Tính toán chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của các phương án - Chọn phương án cung cấp điện hơp lý

28 91,55 Isc(A) 429,44 209,94 223,06 221,60 396,56 183,10 Fkt(mm2) 214,72 95,43 101,39 100,73 180,26 83,23 Mã dây AC-185 AC-95 AC-95 AC-95 AC-185 AC-95 R() 4,25 6,6 8,89 10,56 12,02 10,44 X() 10,35 8,6 11,58 13,77 29,27 13,09 số mạch 2 2 2 2 1 2 ICP(A) 510 330 330 330 510 330 P(MW) 72 36 34 38 34 30 Q(MW) 34,43 17,43 20,69 18,40 16,47 14,53 Ubt% 6,33 3,20 4,48 5,41 7,36 4,16 Usc% 12,66 6,40 8,96 10,82 7,36 8,32 Bảng 3.1 Vậy Ubtmax%=9,53% và Uscmax%=15,86%. 3. Phương án 3: Tính tương tự phương án 1 cho các đoạn NĐ-1; NĐ-3; NĐ-5; NĐ-6. Đoạn NĐ-1 NĐ-2 2-4 NĐ-3 NĐ-5 NĐ-6 l(km) 64,03 53,85 36,06 64,03 50,00 63,25 Imax(A) 104,97 223,07 198,28 110,80 118,09 91,55 Isc(A) 209,94 446,14 396,56 221,60 236,18 183,10 Fkt(mm2) 95,43 202,79 180,26 100,73 107,36 83,23 Mã dây AC-95 AC-185 AC-185 AC-95 AC-95 AC-95 R() 10,56 4,58 6,13 10,56 8,25 10,44 X() 13,77 11,15 14,93 13,77 10,75 13,09 số mạch 2 2 1 2 2 2 ICP(A) 330 510 510 330 330 330 P(MW) 36 68 34 38 36 30 Q(MW) 17,43 37,16 16,47 18,40 27 14,53 Ubt% 5,13 6,00 3,75 5,41 4,85 4,16 Usc% 10,26 12,00 3,75 10,82 9,70 8,32 Bảng 3.2 Vậy ta có: Ubtmax%=6,00+3,75=9,75% và Uscmax%=12,00+3,75=15,75%. 4. Phương án 4. Tính tương tự phương án 1 cho các đoạn NĐ-1; NĐ-2; NĐ-4; NĐ-5. Đoạn NĐ-1 NĐ-2 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-3 3-6 l(km) 64,03 53,85 70,71 50,00 64,03 36,06 Imax(A) 104,97 111,53 198,28 118,09 198,28 91,55 Isc(A) 209,94 223,06 396,56 236,18 396,56 183,10 Fkt(mm2) 95,43 101,39 180,26 107,36 180,26 83,23 Mã dây AC-95 AC-95 AC-185 AC-95 AC-185 AC-95 R() 10,56 8,89 12,02 8,25 5,44 5,95 X() 13,77 11,58 29,27 10,75 13,25 7,75 số mạch 2 2 1 2 2 2 ICP(A) 330 330 510 330 510 330 P(MW) 36 34 34 36 68 30 Q(MW) 17,43 20,69 16,47 27 32,93 14,53 Ubt% 5,13 4,48 7,36 4,85 6,66 2,41 Usc% 10,26 8,96 7,36 9,70 13,32 4,82 Bảng 3.3 Vậy ta có: Ubtmax%=6,66+2,41=9,07% và Uscmax%=13,32+2,41 =15,73%. 5. Phương án 5. Các đoạn NĐ-1, NĐ-2, NĐ-4, NĐ-5 tính tương tự, ta cần tính cho mạch kín NĐ36. Ta cần tính công suất truyền tải trên các đoạn đường dây. 5.1. Tính công suất truyền trên các đoạn đường dây. Công suất truyền trên đoạn NĐ-3 là: trong đó: S3=P3+j Q3=38+j18,40(MVA). S6=P6+j Q6=30+j14,53(MVA). lNĐ6=63,25(km); lNĐ3=64,03(km); l36=36,06(km). Do đó: SNĐ3=34,72+j16,81(MVA). Tương tự ta có công suất truyền trên đoạn NĐ-6 là: SNĐ6=33,28+j16,12(MVA). Công suất chạy trên đoạn đường dây 3-6 là: S36=S3-SNĐ3=38+j18,40-34,72-j16,81= 3,28+j.1,59(MVA). Điểm PT3 là điểm phân chia công suất. 5.2. Tính các dòng điện và chọn tiết diện dây dẫn. =202,47(A) Tương tự ta có: INĐ6=194,09(A); I23=19,13(A). Với mật độ dòng điện kinh tế 1,1(A/mm2) ta có các tiết diện kinh tế là: FNĐ3kt=202,47/1,1=184,06(mm2); FNĐ6kt=194,09/1,1=176,45(mm2); F23kt=19,13/1,1=17,39(mm2); Vậy ta chọn các tiết diện tiêu chuẩn gần nhất như sau: FNĐ6=FNĐ3=185mm2 có ICP=510A và F23=70 