Đồ Án tốt nghiệp
DESCRIPTION
lưới điệnTRANSCRIPT
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 1
Mục lục LỜI NÓI ĐẦU ............................................................................................................................................. 5
CHƢƠNG I: TỔNG QUAN VỀ MẠNG LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC ........................................................ 5
1.1. SƠ ĐỒ ĐỊA LÍ CỦA CÁC NÚT TRONG MẠNG ĐIỆN ........................................................ 6
1.2. NGUỒN CUNG CẤP ĐIỆN ....................................................................................................... 6
1.2.1. Hệ Thống Điện ..................................................................................................................... 6
1.2.2. Nhà Máy nhiệt điện ............................................................................................................. 7
1.3. PHỤ TẢI ...................................................................................................................................... 7
CHƢƠNG II: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN ............................................... 8
2.1. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MAX ...................................... 9
2.2. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MAX .......................... 10
2.3. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MIN ................................. 11
2.4. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MIN ........................... 12
2.5. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG TRONG TRƢỜNG HỢP SỰ CỐ MỘT TỔ MÁY
PHÁT CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN............................................................................................... 13
2.6. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG TRƢỜNG HỢP SỰ ........................ 14
2.7. TÍNH TOÁN SƠ BỘ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG ..................................................... 14
2.8. TỔNG HỢP CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ ............................ 16
CHƢƠNG III: LẬP PHƢƠNG ÁN THIẾT KẾ LƢỚI ......................................................................... 16
3.1. DỰ KIẾN CÁC PHƢƠNG ÁN ĐI DÂY ................................................................................. 17
3.2. PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN KỸ THUẬT CÁC PHƢƠNG ÁN ...................................... 21
3.2.1. Chọn điện áp định mức của mạng điện ........................................................................... 21
3.3. PHƢƠNG ÁN 1 ......................................................................................................................... 24
3.3.1. Phân bố công suất trong mạng điện ................................................................................ 24
3.3.2. Chọn điện áp định mức của mạng điện ........................................................................... 27
3.3.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chuẩn kỹ thuật ......................................... 28
3.3.4. Kiểm tra tổn thất điện áp ................................................................................................. 31
3.4. PHƢƠNG ÁN 2 ......................................................................................................................... 33
3.4.1. Cân bằng công suất trong mạng điện .............................................................................. 33
3.4.2. Chọn điện áp định mức của mạng điện ........................................................................... 33
3.4.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chẩn kỹ thuật ........................................... 34
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 2
3.4.4. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện ........................................................................... 35
3.5. PHƢƠNG ÁN 3 ......................................................................................................................... 36
3.5.1. Cân bằng công suất trong mạng điện .............................................................................. 36
3.5.2. Chọn điện áp định mức của mạng điện ........................................................................... 36
3.5.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chẩn kỹ thuật ........................................... 37
3.4.5. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện ........................................................................... 38
3.5. PHƢƠNG ÁN 4 ......................................................................................................................... 39
3.5.1. Cân bằng công suất trong mạng điện .............................................................................. 39
3.5.2. Chọn điện áp định mức của mạng điện ........................................................................... 39
3.5.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chẩn kỹ thuật ........................................... 40
3.5.4. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện ........................................................................... 41
3.6. PHƢƠNG ÁN 5 ......................................................................................................................... 42
3.6.1. Cân bằng công suất trong mạng điện .............................................................................. 42
3.6.2. Chọn điện áp định mức của mạng điện ........................................................................... 42
3.6.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chẩn kỹ thuật ........................................... 43
3.6.4. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện ........................................................................... 44
3.7. PHƢƠNG ÁN 6 ......................................................................................................................... 45
3.7.1. Cân bằng công suất trong mạng điện .............................................................................. 45
3.7.2. Chọn điện áp định mức của mạng điện ........................................................................... 45
3.7.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chẩn kỹ thuật ........................................... 46
3.7.4. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện ........................................................................... 47
3.8. TỔNG KẾT ............................................................................................................................... 48
CHƢƠNG IV: SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƢƠNG ÁN .................................................................... 49
4.1. PHƢƠNG ÁN 1 ......................................................................................................................... 51
