5-6 = 78 + 42 + 85 = 205 (km) SN-6 = = = = 31,51 + j 19,54 (MVA) S N-5 = (S6 + S5) – S N-6 = (34 + j 21,08 + 28 + j 17,36) – (31,51 + j 19,54) = 62 + j 38,44 – 31,51 – j 19,54 = 30,49 + j 18,9 S 6 -5 = S N – 5 – S5 = 30,49 + j 18,9 – 28 – j 17,36 = 2,49 + j 1,54 Vậy S N-6 = S N – 5 = S 5 – 6 = Sau khi tính được dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây của mạch vòng. Việc chọn tiết diện dây dẫn mạch vòng và các đoạn mạch còn lại được tính toán tương tự nhe phương pháp đã trình bày phần trước. Kết quả tính toán được tổng hợp trong bảng sau: Đoạn đường dây Ibt (A) Fkt (mm2) Ft/c (mm2) ICp (A) ISC (A) N – 5 188 170 185 510 376 6 - 5 15,4 14 70 265 30,8 N – 6 194 176 185 510 388 N – 4 247 224 240 610 494 4 - 3 123 111 120 380 246 N - 1 191 173 185 510 382 1 - 2 86 78 70 265 172 Giả thiết sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt một trong các đoạn đường dây N-5 hoặc N – 6. Khi đó dòng điện sự cố I N-5SC = I N-6 SC = = 383,9 (A) Dòng điện lớn nhất chạy trên đoạn 5 -6 là I 56 SC = Theo kết quả tính toán kết hợp với điều kiện tổn thất vầng quang. Các dây dẫn đã chọn ở bảng trên là phù hợp với yêu cầu kinh tế – kỹ thuật. Từ các bảng tra cứu trong sách ta có bảng thông số của các đoạn đường dây trong phương án thiết kế Đoạn Đường dây L (km) Loại dây x0 W/km b010-6 s/km r0 W/km R W X W B 10-6s N-5 78 AC-185 0,49 2,84 0,17 13,26 38,22 21,52 6-5 42 AC-70 0,44 2,58 0,46 19,32 18,48 108,36 N- 6 85 AC-185 0,429 2,84 0,17 14,45 41,65 241,4 N– 4 60 AC-240 0,39 2,68 0,13 3,9 11,7 321,6 4 -3 36 AC-120 0,423 2,69 0,27 4,86 7,614 193,68 N – 1 58 AC-185 0,49 2,84 0,17 4,93 14,21 329,44 1 - 2 30 AC-70 0,44 2,58 0,46 6,9 6,6 154,8 Tính tổn thất điện áp Tính tương tự như các phương án đã trình bày. Sau khi tính toán kết quả được tổng hợp trong bảng sau: Đoạn đường dây P (MW) Q (MVAr) R (W) X (W) DUbt (%) DUSC % N – 5 30,49 18,9 13,26 38,22 9,31 18,94 6 - 5 2,49 1,54 19,32 18,48 0,633 8,65 N – 6 31,51 19,54 14,45 41,65 10,5 20,63 N - 4 80 49,6 3,9 11,7 7,4 14,8 4 - 3 40 24,8 4,86 7,614 3,2 6,4 N - 1 34 21,08 4,93 14,21 3,9 7,8 1-2 28 17,36 6,9 6,6 2,5 5 Với mạch vòng sự cố nặng nề khi đứt đoạn N – 5 hoặc N – 6 Trường hợp đứt đoạn N – 5. Khi đó dòng công suất trên các đoạn đường dây như sau: S’ N-6 = S N-6 + S N-5 = 34 + j 21,08 + 28 + j 17,36 = 62 + j 38,44 (MVA) S’ 6-5 = S5 = 28 + j 17,36 Ta có: DUN-6SC% = = 20,63% DU65SC% = = 7,12% Trường hợp đứt đoạn N – 5 S’N-5 = SN6 + SN5 = 62 + j 38,44 (MVA) S56 = S6 = 34 + j 21,08 Ta có DUN5SC% = = 18,94% D56SC% = = 8,65% Tổn thất điện áp lớn nhất ở chế độ vận hành bình thường là tổn thất điện áp ở phụ tải 4 trên đường dây N – 4 – 3 DUmaxbt% = 7,4 + 3,2 = 10,6% Tổn thất điện áp lớn nhất ở chế độ sự cố là tổn thất điện áp ở phụ tải 6 trong nhánh