mm2 có ICP=265A Sự cố nguy hiểm nhất là đứt một trong các đoạn đầu đường dây trong mạch kín khi đó dòng điện chạy trên đoạn còn lại bằng: =396,55(A) Và dòng điện sự cố lớn nhất chạy trên đoạn 36 là: =221,60(A) Như vậy tiết diện ta chọn là phù hợp, thoả mãn điều kiện vầng quang và phát nóng. 5.3. Tính Ubt, Usc: Các thông số đường dây: Với dây AC-185 có: r0=0,17(/km); x0=0,414(/km); b0=2,84.10-6(S/km); và dòng điện cho phép là: 510(A); Đối với đoạn NĐ-3 ta có: RNĐ3=r0.lNĐ3=0,17.64,03=10,89(); XNĐ3=x0lNĐ3=0,414.64,03=26,51(); Ubt=6,81%; Khi sự cố đứt đoạn NĐ-2 là sự cố nguy hiểm nhất đối với đoạn NĐ-3 ta có: UNĐ3sc%=13,33%; Đoạn NĐ-6: RNĐ6=r0.lNĐ6=0,17.63,25=10,75(); XNĐ6=x0.lNĐ6=0,414.63,25=26,19(); Tương tự như đoạn NĐ-3 ta có: Ubt=6,45%; Khi sự cố đứt đoạn NĐ-3 là sự cố nguy hiểm nhất đối với đoạn NĐ-6 ta có: 13,17(A) Đoạn 2-3: Với dây AC-70 ta có: r0=0,46(/km); x0=0,44(/km); b0=2,58(S/km); Vậy: R23=r0.l23=0,46.36,06=16,59(/km); X23=x0,l23=0,44.36,06=15,87(/km); U36bt%=0,66%; Sự cố nguy hiểm nhất, tổn thất lớn nhất là khi đứt dây một trong hai đoạn đầu gần nguồn. Khi đứt đoạn NĐ-3: U23sc%= 7,62%; Khi đứt đoạn NĐ-2: U23sc%= 6,02%; Vậy: U23sc%= 7,62%; Đối với đoạn NĐ23: Tổn thất điện áp ở chế độ vận hành bình thường lớn nhất trên nó là: Ubt%=6,81%. Tổn thất điện áp ở chế độ sự cố lớn nhất khi đứt đoạn NĐ-3 ta có: Uscmax=13,33+7,62=20,95%. Ta có bảng tổng kết như sau: Đoạn NĐ-1 1-2 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-3 3-6 NĐ-6 l(km) 64,03 31,62 70,71 50,00 64,03 36,06 63,25 Imax(A) 204,11 111,53 198,28 118,09 202,47 19,13 194,09 Isc(A) 408,22 223,06 396,56 236,18 396,55 221,60 396,55 Fkt(mm2) 185,56 101,39 180,26 107,36 184,06 17,39 176,45 Mã dây AC-185 AC-95 AC-185 AC-95 AC-185 AC-70 AC-185 R() 5,44 5,22 12,02 8,25 10,89 16,59 10,75 X() 13,25 6,80 29,27 10,75 26,51 15,87 26,19 số mạch 2 2 1 2 1 1 1 ICP(A) 510 330 510 330 510 265 510 P(MW) 70 34 34 36 34,72 3,28 33,28 Q(MW) 38,12 20,69 16,47 27 16,81 1,59 16,12 Ubt% 7,32 2,63 7,36 4,85 6,81 0,66 6,45 Usc% 14,64 5,26 7,36 9,70 13,33 7,62 13,17 Bảng 3.4 Vậy ta có: Ubtmax%=7,32+2,63=9,95% và Uscmax%=20,95%. 6. Tổng kết kết quả: +Ubtmax%≤ 15-20%. +Uscmax%≤ 20-25%. Từ bảng các số liệu tính toán ta có bảng tổng kết như sau: U% PA1 PA2 PA3 PA4 PA5 Ubtmax% 7,63 9,53 9,75 9,07 9,95 Uscmax% 10,82 15,86 15,75 15,73 20,95 Bảng 3.5 Từ bảng tổng kết ta thấy cả năm phương án đều thoả mãn điều kiện kĩ thuật vì vậy ta giữ lại cả 5 phương án xét và so sánh về mặt kinh tế để tìm ra phương án tối ưu. IV. So sánh các phương án về mặt kinh tế. Để so sánh về mặt kinh tế các phương án ta dựa vào hàm chi phí tính toán hàng năm sau: Z=(avh+atc).k+A.C; trong đó: avh: Hệ số khấu hao về hao mòn, sửa chữa thường kìvà phục vụ đường dây trong năm, được tính theo vốn đầu tư K, ở đây ta lấy avh=0,04. K: Vốn đầu tư để xây dựng đường dây. atc: hệ số định mức hiệu quả vốn đầu tư, atc=0,125 = ;Ttc : thời gian thu hồi vốn sau 8 năm. C: Giá của 1kwh, C=500đ/kwh. A: Tổn thất trong mạng điện, được tính: Với: : thờ gian tổn thất công suất lớn nhất tính theo công thức sau: Ki: Vốn đầu tư cho một km đường dây. li: Chiều dài đường dây. Pimax: Tổn thất công suất tác dụng trong chế độ phụ tải cực đại. Tmax: Thờ gian sử dụng công suất lớn nhất ở đây Tmax=5000h. Tính cụ thể cho từng phương án: 4.1. Phương án 1: Dự kiến các phương án đều dùng cột thép, vốn đầu tư cho 1km đường dây là: AC-70: k=380.106đ/km. AC-95: k=385.106đ/km. AC-120: k=392.106đ/km. AC-150: k= 403.106đ/km. AC-185: k= 416.106đ/km. AC-240: k=436.106đ/km. Đối với đường dây hai mạch vốn đầu tư tăng 1,6 lần so với vốn đầu tư đường dây một mạch, ta có: KNĐ1=1,6.385.106.64,03=39,442.109đ. KNĐ2=1,6.385.106.53,85=33,172.109đ. KNĐ3=1,6.385.106.64,03=39,442.109đ. KNĐ4=416.106.70,71=29,415.109đ. KNĐ5=1,6.385.106.50=30,800.109đ. KNĐ6=1,6.385.106.63,25=38,962.109đ. Suy ra: K= KNĐ1+ KNĐ2 +KNĐ3 +KNĐ4 +KNĐ5 +KNĐ6 =(39,442+33,172+39,442+29,415+30,800+38,962).109 =211,233.109(Đ). Tổn thất trên mỗi đoạn đường dây là: (MW). (MW). (MW). (MW). (MW). (MW). PNĐ1+PNĐ2+PNĐ3+PNĐ4+PNĐ5+PNĐ6=7,874(MW) Vậy: A=.=7,874.103.3411=26,858.106(KW); suy ra: Z=(0,04+0,125).211,233.109+26,858.106.500=48,282.109(Đ) 4.2. Phương án 2: Tính tương tự ta có bảng sau: Đoạn l(km) Mã dây số mạch k0i(106đ/km) Ki(tỉ đ) P(MW) NĐ-2 53,85 AC-95 2 385 33,172 1,164 NĐ-3 64,03 AC-95 2 385 39,442 1,556 NĐ-4 70,71 AC-185 1 416 29,415 1,418 NĐ-5 50,00 AC-185 2 416 33,280 2,237 5-1 40,00 AC-95 2 385 24,640 0,873 NĐ-6 63,25 AC-95 2 385 38,962 0,959 Bảng 3.6. Vậy ta có: K= KNĐ5+ K51 +KNĐ2 +KNĐ3 +KNĐ4 +KNĐ6 K=198,911(Tỷ đồng). PNĐ1+PNĐ2+PNĐ3+PNĐ4+PNĐ5+PNĐ6 8,207(MW). A=.=8,207.103.3411=27,994.106(KW) Z=(0,04+0,125).198,911.109+27,994.106.500=46,817.109(Đ). 4.3. Phương án 3: Ta có bảng: Đoạn l(km) Mã dây số mạch k0i(106đ/km) Ki(tỉ đ) P(MW) NĐ-1 64,03 AC-95 2 385 39,442 1,396 NĐ-2 53,85 AC-185 2 416 35,843 2,273 2-4 36,06 AC-185 1 416 15,001 0,723 NĐ-3 64,03 AC-95 2 385 39,442 1,556 NĐ-5 50,00 AC-95 2 385 30,800 1,381 NĐ-6 63,25 AC-95 2 385 38,962 0,959 Bảng 3.7 Vậy ta có: K= KNĐ1+ KNĐ2 +K24 +KNĐ3 +KNĐ5 +KNĐ6 K=199,490(Tỷ đồng). PNĐ1+PNĐ2+P24+PNĐ3+PNĐ5+PNĐ6=8,288(MW). A=.=8,288.103.3411=28,270.106(KW). Z=(0,04+0,125).199,490.109+28,270.106.500=47,051.109(Đ). 4.4. Phương án 4: Tương tự ta có: Đoạn l(km) mã dây số mạch k(106đ/km) K(tỉ đ) P(MW) NĐ-1 64,03 AC-95 2 385 39,442 1,396 NĐ-2 53,85 AC-95 2 385 33,172 1,164 NĐ-3 64,03 AC-185 2 416 42,618 2,566 3-6 36,06 AC-95 2 385 22,213 0,546 NĐ-4 70,71 AC-185 1 416 29,415 1,418 NĐ-5 50,00 AC-95 2 385 30,800 1,381 Bảng 3.8 Vậy ta có: K= KNĐ1+ KNĐ2 +KNĐ3 +KNĐ4 +K36 +KNĐ6 K=197,660(Tỷ đồng). PNĐ1+PNĐ2+PNĐ3+PNĐ4+P36+PNĐ6=8,471(MW). A=.=8,471.103.3411=28,895.106(KW) Z=(0,04+0,125).197,660.109+28,895.106.500=47,061.109(Đ) 4.5. Phương án 5: Ta có bảng sau: Đoạn l(km) mã dây số mạch k(106đ/km) K(tỉ đ) P(MW) NĐ-1 64,03 AC-185 2 416 42,618 2,856 1-2 31,62 AC-95 2 385 19,478 0,683 NĐ-3 64,03 AC-185 1 416 26,636 1,339 3-6 36,06 AC-70 1 380 13,703 0,018 NĐ-4 70,71 AC-185 1 416 29,415 1,418 NĐ-5 50,00 AC-95 2 385 30,800 1,381 NĐ-6 63,25 AC-185 1 416 26,312 1,215 Bảng 3.9 Vậy ta có: K= KNĐ1+ K12 +KNĐ3 +KNĐ4 +K36 +KNĐ5+ KNĐ6 K=188,962(Tỷ đồng). PNĐ1+PNĐ2+PNĐ3+PNĐ4+PNĐ5+PNĐ6=8,910(MW). A=.