4.1.1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây ................................................... 51
4.1.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện ............................................................................. 51
4.1.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm .............................................................................. 52
4.2. PHƢƠNG ÁN 2 ......................................................................................................................... 53
4.2.1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây ................................................... 53
4.2.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện ............................................................................. 53
4.1.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm .............................................................................. 53
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 3
4.2. PHƢƠNG ÁN 3 ......................................................................................................................... 55
4.3.1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây ................................................... 55
4.3.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện ............................................................................. 55
4.3.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm .............................................................................. 55
4.4. PHƢƠNG ÁN 4 ......................................................................................................................... 57
4.1.1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây ................................................... 57
4.1.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện ............................................................................. 57
4.4.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm .............................................................................. 57
4.5. PHƢƠNG ÁN 5 ......................................................................................................................... 59
4.4.3. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây ................................................... 59
4.5.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện ............................................................................. 59
4.5.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm .............................................................................. 59
4.6. PHƢƠNG ÁN 6 ......................................................................................................................... 61
4.6.1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây ................................................... 61
4.6.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện ............................................................................. 61
4.6.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm .............................................................................. 61
4.7. TỔNG KẾT VÀ LỰA CHỌN PHƢƠNG ÁN THIẾT KẾ .................................................... 62
CHƢƠNG V: CHỌN SỐ LƢỢNG, CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM, SƠ
ĐỒ TRẠM VÀ SƠ ĐỒ HỆ THỐNG ĐIỆN ............................................................................................ 64
5.1. CHỌN MÁY BIẾN ÁP TĂNG ÁP .......................................................................................... 64
5.2. CHỌN MÁY BIẾN ÁP HẠ ÁP ................................................................................................ 65
5.3. CHỌN SƠ ĐỒ TRẠM VÀ SƠ ĐỒ NỐI DÂY TOÀN HỆ THỐNG ..................................... 66
5.3.1. Sơ đồ trạm tăng áp nhà máy điện .................................................................................... 66
5.3.2. Sơ đồ trạm biến áp trung gian ......................................................................................... 67
5.3.3. Trạm cuối ........................................................................................................................... 67
CHƢƠNG VI: TÍNH BÙ KINH TẾ ........................................................................................................ 69
6.1. PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ............................................................................................... 70
6.1.1. Nhánh NĐ – 9 .................................................................................................................... 72
6.1.2. Nhánh NĐ-7-8 .................................................................................................................... 72
6.1.3. Nhánh HT – 1 .................................................................................................................... 73
6.1.4. Nhánh HT - 2 .................................................................................................................... 74
6.1.5. Nhánh HT – 3 .................................................................................................................... 74
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 4
6.1.6. Nhánh HT – 6 .................................................................................................................... 75
CHƢƠNG VII: TÍNH TOÁN CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA MẠNG LƢỚI ĐIỆN .................... 77
7.1. PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ............................................................................................... 77
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 5
LỜI NÓI ĐẦU
Điện năng là dạng năng lượng được sử dụng rộng rãi nhất trong các lĩnh vực hoạt động kinh
tế và đời sống con người. Nhu cầu sử dụng điện ngày càng cao, chính vì vậy chúng ta cần xây
dựng thêm các hệ thống điện nhằm đảm bảo cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ. Hệ thống điện
bao gồm các nhà máy điện, các mạng điện và các hộ tiêu thụ điện được liên kết với nhau thành
một hệ thống để thực hiện quá trình sản xuất, truyền tải , phân phối và tiêu thụ điện năng. Mạng
điện là một tập hợp các trạm biến áp, trạm đóng cắt, các đường dây trên không và các đường dây
cáp. Mạng điện được dùng để truyền tải và phân phối điện năng từ các nhà máy đến các hộ tiêu
thụ.
Cùng với sự phát triển công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước. Công nghiệp điện lực giữ vai
trò quan trọng do điện năng là nguồn năng lượng được sử dụng rộng rãi nhất trong nền kinh tế
quốc dân. Ngày nay trong nền kinh tế nước ta đang trên đà phát triển mạnh mẽ, đời sống không
ngừng nâng cao, các khu đô thị, dân cư cũng như các khu công nghiệp xuất hiện ngày càng
nhiều, do đó nhu cầu về điện năng tang trưởng không ngừng.
Để đáp ứng nhu cầu cung cấp điện ngày càng nhiều và không ngừng của đất nước về điện
năng thì công tác quy hoạch và thiết kế mạng lưới điện đang là vần đề quan tâm của ngành điện
nói riêng và cả nước nói chung.