mạch vòng N – 5 – 6 – N khi đoạn đường dây N – 5 bị đứt DUmaxSC% = 20,63 + 8,65 = 29,28% Tổng kết phương án DUmaxbt% = 10,6% < 15% DUmaxSc% = 29,28% > 20% Không đảm bảo được yêu cầu kỹ thuật Khả năng mở rộng phụ tải thấp Sự cố ở đoạn đường dây trong nhánh ảnh hưởng nhiều đến phụ tải. Bảng so sánh chỉ tiêu kỹ thuật của các phương án Phương án DU% I II III IV V DUmaxbt% 12,99 10,57 19,4 11,24 10,6 DUmaxSC% 22,46 17,94 16 20,81 29,28 Theo bảng so sánh trên ta chọn hai phương án (II, III) để so sánh chỉ tiêu về kinh tế và chọn ra phương án tối ưu nhất C – So sánh các chỉ tiêu kinh tế Việc so sánh về mặt kinh tế giữa các phương án dựa vào chi phí hàng năm Z. Tìm ra Zmin để đưa ra phương án tối ưu. Trong tính toán tìm hàm Z của các phương án ta giả thiết tất cả các phương án có: - Số lượng máy biến áp như nhau. Số lượng máy cắt như nhau Số lượng dao cách ly như nhau Hàm chi phí hàng năm Z được tính theo công thức Z = (avh + atc)kd + DA.C Trong đó: avh: hệ số vận hành với avh = 0,04 atc: Hệ số thu hồi vốn tiêu chuẩn với atc = 0,125 kd: Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây kd = Skdi = Sa.li.Koi Koi suất đầu tư cho 1 km đường dây có tiết diện Fi. Li: Chiều dài đường dây thứ i có tiết diện Fi a: Hệ số điều chỉnh Đường dây một mạch a = 1 Đường dây 2 mạch, 1 cột a = 1,6 Đường dây 2 mạch, 2 cột a = 1,8 DA: Tổng tổn thất điện năng hàng năm DA = SDPi.ầ DPi: Tổng công suất tổn thất ở chế độ cực đại của đường dây thứ i ầ : Thời gian tổn thất công suất lớn nhất ầ = (0,124 + Tmax .10-4)2.8760 = (0,124 + 5000.10-4)2.8760 = 3411 (h) -C: giá thành 1 KWh điện năng tổn thất Với giả thiết đường dây thiết kế là cột ly tâm lõi thép có Uđm = 110 kV. Tra sách ta có suất đầu tư cho một số đường dây có tiết diện khác nhau như sau: Loại dây Ac – 70 Ac – 95 AC – 120 AC – 185 AC – 240 Koi (106 đ/km) 168 224 280 392 444 Để tính toán cho các phương án ta sử dụng một số công thức: Kdi = Koi x li x a = 1,6 x Koi . li DPi = Phương án 2 Xét đoạn đường dây N – 5 K N-5 = Koi x li x a = 108 . 78 . 1,6 . 106 = 20,97.109 (đồng) DP N-5 = Các đoạn dây còn lại được tính tương tương tự. Kết quả được tổng hợp trong bảng sau: Đoạn Đường dây Li (km) Loại dây K0i (106đ) Kdi109đ Pimax (MW) Qimax (MVAR) X W DPimax MW N-5 78 AC-70 168 20,97 28 17,36 17,94 1,61 N- 6 85 AC-95 224 30,464 34 21,08 14,025 1,855 N– 4 60 AC-240 444 42,624 80 49,6 3,9 2,86 4 -3 36 AC-120 280 16,128 40 24,8 4,86 0,89 N – 1 58 AC-185 392 36,38 62 38,44 4,93 2,17 1 - 2 30 AC-70 168 8,064 28 17,36 6,9 0,62 Kd = SDKdi = 154,63 SDPi = 10,005 DA = SDPi . ầ = 10,005 . 103.3411 = 34127055 (kwh) Z = (0,04 + 0,125).154,63 . 109 + 34127055 . 500 = 42,58 . 