=8,910.103.3411=30,392.106(KW) Z=(0,04+0,125).188,962.109+30,392.106.500=46,375.109(Đ) Dựa vào kết quả tính toán ta có bảng tổng kết như sau: Phương án 1 2 3 4 5 Utbmax% 7,63 9,53 9,75 9,07 9,95 Uscmax% 10,82 15,86 15,75 15,73 20,95 Z(109đ) 48,282 46,817 47,051 47,061 46,375 Bảng 3.10 Căn cứ vào bảng tổng kết ta thấy phương án 2 và 5 là những phương án có chi phí kinh tế là thấp nhất. Tuy nhiên ta có: Zmin% == 0,953(%) < 5%; Nghĩa là hai phương án này là tương đương nhau về kinh tế. Từ bảng tổng kết ta thấy Utbmax% của phương án 2 là nhỏ hơn so với phương án 5 vậy nên ta chọn phương án 2 là phương án tối ưu nhất. Chương IV Lựa chọn mba và sơ đồ nối dây I. Lựa chọn MBA. 1. Lựa chọn số lượng MBA. Đối với các hộ tiêu thụ là hộ loại I như các phụ tải:1;2;3;5;6, thì để đảm bảo độ tin cậy cho cung cấp điện một cách liên tục, thì mỗi trạm BA cần phải chọn hai MBA vận hành song song mỗi máy được nối vào một phân đoạn thanh góp riêng và giữa các phân đoạn này có một máy cắt tự động đóng cắt khi cần thiết. Đối với các hộ tiêu thụ là hộ loại III, như phụ tải 4 thì mỗi trạm BA chỉ cần chọn một MBA vận hành là đủ. Bởi vì hộ tiêu thụ loại III là hộ tiêu thụ điên không cần đảm bảo độ tin cậy hay có thể nói nó có thể mất điện khi xẩy ra sự cố. 2. Lựa chọn công suất MBA. Công suất MBA được chọn phải đảm bảo cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường lúc phụ tải làm việc cực đại khi có sự cố một MBA phải ngừng làm việc thì MBA còn lại phải đảm bảo cung cấp công suất cho các phụ tải. + Đối với trạm có hai MBA làm việc song song, thì công suất lựa chọn MBA phải thoả mãn: Trong đó: n: số MBA trong trạm k: là hệ số hiệu quả của MBA trong trạm, k=1,4; Smax: Công suất cực đại của phụ tải. + Đối với trạm có 1 MBA làm việc thì công suất lựa chọn MBA chỉ cần thoả mãn: S ≥ Smax Vậy: ; Phụ tải Li(km) Pi(MW) Qitb(MVAR) cosjitb Qitb(MVAR) cosjitb 1 64,03 36 27 0,8 17,43 0,9 2 53,85 34 25,5 0,8 20,69 0,86 3 64,03 38 28,5 0,8 18,40 0,9 4 70,71 34 25,5 0,8 16,47 0,9 5 50 36 27 0,8 27,00 0,8 6 63,25 30 22,5 0,8 14,53 0,9 Bảng 4.1 Phụ tải 1: P1max=36(MW); Q1max=17,43(MVAr) Sb1=28,57(MWA). Vậy MBA chọn là: TPDH-32000/110*. Phụ tải 2: P2max=34(MW); Q2max=20,69(MVAr); Sb228,43(MVA); - MBA được chọn là: TPDH-32000/110*. Phụ tải 3: P3max=38(MW); Q3max=18,40(MVAr) Sb330,16(MVA); MBA được chọn là: TPDH-32000/110*. Phụ tải 4: P4max=34(MW); Q4max=16,47(MVAr) Sb4Smax=37,78(MVA); - MBA được chọn là: TPDH-40000/110*. Phụ tải 5: P5max=36(MW); Q5max=27(MVAr) Sb532,14(MVA); - MBA được chọn là: TPDH-40000/110*. Phụ tải 6: P6max=30(MW); Q6max=14,53(MVAr) Sb623,81(MVA); - MBA được chọn là: TPDH-25000/110*. Vậy các trạm BA được chọn có các loại MBA như sau: +TPDH-25000/110*, nó có các thông số như sau: Uc=115(KV); Un%=10,5%; Pn=120(KW); P0=29(KW); I0%=0,8; R=2,54(); X=55,9();Q0=200(KW); +TPDH-32000/110*, nó có các thông số như sau: Uc=115(KV); Un%=10,5%; Pn=145(KW); P0=35(KW); I0%=0,75; R=1,87(); X=43,5();Q0=240(KW); +TPDH-40000/110*, nó có các thông số như sau: Uc=115(KV); Un%=10,5%; Pn=175(KW); P0=42(KW); I0%=0,7; R=1,44(); X=34,8();Q0=280(KW); Vậy tổng vốn đầu tư để xây dựng TBA là: KTBA=1,8.