Đồ án tốt nghiệp Thiết kế mạng lưới điện giúp sinh viên áp dụng một cách tổng quan
nhất những kiến thức đã học và tích luỹ trong quá trình học tập để giải quyết vấn đề trên. Việc
thiết kế mạng lưới điện phải đạt được những yêu cầu về kỹ thuật đồng thời giảm tối đa được
vốn đầu tư trong phạm vi cho phép là nhiệm vụ quan trọng đối với nền kinh tế của nước ta hiện
nay.
Trong quá trình làm đồ án với kiến thức đã được học trong suốt 5 nănm sự nỗ lực cố gắng
của bản thân và sự giúp đỡ, chỉ bảo của các thầy cô trong bộ môn hệ thống điện đặc biệt là sự
hướng dẫn trực tiếp, tận tình của Thầy giáo Trần Mạnh Hùng đã giúp em hoàn thành đúng
tiến độ bản đồ án tốt nghiệp này.
Em xin chân thành cảm ơn các thầy cô giáo đã trang bị cho em kiến thức chuyên môn để hoàn
thành bản đồ án này. Em xin chân thành cảm ơn gia đình bạn bè đã động viên giúp đỡ em trong
quá trình thực hiện đồ án.Tuy nhiên do trình độ có hạn nên đồ án không tránh khỏi thiếu sót, em
rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của các thầy cô giáo.
Hà Nội, Tháng 2 Năm 2015
Sinh viên : Phạm Hồng Công
CHƢƠNG I: TỔNG QUAN VỀ MẠNG LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 6
1.1. SƠ ĐỒ ĐỊA LÍ CỦA CÁC NÚT TRONG MẠNG ĐIỆN
1.2. NGUỒN CUNG CẤP ĐIỆN
Trong hệ thống điện cần thiết kế có hai nguồn cung cấp l ―Hệ thống điện‖ và ―Nhà máy nhiệt
điện‖.
1.2.1. Hệ Thống Điện
Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn, hệ số công suất trên thanh góp 110 kV của hệ
thống là 0,85. Vì vậy cần phải có sự liên hệ giữa hệ thống và nhà máy điện để có thể trao đổi
công suất giữa hai nguồn cung cấp khi cần thiết đảm bảo cho Hệ thống thiết kế làm việc bình
thường trong các chế độ vận hành. Mặt khác, vì hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên
chọn Hệ thống là nút cân bằng công suất và nút cơ sở về điện áp. Ngoài ra do Hệ thống có công
suất vô cùng lớn cho nên không cần phải dự trữ công suất trong nhà máy điện, nói cách khác
công suất tác dụng và phản kháng dự trữ sẽ được lấy từ Hệ thống điện.
Hệ thông điện (HT) có công suất vô cùng lớn:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 7
- Điện áp trên thanh cái cao áp: 110 kV
- Hệ số công suất trên thanh góp 110kV : cosφ = 0,85
1.2.2. Nhà Máy nhiệt điện
Nhà máy nhiệt điện gồm 4 tổ máy với mỗi tổ máy công suất định mức Pdm= 50 MW. Giả
thiết nhà máy đã cho l nhà máy nhiệt điện với công suất tự dùng chiếm 10% công suất phát .
Công suất phát kinh tế của các nhà máy Nhiệt điện thường là 80% ÷ 90% trong đồ án này ta
chọn công suất phát kinh tế của nhà máy là 85% Pdm.
- Tổng công suất đặt PdmA = 200MW
- Hệ số công suất cosφ = 0,85
- Điện áp định mức Ufdm = 10,5 kV
1.3. PHỤ TẢI
Trong hệ thống điện gồm 9 phụ tải, có 8 phụ tải loại I, riêng phụ tải số 8 là loại III. Thời
gian sử dụng phụ tải cực đại Tmax = 5000 h. Cả 9 phụ tải đều yêu cầu điều chỉnh điện áp KT.