109 đ Phương án 3 Tương tự như phương án 2. Sau khi tính toán ta có bảng sau: Đoạn Đường dây Li (km) Loại dây K0i (106đ) Kdi109đ Pimax (MW) Qimax (MVAR) X W DPimax MW N-5 78 AC-70 168 20,967 28 17,36 17,94 1,61 N- 6 85 AC-95 224 30,464 34 21,08 14,025 1,855 N– 4 60 AC-120 280 26,88 40 24,8 8,1 1,483 N – 1 58 AC-240 444 41,2032 74 45,88 3,77 2,362 1 -3 30 AC-120 280 13,44 40 24,8 4,05 0,741 N - 2 78 AC-70 168 20,967 28 17,36 17,94 1,61 Kd = SDKdi = 153,92 SDPi = 9,661 Ta có DA = SDPi. ầ = 9,661.103.3411 = 32953671 kwh Z = (0,125 + 0,04) . 153,92.109+32953671 x 500 = 41, 874 .109 (đ) Tổng kết và lựa chọn phương án Chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật Phương án Z (109 đồng) DUmaxbt (%) DUmaxsc (%) Phương án 2 42,58 10,57 17,94 Phương án 3 41,874 9,4 16 Từ bảng tổng kết ta thấy phương án 3 có hàm chi phí Z là nhỏ nhất. Tổn thất điện áp ở chế độ làm việc bình thường và ở chế độ sự cố là bé nhất. vậy ta chọn phương án 3 là phương án tối ưu để tính toán trong phần tiếp theo. Chương III Chọn số lượng và công suất máy biến áp ở các trạm – Chọn các sơ đồ trạm và vẽ sơ đồ mạng thiết kế I- Lựa chọn số lượng và công suất máy biến áp. Căn cứ vào công suất của phụ tải, yêu cầu điều chỉnh điện áp của phụ tải, tính chất của hộ tiêu thụ loại I nên ta chọn mỗi trạm biến cáp có 2 máy biến áp làm việc song song. Máy biến áp được chọn ở đây là máy biến áp 3 pha 2 cuộn dây điều chỉnh điện áp dưới tải có Ucđm = 115 (kV) có phạm vi điều chỉnh nằm trong dải Uđc = ±9 x 1,78% Ucđm. Công suất định mức của các máy biến áp chọn theo Smax của phụ tải và xét đến trường hợp 2 máy biến áp đang làm việc song song mà có một máy bị sự cố thì máy kia phải làm việc quá tải 40% trong 5 ngày đêm mỗi ngày đêm không quá 6h. Công suất của máy biến áp được xác định theo công suất sau SB ³ Với Smax công suất lớn nhất của phụ tải ở trạm K = 1,4 hệ số quá tải khi sự cố. 1)Phụ tải 1 SB1 ³ Chọn MBA TPDH – 32000/110 2) Phụ tải 2 SB2 ³ Chọn MBA TPDH – 25000/110 3) Phụ tải 3 SB3 ³ Chọn MBA TPDH – 40000/110 4)Phụ tải 4 SB4 ³ Chọn MBA TPDH – 40000/110 5) Phụ tải 5 SB5 ³ Chọn MBA TPDH – 25000/110 6) Phụ tải 6 SB6 ³ Chọn MBA TPDH – 32000/110 Từ các bảng phụ lục trong sách ta có bảng thông số các loại MBA đã chọn Kiểu MBA Sđm (MVA) UCđm (kv) Uhđm (kv) Un % DP0 (Kw) I0 % R W X W DQ0 (KVAR) TPDH – 25000/110 25 115 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 TPDH – 32000/110 32 115 10,5 145 35 0,75 1,87 66 240 TPDH – 40000/110 40 115 10,5 175 42 0,7 1,44 34,8 280 II-Chọn sơ đồ trạm và vẽ sơ đồ mạng điện thiết kế Trong đồ án môn học ta cần 3 loại trạm biến áp, trạm nguồn, trạm trung gian và trạm cuối 1) Trạm nguồn Trạm nguồn là trạm biến áp tăng áp từ điện áp máy phát lên đến điện áp của đầu đường dây truyền tải. Đây là trạm biến áp lớn và quan trọng nhất trong hệ thống Tại trạm nguồn ta chọn hệ thống 2 thanh góp có máy cắt liên