(29.3+22.1+36.1)+36=297.109(Đ). II. Sơ đồ trạm biến áp. 1. Trạm nguồn. Dùng sơ đồ hai hệ thống thanh góp (liên hệ với nhau bởi máy cắt liên lạc-MCLL). 2. Trạm trung gian. Dùng sơ đồ hệ thống hai phân đoạn thanh góp. 3. Trạm cuối. Dùng hệ thống có hai phân doạn thanh góp: + Nếu l >70(km) thì đặt máy cắt cao áp ở phía đường dây bởi vì với chiều dài lớn thì sự cố xảy ra do thao tác đóng cắt nhiều vì vậy phải đặt máy cắt cuối đường dây. + Với l <70(km) thì đặt máy cắt điện áp ở phía MBA ta có sơ đồ trạm biến áp của mạng điện thiết kế. Chương V tính toán các chế độ của mạng điện Trong chương này ta đi xác định các chế độ vận hành của mạng điện cụ thể là tính chính xác các chế độ vận hành của mạng điện. Có ba chế độ cơ bản: phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và chế độ sau sự cố. I. Trạng thái phụ tải cực đại. Vì chỉ biết điên áp trên thanh góp của nhà máy điện do đó ta tính chế độ qua hai giai đoạn. Mà điện áp trên thanh góp nhà máy điện trong chế độ phụ tải cực đại được xác định theo công thức sau: UNĐ=110%Uđm=110.110/100=121(KV). Bảng thông số các đường dây như sau: Đoạn l(km) Mã dây R() X() B(10-6S) B/2(10-6S) NĐ-2 53,85 AC-95 8,89 11,58 285,40 142,70 NĐ-3 64,03 AC-95 10,56 13,77 339,36 169,68 NĐ-4 70,71 AC-185 12,02 29,27 200,82 100,41 NĐ-5 50,00 AC-185 4,25 10,35 284,00 142,00 5-1 40,00 AC-95 6,60 8,60 212,00 106,00 NĐ-6 63,25 AC-95 10,44 13,09 335,23 167,61 Bảng 5.1 Đoạn NĐ-2: Sơ đồ, sơ đồ thay thế như sau: Giai đoạn 1: Đoạn NĐ-5 5-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 NĐ-6 l(km) 50,00 40,00 53,85 64,03 70,71 63,25 Imax(A) 236,19 104,97 111,53 110,80 198,28 91,55 Isc(A) 429,44 209,94 223,06 221,60 396,56 183,10 Fkt(mm2) 214,72 95,43 101,39 100,73 180,26 83,23 Mã dây AC-185 AC-95 AC-95 AC-95 AC-185 AC-95 R() 4,25 6,6 8,89 10,56 12,02 10,44 X() 10,35 8,6 11,58 13,77 29,27 13,09 số mạch 2 2 2 2 1 2 ICP(A) 510 330 330 330 510 330 P(MW) 72 36 34 38 34 30 Q(MW) 34,43 17,43 20,69 18,40 16,47 14,53 Ubt% 6,33 3,20 4,48 5,41 7,36 4,16 Usc% 12,66 6,40 8,96 10,82 7,36 8,32 Bảng 5.2 =8,89+j11,58(); Bỏ qua G ta có: Y2/2=B2/2=1,43.10-4(S); =1,87/2+j.43,5/2=0,935+j.21,750(); =34+j.20,69(MVA); b2 =0,122+j2,847(MVA); b2= 2+b2=34+j.20,69+0,122+j.2,847=34,122+j.23,537(MVA); 02=2( P02+Q02)=2(0,035+j.0,24)=0,07+j.0,48(MVA); c2=b2+ 02=34,122+j23,537+0,07+j.0,48 c2=34,192+j24,017(MVA); Qc2c=Qc2d=B2.U2đm/2=1102.1,43.10-4=1,730(MVAr); 2 ==34,192+j.24,017-j.1,730=34,192+j.22,287(MVA); d2=1,223+j1,593(MVA); =34,192+j22,267+1,223+j1,593 =35,415+j23,860(MVA); =35,415+j23,860-j.1,730 =35,415+j22,130(MVA); Giai đoạn 2: Tính điện áp tại các nút. Ud2=4,84(KV); Điện áp trên thanh cái cao áp là: Uc2=UN- Ud2=121- 4,84=116,16(KV); Tổn thất điện áp trên MBA là: Ub2=4,68(KV); Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp đã quy về điện áp cao là: Uh2=Uc2- Ub2=116,16- 4,68=111,48(KV); Đoạn NĐ-5-1: Sơ đồ và sơ đồ thay thế như sau: Giai đoạn 1: Chọn điện áp tại các của mạng điện bằng điện áp định mức của mạng điện ta có: =4,25+j.10,35(); =6,60+j.8,60(); Bỏ qua G ta có: Y5/2=B5/2=1,42.10-4(S); Y51/2=B51/2=1,06.10-4(S); =1,44/2+j.34,80/2= 0,72+j17,40(); =1,87/2+j.43,50/2= 0,935+j.21,750(); =2( P05+Q05)=2(0,042+j.0,280)=0,084+j.0,560(MVA); =2( P01+Q01)=2(0,035+j.0,240)=0,07+j.0,48(MVA); =36+j.17,43(MVA); b1=0,124+j.2,876(MVA); b1= +b1=36+j.17,43+0,124+j2,876=36,124+j.20,306(MVA); c51=b1+ 051=36,124+j.20,306+0,07+j.0,48 c51 = 36,194+j.20,786(MVA); Qc51c=Qc51d=B1.U2đm/2=1102.1,06.10-4=1,283(MVAr); = 36,194+j.20,786-j.1,283= 36,194+j.19,503(MVA); d51=0,922+j.1,201(MVA); =36,194+19,503 +0,922+j.1,201 =37,116+j.20,704(MVA); =36+j.27(MVA); b5=0,120+j.2,912(MVA); b5= +b5=36+j.27+0,120+j.2,912=36,120+j.29,912(MVA); c5=b5+ 05= 36,120+j.29,912+0,084+j.0,560 c5=36,204+j.30,472(MVA); Qc5c=Qc5d=B5.U2đm/2=1102.1,421.10-4= 1,718(MVAr); =36,204+j30,472+37,116+j.20,704-j.1,718-j1,283 =73,32+j.48,18(MVA); d5=2,70+j.6,58(MVA); = 73,32+j.48,18+2,70+j.6,58 =76,02 +j54,76(MVA); = 76,02+j.54,76-j1,718 =76,02+j.53,042(MVA); Giai đoạn 2: Tính điện áp tại các nút. Tổn thất điện áp trên đoạn NĐ-5 là: Ud5=7,35(KV); Điện áp trên thanh cái cao áp là: Uc5=UN- Ud5=121- 7,35=113,65(KV); Tổn thất điện áp trên MBA là: Ub5=4,80(KV); Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp đã quy về điện áp cao là: Uh5=Uc5- Ub5=113,65- 4,80=108,85(KV); Tổn thất điện áp trên đoạn 5-1 là: Ud51=3,72(KV); Điện áp trên thanh cái cao áp là: Uc51=Uc5-Ud51=113,65- 3,72 =109,93(KV); Tổn thất điện áp trên MBA là: Ub51=4,32(KV); Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp đã quy về điện áp cao là: Uh51=Uc51- Ub51=109,93- 4,32=105,61(KV); Tính tương tự cho các đoạn còn lại (như đoạn NĐ2) ta có bảng tổng kết như sau: Đoạn (KV) Uci(KV) (KV) Uhi(KV) NĐ-2 4,84 116,16 4,68 111,48 NĐ-3 5,99 115,01 4,40 110,61 NĐ-4 9,22 111,79 6,85 104,94 NĐ-5 7,35 113,65 4,80 108,85 5-1 3,72 109,93 4,32 105,61 NĐ-6 4,55 116,45 4,43 112,02 Bảng 5.3: Bảng các điện áp nút. Gi chú: Các điện áp gi trên bảng ở thanh hạ áp là điện áp qui đổi về phía cao áp. Đoạn 5-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 (MVA) 36+j17,43 34+j20,69 38+j18,40 34+j.16,47 36+j27 30+j14,53 MVA) 0,07+j0,48 0,07+j.0,48 0,07+j.0,48 0,042+j.0,28 0,084+j0,56 0,058+j.0,40 (MVA) 0,124+j2,876 0,12+j.2,847 0,138+j.3,204 0,17+j.4,105 0,12+j2,912 0,117+j.2,57 (MVA) 36,12+j20,30 34,12+j23,53 38,14+j.21,80 34,17+j20,57 36,12+j29,91 30,11+j.17,09 (MVA) 36,19+j20,78 34,19+j.24,01 38,21+j.22,28 34,21+j20,85 36,20+j30,47 30,17+j17,49 Qcic=Qcid(MVAr 1,283 1,73 2,06 1,21 