Điện áp định mức của mạng điện thứ cấp là 22 kV. Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại :
Pmin =0,5.Pmax
a. Chế độ phụ tải cực đại:
Phụ tải 1: Có P1 = 35, cosφ = 0,85 → tanφ = 0,620
→ Q1 = P1. tanφ1 = 35. 0,62 = 21,691 MVAr
b. Chế độ phụ tải cực tiểu:
Phụ tải 1: P1 = 50%P1max. = 50%.35 = 17,5 MW
Q1min= 50%.P1min = 50%.21,691 = 10,846 MVAr
Các phụ tải còn lại tinh toán tuong tự ta đuợc kết quả trong bảng 1.1 sau trong đó phụ tải ở
chế độ cực đại Si =√
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 8
Hộ tiêu thụ Smax=Pmax+ jQmax Smax Smin=Pmin+ jQmin Smin
1 35 + j21,691 41,178 17,5 + j10,846 20,589
2 30 + j14,53 33,33 15 + j7,265 16,665
3 20 + j10,795 22,727 10 + j5,398 11,364
4 28 + j18,816 33,735 14 + j9,408 16,868
5 33 + j15,983 36,667 16,5 + j7,992 18,333
6 40 + j22,669 45,977 20 + j11,334 22,989
7 32 + j15,498 35,556 16 + j7,749 17,778
8 25 + j12,108 27,778 12,5 + j6,054 13,789
9 28 + j15,113 31,818 14 + j7,557 15,909
Tổng 271 + j147,203 135,5 + j73,602
Bảng 1.1: Phụ tải mạng điện trong các chế độ
CHƢƠNG II: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 9
2.1. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MAX
Đặc điểm rất quan trọng của các hệ thống điện là truyền tức thời điện năng từcác nguồn đến
các hộ tiêu thụ và không thể tích trữ điện năng thành số lượng nhận thấy được. Tính chất này
xác định sự đồng bộ của quá trình sản xuất và tiêu thụ điện năng.Tại mỗi thời điểm trong chế độ
xác lập của hệ thống điện, các nhà máy của hệthống cần phải phát công suất bằng với công suất
của các hộ tiêu thụ, kể cả tổn thất công suất trong cả mạng điện nghĩa là cần phải thực hiện
đúng sự cân bằng giữa công suất phát và công suất tiêu thụ.Ngoài ra để đảm bảo cho hệ thống
điện vận hành bình thường, cần phải có dựtrữ công suất nhất định. Dự trữ công suất tác dụng
trong hệ thống điện là một vấn đề quan trọng liên quan đến vận hành cũng như sự phát triển của
Hệ thống. Vì vậy phương trình cân bằng công suất tác dụng trong chế độ phụ tải cực đại đối với
Hệ thống điện thiết kế có dạng:
PNĐ+PHT = PYC = m ΣPmax + ΣPtd + Pdt + ΣΔP
Trong đó:
PNĐ – Tổng công suất do nhà máy nhiệt điện phát ra:
PNĐ= 0,85.PđặtNM = 0,85.4.50 = 170 MW
PHT – Công suất tác dụng lấy từ hệ thống
m – Hệ số đồng thời của các phụ tải (m=1)
ΣPmax –Tổng công suất của phụ tải trong chế độ cực đại bằng ΣPmax =271 MW
Σ Ptd – Tổng công suất tự dùng trong nha máy điện, có thể lấy 10% tổng công suất
phát của nhà máy ở chế độ max Σ Ptd = 0,1.170 = 17 MW
Pdt – Công suất dự trữ trong Hệ thống. Vì Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn,
cho nên công suất dự trữ lấy từ Hệ thống nghĩa là lấy Pdt = 0.
ΣΔP – Tổng tổn thất công suất trong mạng điện, khi tính sơ bộ có thể lấy
ΣΔP = 5% ΣPmax = 0,05.271 = 13,55 MW
Pyc – Công suất yêu cầu trong mạng điện để có cân bằng công suất
Ta có:
Pyc = m ΣPmax + ΣPtd + Pdt + ΣΔP = 1.271 + 17 + 0 + 13,55 = 301,55 MW
PNĐ+ PHT = Pyc = m ΣPmax + ΣPtd + Pdt + ΣΔP
→ PHT = m ΣPmax + ΣPtd + Pdt + ΣΔP –PNĐ
→ PHT = 1.271 + 17 + 0 + 13,55 – 170
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 10
→ PHT= 131,55 MW
Công suất tác dụng nhà máy NĐ phát lên lưới trong chế độ phụ tải max là:
PflNĐ= Pkt– Ptd = 170 – 17 = 153 MW
Như vậy, ở chế độ phụ tải cực đại, Hệ thống cần cung cấp cho phụ tải lượng công suất bằng :
131,55 MW và nhà máy NĐ phát lên lưới 153 MW
2.2. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MAX
Sản xuất và tiêu thụ điện năng bằng dòng điện xoay chiều đòi hỏi sự cân bằng giữa điện
năng sản xuất ra và điện năng tiêu thụ tại mỗi thời điểm. Sự cân bằng đòi hỏi không những chỉ
đối với công suất tác dụng, mà cả với công suất phản kháng. Sự cân bằng công suất phản kháng
có quan hệ đối với điện áp. Phá hoại sự cân bằng công suất phản kháng dẫn đến thay đổi điện áp
trong mạng điện. Nếu công suất phản kháng phát ra lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ thì
điện áp trong mạng sẽ tăng ngược lại nếu thiếu công suất phản kháng thì điện áp trong mạng sẽ
giảm. Vì vậy để đảm bảo chất lượng cần thiết của điện áp ở các hộ tiêu thụ trong mạng điện và
trong hệ thống, cần tiến hành cân bằng sơ bộ công suất phản kháng.