lạc. 2) Trạm trung gian Trong các trạm trung gian ta chọn sơ đồ hệ thốgn hai thanh góp có máy cắt liên lạc. 3) Trạm cuối. Đối với đường dây có chiều dài l ³ 70 km thì khả năng xảy ra sự cố trên đường dây lớn hơn nên ở trạm cuối ta chọn sơ đồ cần có máy cắt ở phía đường dây để cách ly sự cố. Sơ đồ nối dây trạm cuối Đối với đường dây có l Ê 70 km thì khả năng xảy ra sự cố trên đường dây ít hơn do vậy ở trạm cuối ta chọn sơ đồ cầu có máy cắt ở phía MBA. 4) Sơ đồ hệ thống cung cấp điện. Chương IV Xác định công suất tối ưu của thiết bị bù. Để giảm công suất phản kháng truyền tải trên đường dây nhằm giảm tổn thất công suất và tổn thất điện năng, ta có thể sử dụng phương pháp bù công suất phản kháng tại phụ tải. Nghĩa là đặt thiết bị bù công suất phản kháng ở thanh góp hạ áp trạm biến áp. Dung lượng bù kinh tế cho các hộ tiêu thị được xác định theo phí tổn tính toán hàng năm là nhỏ nhất. Ta sử dụng công thức. Z = K0 . Qb + DP0.Qb.C0 + Trong đó: Zi = K0 . Qb: Chi phí về thiết bị bù Z2 = DP0.Q0.C0: Chi phí về công suất tác dụng do thiết bị bù tiêu cực. Z3 = : Chi phí về tổn thất công suất tác dụng trong mạch điện sau khi đặt thiết bị bù. Với K0 – Suất đầu tư cho 1 đơn vị thiết bị bù K0 = 150 . 106 đ/MVAR DP0 = 0,005 kw/KVAR C0 – Suất chi phí cho tổn thất công suất tác dụng C0 = 15 . 109 đ/MW Qb – Công suất bù (MVAR) Q- Công suất phản kháng của phụ tải (MVAR) R - Điện trở của đường dây MBA Uđm - Điện áp danh định của mạng điện. Giải bài toán tối ưu hóa công suất của thiết bị bù là ta đi tìm giá trị Qtb thỏa mãn điều kiện cực tiểu của hàm mục tiêu Z. Giá trị Qbt được xác định từ điều kiện. Giải phương trình trên ta sẽ tìm được Qbt. Nhánh N-5 Ta có: Rbstđ = R5 = Rd5 + Rb5tđ = 17,94 + 1,27 = 19,21 (W) -2 (17,36 – Qb) ị Qb5 = 17,36 - Kiểm tra lại cosj. tgj = Cosj = 0,98 Chỉ bù đến Cosj = 0,95 đ tgj = 0,329 Nên ị Qb5bt = 8, 148 (MVAR) 2) Nhánh N – 6 Ta có Rb6tđ = R6 = Rd6 + Rb6tđ = 18,233 + 0,935 = 19,168 (W) đ Qb6 = 21,08 - = 16,35 (MVAR) Kiểm tra lại Cosj. tgj = ị Cosj = 0,99 Chỉ bù đến Cosj = 0,95 đ tgj = 0,329 Nên ịQb6tđ = 9,894 (MVAR) 3) Nhánh N – 4 Ta có Rb4tđ = R4 = Rd4 + Rb4tđ = 8,1 +0,72 = 8,82 W đ Qb4 = 24,8 - Kiểm tra lại Cosj tgj = ị Cosj = 0,97 Chỉ bù đến Cosj = 0,95 đ tgj = 0,329 Nên: ị Qb4tđ = 11,64 (MVAR) Nhánh N-1-3 Ta có Rb3tđ = Rb1tđ = Hàm chi phí tổn thất của mạng điện sau khi đặt thiết bị bù. Z= Khi đó hàm mục tiêu Z là Z = (K0+DP0.C0)(Qb3 + Qb1) + Z3 Ta có Thay các giá trị tương ứng vào 2 phương trình trên ta có hệ phương trình sau: ị Kiểm tra lại Cosj tgj = ịCosj = 0,99 Để kinh tế và ổn định hệ thống ta chỉ bù đến Cosj = 0,95 Khi đó tgj = 0,329 Nên Û ị Qb3td = 11,64 (MVAR) Tại phụ tải 1 tgj = ịCosj = 0,99 Chỉ bù đến Cosj = 0,95 đ tgj = 0,329 Nên Û ị Qb1td = 21,534 (MVAR) 5) Nhánh