1,718 2,033 (MVA) 36,19+j19,50 34,19+j22,28 38,21+j.20,22 34,21+j23,41 73,32+j48,18 30,17+j15,46 (MVA) 0,922+j1,201 1,22+j.1,593 1,62+j.2,118 1,54+j3,76 2,7+j6,58 0,992+j.1,277 (MVA) 37,11+j20,70 35,415+j23,86 39,83+j.22,34 35,75+j23,41 76,02+j54,76 31,16+j.16,74 (MVA) 35,42+j22,13 39,83+j.20,28 35,75+j22,2 76,02+j53,04 31,16+j.14,70 Bảng 5.4: Bảng các dòng công suất. Cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện: =35,42+j22,13(MVA); =39,83+j20,28(MVA); =35,75+j22,20(MVA); =76,02+j53,04(MVA); =31,16+j14,70(MVA); Tổng công suất yêu cầu trên thanh cái của nguồn là: =++++=218,18+j.132,35(MVAr); Tổng công suất phản kháng theo yêu cầu là: =132,35(MVAr): Giả thiết nguồn cung cấp đủ công suất theo yêu cầu : =218,18(MW) Tổng công suất phản kháng do nguồn phát ra là: =218,18.0,6197=135(MVAr); Vì nên ta không cần bù kĩ thuật khi vận hành ở chế độ cực đại. II. Chế độ phụ tải cực tiểu. Điện áp trên thanh cái của nguồn UN=105%.Uđm=115,5(KV); ở chế độ phụ tải cực tiểu thì công suất phụ tải bằng 50% công suất phụ tải ở chế độ cực đại. Vì công Công suất phụ tải nhỏ nên để vận hành kinh tế ta xem xét có thể cắt bớt một máy biến áp ở các trạm hay không. Điều kiện để cắt bớt một máy biến áp trong trạm là: Smin; Trong đó: Sđm : Công suất định mức của máy biến áp. 0: Tổng tổn thất công suất khi không tải. n: Tổng tổn thất công suất khi ngắn mạch. n- số MBA trong trạm Xét trạm 2: Smin==20(MVA) ; SC=32=22,23(MVA) ; Vậy trạm có thể cắt bớt một MBA. Tính tương tự cho các trạm còn lại ta có bảng sau: Trạm Smin SC số máy còn lại 1 20,00 22,23 1 2 20,00 22,23 1 3 21,11 22,23 1 4 18,89 27,71 1 5 22,5 27,71 1 6 16,67 17,38 1 Bảng 5.5 Vậy tất cả các trạm đều cắt đi một MBA. Đoạn NĐ-2: Giai đoạn 1: Đoạn NĐ-5 5-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 NĐ-6 l(km) 50,00 40,00 53,85 64,03 70,71 63,25 Imax(A) 236,19 104,97 111,53 110,80 198,28 91,55 Isc(A) 429,44 209,94 223,06 221,60 396,56 183,10 Fkt(mm2) 214,72 95,43 101,39 100,73 180,26 83,23 Mã dây AC-185 AC-95 AC-95 AC-95 AC-185 AC-95 R() 4,25 6,6 8,89 10,56 12,02 10,44 X() 10,35 8,6 11,58 13,77 29,27 13,09 số mạch 2 2 2 2 1 2 ICP(A) 510 330 330 330 510 330 P(MW) 72 36 34 38 34 30 Q(MW) 34,43 17,43 20,69 18,40 16,47 14,53 Ubt% 6,33 3,20 4,48 5,41 7,36 4,16 Usc% 12,66 6,40 8,96 10,82 7,36 8,32 Bảng 5.6 =8,89+j11,58(); Bỏ qua G ta có: Y2/2=B2/2=1,43.10-4(S); =1,87+j.43,50(); =34+j.20,69(MVA); b2 =0,245+j5,69(MVA); b2= 2+b2=34+j.20,69+0,245+j.5,69=34,245+j.26,38(MVA); 02=P02+Q02=0,035+j.0,24(MVA); c2=b2+ 02=34,245+j26,38+0,035+j.0,24 c2=34,28+j26,62(MVA); Qc2c=Qc2d=B2.U2đm/2=1102.1,43.10-4=1,730(MVAr); 2 ==34,28+j.26,62-j.1,73=34,28+j.24,89(MVA); d2=1,32+j1,72(MVA); =34,28+j24,89+1,32+j1,72 =35,60+j26,61(MVA); =35,60+j26,61-j.1,73 =35,60+j24,88(MVA); Giai đoạn 2: Tính điện áp tại các nút. Ud2=5,36(KV); Điện áp trên thanh cái cao áp là: Uc2=UN- Ud2=115,5- 5,36=110,14(KV); Tổn thất điện áp trên MBA là: Ub2=11(KV); Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp đã quy về điện áp cao là: Uh2=Uc2- Ub2=110,14- 11=99,14(KV); Đoạn NĐ-5-1: Sơ đồ: Giai đoạn 1: =4,25+j.10,35(); =6,60+j.8,60(); Bỏ qua G ta có: Y5/2=B5/2=1,42.10-4(S); Y51/2=B51/2=1,06.10-4(S); =1,44+j.34,80(); =1,87+j.43,50(); =P05+Q05=0,042+j.0,280(MVA); =P01+Q01=0,035+j.0,240(MVA); =36+j.17,43(MVA); b1=0,248+j.5,75(MVA); b1= +b1=36+j.17,43+0,248+j.5,75=36,25+j.23,18(MVA); c51=b1+ 051=36,25+j.23,18+0,035+j.0,24 c51 = 36,28+j.23,42(MVA); Qc51c=Qc51d=B1.U2đm/2=1102.1,06.10-4=1,283(MVAr); = 36,28+j.23,42-j.1,283= 36,28+j.22,14(MVA); d51=0,985+j.1,284(MVA); =36,28+j22,14 +0,985+j.1,284 =37,265+j.23,424(MVA); =36+j.27(MVA); b5=0,24+j.5,82(MVA); b5= +b5=36+j.27+0,24+j.5,82=36,24+j.32,82(MVA); c5=b5+ 05= 36,24+j.32,82+0,042+j.0,28 c5=36,28+j.33,10(MVA); Qc5c=Qc5d=B5.U2đm/2=1102.1,421.10-4= 1,718(MVAr); =36,28+j33,10+37,265+j.23,424-j.1,718-j1,283 =73,55+j.53,52(MVA); d5=2,91+j.7,08(MVA); = 73,55+j.53,52+2,91+j.7,08 =76,46 +j.60,68(MVA); = 76,46+j.60,68-j1,718 =76,46+j.58,96(MVA); Giai đoạn 2: Tính điện áp tại các nút. Tổn thất điện áp trên đoạn NĐ-5 là: Ud5=8,25(KV); Điện áp trên thanh cái cao áp là: Uc5=UN- Ud5=115,5- 8,25=107,25(KV); Tổn thất điện áp trên MBA là: Ub5=11,14(KV); Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp đã quy về điện áp cao là: Uh5=Uc5- Ub5=107,25- 11,14=96,11(KV); Tổn thất điện áp trên đoạn 5-1 là: Ud51=4,17(KV); Điện áp trên thanh cái cao áp là: Uc51=UN- Ud51=107,25- 4,17 =103,08(KV); Tổn thất điện áp trên MBA là: Ub51=10,44(KV); Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp đã quy về điện áp cao là: Uh51=Uc51- Ub51=103,08- 10,44=92,64(KV); Các đoạn còn lại tính tương tự ta có bảng kết quả sau: Đoạn (KV) Uci(KV) (KV) Uhi(KV) NĐ-2 5,36 110,14 11,00 99,14 NĐ-3 6,24 109,26 10,53 98,73 NĐ-4 9,22 111,79 6,85 104,94 NĐ-5 8,25 107,25 11,14 96,11 5-1 4,17 103,08 10,44 92,64 NĐ-6 4,76 110,74 10,62 100,12 Bảng 5.7: Bảng các điện áp nút. Ghi chú: các điện áp gi trên bảng ở thanh hạ áp là điện áp qui đổi về phía cao áp. Đoạn 5-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 (MVA) 36+j17,43 34+j20,69 38+j18,40 34+j.16,47 36+j27 30+j14,53 MVA) 0,035+j0,24 0,035+j.0,24 0,035+j.0,24 0,042+j.0,28 0,042+j0,20 0,029+j.0,20 (MVA) 0,248+j5,57 0,245+j.5,69 0,276+j.6,41 0,17+j.4,105 0,24+j.5,82 0,23+j.5,14 (MVA) 36,25+j23,18 34,245+j26,38 38,276+j.24,81 34,17+j20,57 36,44+j32,82 30,23+j.19,67 (MVA) 36,28+j23,42 34,28+j.26,62 38,31+j.25,05 34,21+j20,85 36,28+j33,10 30,26+j19,87 Qcic=Qcid(MVAr 1,283 1,73 2,06 1,21 1,718 2,033 (MVA) 36,28+j22,14 34,28+j24,89 38,31+j.22,99 34,21+j23,41 73,55+j53,52 30,26+j17,84 (MVA) 0,985+j1,284 1,32+j.1,72 1,742+j.2,272 1,54+j3,76 2,91+j7,08 1,065+j.1,335 (MVA) 37,27+j23,42 35,60+j26,61 40,05+j.25,26 35,75+j23,41 76,46+j60,68 31,33+j.19,18 (MVA) 35,60+j24,88 40,05+j.23,20 35,75+j22,20 76,46+j58,96 31,33+j.17,14 Bảng 5.8: Bảng các dòng công suất. Cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện: =35,60+j24,88(MVA); =40,05+j23