Phương trình cân bằng công suất phản kháng có dạng:
QNĐ+ QHT ≥ Qyc= m ΣQmax + ΣΔQL – ΣQC + ΣΔQb + Qtd + Qdt
Trong đó:
QNĐ – Tổng công suất phản kháng do nhà máy nhiệt điện phát ra.
QNĐ = PNĐ .tanφ = 170.0 62 = 105,4 MVAr
QHT – Công suất phản kháng do Hệ thống cung cấp (cos φ =0,85) :
QHT = PHT .tan = 131,55.0,62 = 81,561 MVAr
m – Hệ số đồng thời của các phụ tải (m=1)
ΣQmax – Tổng công suất phản kháng của phụ tải trong chế độ cực đại
ΣQmax = 147,203 MVAr (bảng 1.1)
ΣΔQL – Tổng tổn thất công suất phản kháng trong cảm kháng của các đuờng
dây trong mạng điện
ΣQC – Tổng tổn thất công suất phản kháng do điện dung của các đường dây trong
mạng điện sinh ra khi tính s bộ ta lấy ΣΔQL = ΣQC
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 11
Qdt – Công suất dự trữ trong Hệ thống. Vì Hệ thống điện có công suất vô cùng
lớn, cho nên công suất dự trữ lấy từ Hệ thống, nghĩa là lấy Qdt= 0.
ΣΔQb – Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các trạm biến áp khi tính sơ bộ
có thể lấy:
ΣΔQb = 30% ΣQmax = 0,3.147,203 = 44,161 MVAr
– Công suất phản kháng tự dùng trong nhà máy điện: Qtd = Ptd .tan φtd với cos φtd = 0.75, ta
có Qtd = 17.0,882 = 14,993 MVAr
Như vậy ta có tổng công suất phản kháng mạng điện yêu cầu:
Qyc= m ΣQmax + ΣΔQL – ΣQC + ΣΔQb + Qtd + Qdt
→ Qyc= 147,203 + 44,161 + 14,993 = 206,357 MVAr
Tổng công suất phản kháng do Hệ thống và Nhà máy điện cung cấp là:
QNĐ+ QHT = 105,4 + 81,561 = 186,961 MVAr
Công suất phản kháng do nhà máy NĐ phát lên lưới trong chế độ phụ tải max :
QflNĐ= QNĐ – Qtd – QbTA
= 105,4 – 14,993 – 0,15.(105,4 – 14,993) = 74,597 MVA
Từ kết quả tính toán ta thấy tổng công suất phản kháng do Hệ thống và Nhà máy điện cung
cấp nhỏ hơn tổng công suất phản kháng mạng điện yêu cầu. Vì vậy cần bù công suất phản kháng
trong mạng điện thiết kế
2.3. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MIN
Phương trình cân bằng công suất tác dụng trong chế độ phụ tải cực tiểu đối với Hệ thống điện
thiết kế có dạng:
PNĐ+PHT = PYCmin = m ΣPmin + ΣPtd + Pdt + ΣΔP
Trong đó:
PNĐ – Trong chế độ phụ tải cực tiểu NĐ ngưng phát điện 2 tổ máy phát và phát điện 2
tổ máy với chế độ phát kinh tế tức là PNĐ= 85%.2.Pfđm= 0,85.2.50 = 85 MW
PHT – Công suất tác dụng lấy từ hệ thống
m – Hệ số đồng thời của các phụ tải (m=1)
ΣPmin – Tổng công suất của phụ tải trong chế độ cực tiểu bằng 135,5 (bảng 1.1)
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 12
ΣPtd – Tổng công suất tự dùng trong nha máy điện, có thể lấy 10% tổng công suất
phát của nhà máy ở chế độ min ΣPtd = 0,1.85 = 8,5 MW
Pdt – Công suất dự trữ trong Hệ thống. Vì Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn,
cho nên công suất dự trữ lấy t Hệ thống nghĩa là lấy Pdt= 0.