N-2 Ta có Rb2td = (W) R2 = Rd2 + Rb2tđ = 17,94 + 1,27 = 19,21 (W) ị Qb2 = 17,36 - = 12,64 (MVAR) Kiểm tra lại cosj tgj = Cosj = 0,98 Chỉ bù đến Cosj = 0,95 đ tgj = 0,329 nên Û ịQb2tđ = 8,148 (MVAR) Bảng tổng hợp dung lượng bù Phụ tải 1 2 3 4 5 6 Qbđt (MVAR) 21,534 8,148 11,64 11,64 8,148 9,894 Chương V: Tính toán các chế độ vận hành mạng điện I-Chế độ phụ tải cực đại Trong chế độ phụ tải cực đại điện áp trên thanh góp cao áp của trạm nguồn là: UN = = 1) Nhánh N – 5 Các thông số kỹ thuật của nhánh Đường dây 2AC – 70 Rd5 (W) Xd5 (W) Bd5 (10-6s) 17,94 17,16 402,48 Máy biến áp 25000/110 DPn(kW) Un % DP0 (kW) DQ0 (kW) Rb (W) Xb (W) 120 10,5 29 200 2,54 55,9 Tổng trở và tổng dẫn của đường dây Zd5 = Rd5 +jXd5 = 17,95 +j 17,16 DS0td5 = 2 (DP0+j DQ0) = 2( 29 + j200) = 0,058 + j 0,4 (MVA) a) Xác định các dòng công suất DS2b5 = = = 0,0834 + j1,826 (MVA) Sb5 = S5 + DS2b5 = 28 + j 9,212 + 0,0834 +j1,825 = 28,0834 + j11,037 Sc5 = Sb5 + DS0td = 28,0834 + j 11,037 + 0,058 + j 0,4 = 28,1414 + j 11,437 (MVA) jQcc5 = - j S”5 = SC5 – j QCC5 = 28,1414 + j 11, 437 – j 2,435 = 28,1414 + j 9,002 (MVA) DSd5 = = = 0,072 (17,94 + j 17,16) = 1,292 + j 1,24 -jQcd5 = -jQCC5 = - j2,435 (MVAR) S’5 = S”5 + DSd5 = 28,1414 + j 9,002 + 1,292 + j 1,24 = 29,434 + j 10, 242 (MVA) S5 = S’5 – j Qcd5 = 29,434 + j 10,242 – j 2,435 = 29,434 + j 7,807 (MVA) b) Xác định điện áp tại các nút Tổn thất điện áp trên đường dây DUd5 = = Điện áp tại thanh góp trạm biến áp 5 UC5 = UN - DUd5 = 121 – 5,474 = 115,526 (kV) Tổn thất điện áp trạm biến áp 5 DUb5 = = Điện áp phía thanh góp hạ áp trạm biến áp đã quy đổi về phía điện cao áp. U5H = UC5 - DUb5 = 15,526 – 3,01 = 112,516 (kV) c) Xác định tổn thất điện năng Tổn thất điện năng trên đường dây DAd5 = DP5. ầ = 1,3 . 3411 = 4434,3 (kWh) Tổn thất điện năng trạm biến áp 5 DAbs = DP05.t + DPzb5 . ầ = 0,058 . 8760 + 0,0834 .3411 = 792,56 (Mwh) Tổn thất điện năng DA5 = DAd5 + DAb5 = 4434,3 + 792,56 = 5226,86 (kWh) 2) Nhánh N- 6 Thông số kỹ thuật của nhánh Đường dây AC – 95 Rd6 (W) Xd6 (W) Bd6 (10-6 s) 14,025 18,233 450,5 Máy biến áp 32000/110 DPn (KW) Un% DP0 (KW) DQ0 (KVAR) Rb (W) Xb (W) 145 16 35 240 1,87 66 Tổn trở và tổng dẫn của đường dây Zd6 = Rd6 +jXd6 = 14,025 + j 18,233 (W) DS0td = 2 (DP0+j DQ0)= 2( 35 + j240) = 0,07 + j 0,48 (MVA) a) Xác định các dòng công suất DS2b6 = = = 0,091 + j3,03 (MVA) Sb6 = S6 + DS2b6 = 34 + j 11,186 + 0,091 +j3,203 = 34,091 + j14,389 Sc6 = Sb6 + DS0td = 34,091 + j 14,389 + 0,07 + j 0,48 = 34,161 + j 14,869 (MVA) jQcc6 = - j S”6 = SC6 – j QCC6 = 34,161 + j 14,869 – j 2,73 = 34,161 + j 12,139 (MVA) DSd6 = = = 0,11 (14,025 + j 18,233) = 1,543 + j 2,01 (MVA) -jQcd6 = -jQCC6 = - j2,73 (MVAR) S’6 = S”6 + DSd6 = 34,161 + j 12,139 + 1,543 + j 2,01 = 35,704 + j 14,149 (MVA) S6 = S’6 – j Qcd6 = 35,704 + j 11,419 b) Xác định điện áp tại các nút DUd6 = = Điện áp tại thanh góp trạm biến áp 6 UC6 = UN - DUd6 = 121 – 6,3 = 114,7 (kV) Tổn thất điện áp trạm biến áp 6 DUb6 = = Điện áp phía thanh góp hạ áp trạm biến áp đã quy đổi về phía điện cao áp. U6H = UC6 - DUb6 = 114,7 – 4,42 = 110,28 (kV) c) Xác định tổn thất điện năng Tổn thất điện năng trên đường dây DAd6 = DP6. ầ = 1,543 . 3411 = 5263,173 (kWh) Tổn thất điện năng trạm biến áp 6 DAb6 = DP06.t + DPzb6 . ầ = 0,07 . 8760 + 0,091 .3411 = 923,601 (Mwh) Tổng tổn thất điện năng DA6 = DAd6 + DAb6 = 5263,173 + 923,601 = 6186,774 (kWh) 3) Nhánh N – 4 Thông số kỹ thuật của nhánh Đường dây AC – 120 Rd4 (W) Xd4 (W) Bd4 (10-6 s) 8,1 12,64 322,8 Máy biến áp 32000/110 DPn (KW) Un% DP0 (KW) DQ0 (KVAR) Rb (W) Xb (W) 175 10,5 42 280 1,44 34,8 Tổng trở và tổng dẫn của đường dây Zd4 = Rd4 +jXd4 = 14,025 + j 18,233 (W) DS0td = 2 (DP0+j DQ0) = 2( 42 + j280) = 0,084 + j 0,56 (MVA) a) Xác định các dòng công suất DS2b4 = = = 0,097 + j 2,33 (MVA) Sb4 = S4 + DS2b4 = 40 + j 13,16 + 0,097 +j 2,33 = 40,097 + j15,49 Sc4 = Sb4 + DS0td = 40,097 + j 15,49 + 0,084 + j 0,56 = 40,181 + j 16,05 (MVA) jQcc4 = - j S”4 = SC4 – j QCC4 = 40,181 + j 16,05 – j 1,953 = 40,181 + j 14,097 (MVA) DSd4 = = = 0,15 (8,1 + j 12,64) = 1,215 + j 1,896 (MVA) -jQcd4 = -jQCC4 = - j 1,953 (MVAR) S’4 = S”4 + DSd4 = 40,181 + j 14,097 + 1,215 + j 1,896 = 41,396 + j 15,993 (MVA) S4 = S’4 – j Qcd4 = 41,396 + j 15,933 – j 1,953 = 41,396 + j 14,04 b) Xác định điện áp tại các nút Tổn thất điện áp trên đường dây DUd4 = = Điện áp tại thanh góp trạm biến áp 4 UC4 = UN - DUd4 = 121 – 4,442 = 116,558 (kV) Tổn thất điện áp trạm biến áp 4 DUb4 = = Điện áp phía thanh góp hạ áp trạm biến áp đã quy đổi về phía điện cao áp. U4H = UC4 - DUb4 = 116,558 – 2,56 = 113,998 (kV) c) Xác định tổn thất điện năng Tổn thất điện năng trên đường dây DAd4 = DP4. ầ = 1,215 . 3411 = 4144,365 (kWh) Tổn thất điện năng trạm biến áp 4 DAb4 = DP04.t + DPzb4 . ầ = 0,084 . 8760 + 0,097 .3411 = 1066,707 (Mwh) Tổng tổn thất điện năng DA = DAd4 + DAb4 = 4144,365 + 1066,707 = 5211,072 (kWh) 4) Nhánh N – 1 – 3 Thông số kỹ thuật của nhánh Đường dây ACo – 240; AC – 120 Loại dây Rd (W) Xd (W) Bd (10-6s) AC) – 240 3,77 11,31 331,76 AC - 120 4,05 6,345 161,4 Máy biến áp 40000/110 và 32000/110 Loại máy biến áp D Pn (kW) Un% DP0 (kW) DQ0 (KVAR) Rb (W) Xb W 40000/110 175 10,5 42 280 1,44 34,8 32000/110 145 16 35 240 1,87 66 Tổng trở và tổng dẫn của đường dây Zd3 = Rd3 +jXd3 = 4,05+ j 6,345 (W) Zd1 = Rd1 +j Xd1 = 3,77 + j 11,31 (W) Tổng trở tương đương của máy biến áp Zb1 = = 0,935 + j 33 (W) Zb3 = = 0,72 + j17,4 Tổn thất công suất máy biến áp lúc không tải a) Xác định các dòng công suất DZb3 = = 0,15(0,72 + j 17,4) = 0,108 + j 2,61 (MVA) Sb3 = S3 + DS2b3 = 40 + j 13,16 + 0,108 +j 2,61 = 40,18 + j15,77 (MVA) Sc3 = Sb3 + DS0td = 40,108 + j 15,77 + 0,07 + j 0,48 = 40,178 + j 16,25 (MVA) jQcc3 = - j S”3 = SC3 – j QCC3 = 40,178 + j 16,2 – j 0,98 = 40,178 + j 15,27 (MVA) DSd3 = = = 0,15 (4,05 + j 6,345) = 0,6075 + j 0,0952 (MVA) S’3 = S”3 + DSd3 = 40,178 + j 15,27 + 0,6075 + j 0,0952 = 40,7855 + j 15,3652 (MVA) -jQcd3 = -Qcc3 = -j0,98 (MVAR) S3 = S’3 – j Qcd3 = 40,7855 + j 15,3652 – j 0,98 = 40,7855 + j 14,3852 DSZb1 = = 0,45 (0,935 + j 33) = 0,42075 + j 14,85 Sb1 = S1 + D Sb1 = 74 + j 24,364 + 0,42075 + j 14,85 = 74,42075 + j 39,196 (MVA) SC1 = Sb1 + DS0td1 = 74,75 + 0,084 + j 0,56 + j 39,196 = 74,42075 + j 39,756 -jQCC1 = -j S”1 = SC1 + S3 – jQCC1 = 74,50475 + j39,756 + 40,7855 + j14,3852 – j2,01 = 115,29 + j52,1312 (MVA) DSd1 = = = 1,32(3,77 + j11,31) = 4,976 + j14,93 (MVA) S’1 = S”1 + DSd1 = 115,29 + j52,1312 + 4,976 + j14,93 = 120,266 + j67,061 -jQCd1 = -jQCC1 = -j2,01 S1 = S’1 – jQCC1 = 120,266 + j67,061 – j2,01 = 120,266 + j65,051 (MVA) b) Xác định điện áp tại các nút Tổn thất điện áp trên đường dây DUd1 = = UC1 = UN - DUd1 = 121 – 10,021 = 110,979 (kV) DUb1 = = U1H = UC1 - DUb1 = 110,979 – 12,28 = 98,699 (kV) DUd3 = = = 2,79 (kV) U3H = U3C - DUb3 = 108,829 – 2,79 = 106,039 (kV) c) Xác định tổn thất điện năng Tổn thất điện năng trên đường dây N-1 và N – 3 DAd1 = DPd1. ầ = 4,976 . 3411 = 16973,136 (kWh) DAd3 = DPd3. ầ = 0,6075 . 3411 = 2072,183 (kWh) SDAd = 16973,136 + 2072,183 = 19045,32 (kwh) Tổng tổn thất điện năng trong trạm biến áp 1 và máy biến áp 3 DAb1 = DP01.t + DPzb1 . ầ = 0,07 . 8760 + 0,42075 .3411 = 2048,4 (Mwh) DAb3 = DP03.t + DPzb3 . ầ = 0,084 . 8760 + 0,108 .3411 = 1104,23 (MWh) đSDA = 2048,43 + 1104,23 + 19045,32 = 24246,35 (MWh) 5) Nhánh N – 2 Thông số kỹ thuật của nhánh Đường dây 2AC – 70 Rd2 (W) Xd2 (W) Bd2 (10-6s) 17,94 17,16 402,48 Máy biến áp 25000/110 DPn(kW) Un % DP0 (kW) DQ0 (kW) Rb (W) Xb (W) 120 10,5 29 200 2,54 55,9 Tổng trở và tổng dẫn của đường dây Zd2 = Rd2 +jXd2 = 17,95 +j 17,16 (W) DS0td2 = 2 (DP0+j DQ0) = 2( 29 + j200) = 0,058 + j 0,4 (MVA) a) Xác định các dòng công suất DS2b = = = 0,0834 + j1,825 (MVA) S2b = S2+ DS2b2 = 28 + j 9,212 + 0,0834 +j1,825 = 28,0834 + j11,037 Sc2 = Sb2 + DS0td = 28,0834 + j 11,037 + 0,058 + j 0,4 = 28,1414 + j 11,437 (MVA) jQcc2 = - j S”2 = SC2 – j QCC2 = 28,1414 + j 11, 437 – j 2,435 = 28,1414 + j 9,002 (MVA) DSd2 = = = 0,072 (17,94 + j 17,16) = 1,292 + j 1,24 -jQcd2 = -jQCC2 = - j2,435 (MVAR) S’2 = S”2 + DSd2 = 28,1414 + j 9,002 + 1,292 + j 1,24 = 29,434 + j 10, 242 (MVA) S2 = S’2– j Qcd2 = 29,434 + j 10,242 – j 2,435 = 29,434 + j 7,807 (MVA) b) Xác định điện áp tại các nút Tổn thất điện áp trên đường dây DUd2 = = Điện áp tại thanh góp trạm biến áp 2 DUb2 = = Điện áp phía thanh góp hạ áp trạm biến áp đã quy đổi về phía điện áp cao. U2H = UC2 - DUb2 = 15,526 – 3,01 = 112,516 (kV) c) Xác định tổn thất điện năng Tổn thất điện năng trên đường dây DAd2 = DP2. ầ = 1,61 . 3411 = 5491,71 (kWh) Tổn thất điện năng trạm biến áp 2 DAb2= DP02.t + DPzb2. ầ = 0,058 . 8760 + 0,0834 .3411 = 792,56 (Mwh) Tổn thất điện năng DA2 = DAd2+ DAb2 = 5491,71 + 792,56 = 6284,27 (kWh) 6) Kiểm tra cân bằng công suất phản kháng trong mạng: Sau khi tính toán được Qy/c nếu: Qyc Ê QF mạng không cần bù cưỡng bức Qyc ³ QF mạng phải đặt thêm một dung lượng bù Qbcb = Qyc - QF Tổng công suất yêu cầu lấy từ thanh góp cao áp của máy phát điện. Syc = SSiyc = S1 + S2 + S3 + S4 + S5 + S6 = 29,434 + j 7,807 + 35,704 + j11,419 + 41,396 + j14,04 + 40,7365 +j13,9892 + 120,166 + j66,94 + 29,434 + j 7,807 = 296,8705 + j122,0022 Công suất phản kháng trên thanh góp cao áp nhà máy điện. QF = Pyc .tgj = 296,8705.0,62 = 184,06 (MVAR) So sánh QF = 184,06 (MVAR) > Qyc = 122,0022 (MVAR) Kết luận: Hệ thống không cần bù cưỡng bức Khi đó máy phát vận hành với hệ số công suất CosjF = Cos 7) Tổng hợp các tổn thất công suất, tổn thất điện năng trong mạng - Tổng tổn thất công suất tác dụng trong các máy biến áp DPB = = 0,0834 + 0,091 + 0,097 + 0,108 + 0,42075 + 0,0834 = 0,88355 (MW) Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây DPd = = 1,2924 + 1,543 + 1,215 + 0,6075 + 4,976 + 1,2924 = 10,9263 (MW) Tổng tổn thất công suất tác dụng trong các thiết bị bù DPb = DP0 = 0,005(12,64 + 16,35 + 11,64 + 18,4293 + 39,4214 +12,64) = 0,56 (MW) Tổng tổn thất công suất tác dụng trong toàn mạng DP = DPB + DPd +DPb = 0,88355 + 10,9263 + 0,56 ằ 12,37 M Tổn thất công suất tác dụng trong toàn mạng tính theo phần trăm DP% = Tổng tổn thất điện năng trong máy biến áp DAB = = (792,56 + 923,601 +1066,707 +1715,5+552,348+792,56) = 5843,276 (MWh) Tổng tổn thất điện năng trên đường dây DAd = =5491,71 + 5263,173 + 4144,365 + 16973,136 +2072,183+5491,71 = 39436,277 (MWh) Tổng tổn thất điện năng trong thiết bị bù DAb = DPb.Tmax = 0,56 . 5000 = 2800(MWh) Tổng tổn thất điện năng trong mạng DA = DAB + DAd + DAb = 5843,276 + 39436,277 + 2800 = 48079,553 (MWh) Tổng tổn thất điện năng trong mạng tính theo phần trăm DA% = = II-Chế độ phụ tải cực tiểu ở chế độ phụ tải cực tiểu ta tính các thông số chế độ tương tự như ở chế độ phụ tải cực đại nhưng với một số điểm cần chú ý say: Điện áp trên thanh góp cao áp nhà máy điện UN = 105%Uđm = Các thiết bị bù tĩnh bị cắt do tổn thất trên đường dây giảm không đáng kể so với chi phí vận hành thiết bị bù. Để vận hành kinh tế trạm biến áp ta có thể cắt bớt một máy biến áp trong trạm nếu thoả mãn điều kiện Simin < Sgh = Siđm Trong đó: Simin: Công suất của phụ tải thứ i ở chế độ phụ tải