ΣΔP – Tổng tổn thất công suất trong mạng điện khi t nh s bộ có thể lấy:
ΣΔP = 5% Σ = 0,05.135,5 = 6,775 MW
Ta có: PNĐ + PHT = Pycmin = m ΣPmin + ΣPtd + Pdt + ΣΔP
→ PHT = m ΣPmax + ΣPtd + Pdt + ΣΔP –PNĐ
→ PHT = 1.135,5 + 8,5 + 0 + 6,775 – 85
→ PHT = 65,775 MW
Công suất tác dụng nhà máy NĐ phát lên lưới trong chế độ phụ tải min là:
PflNĐ= Pfmin– Ptdmin= 85 – 8.5 = 76,5 MW
Như vậy, ở chế độ phụ tải cực tiểu, Hệ thống cần cung cấp cho phụ tải lượng công suất bằng
65,675 MW và nhà máy NĐ phát lên lưới 76,5 MW
2.4. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MIN
Phương trình cân bằng công suất phản kháng có dạng:
QNĐ+ QHT ≥ Qyc= m ΣQmin + ΣΔQL – ΣQC + ΣΔQb + Qtd + Qdt
Trong đó:
QNĐ – Tổng công suất phản kháng do nhà máy nhiệt điện phát ra trong chế độ phụ tải
min bằng: QNĐ = PNĐ .tanφ = 85.0 62 = 52 7 MVAr
QHT – Công suất phản kháng do Hệ thống cung cấp
QHT = PHT .tanφ = 65,775.0,62 = 40,781 MVAr
m – Hệ số đồng thời của các phụ tải (m=1)
ΣQmin – Tổng công suất phản kháng của phụ tải trong chế độ cực tiểu
Σ Qmin = 73,602 MVAr (bảng 1.1)
ΣΔQL – Tổng tổn thất công suất phản kháng trong cảm kháng của các đường dây trong
mạng điện
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 13
ΣQC – Tổng tổn thất công suất phản kháng do điện dung của các đ ờng dây trong mạng
điện sinh ra khi tính sơ bộ ta lấy ΣΔQL = ΣQC
Qtd – Công suất dự trữ trong Hệ thống. Vì Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn,
cho nên công suất dự trữ lấy từ Hệ thống nghĩa là lấy Qdt = 0.
ΣΔQb – Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các trạm biến áp khi tinh sơ bộ có
thể lấy ΣΔQb = 30% ΣQmin = 0,3.73,602 = 22,081 MVAr
Qtd – Công suất phản kháng tự dùng trong Nha máy điện ở chế độ cực tiểu, ta có:
Qtd = Ptd .tanφ , với cosφ = 0.75, ta có = 8,5.0,882 = 7,497 MVAr
Như vậy ta có tổng công suất phản kháng mạng điện yêu cầu:
Qyc= m ΣQmin + ΣΔQL – ΣQC + ΣΔQb + Qtd + Qdt
→ Qyc = 73,602 + 22,081 + 7,497 = 93,197 MVAr
Tổng công suất phản kháng do Hệ thống và Nhà máy điện cung cấp là:
QNĐ+ QHT = 52,7 + 40,781 = 93,481 MVAr
Công suất phản kháng nhà máy NĐ phát lên lưới trong chế độ phụ tải min là :
QflNĐ = Qfmin– Qtd– QbTA
= 52,7 – 7,497 – 0,15.(52,7 – 7,497) = 37,298 MVA
Từ kết quả tính toán ta thấy tổng công suất phản kháng do Hệ thống và Nhà máy điện cung cấp
nhỏ hơn tổng công suất phản kháng mạng điện yêu cầu. Vì vậy cần bù công suất phản kháng
trong mạng điện thiết kế.
2.5. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG TRONG TRƢỜNG HỢP SỰ CỐ MỘT TỔ
MÁY PHÁT CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN
Do ở chế độ phụ tải cực tiểu nh máy chỉ phát điện bằng 2 tổ máy nên trong trường hợp sự cố
một tổ máy phát ở nhà máy Nhiệt điện khi tính toán cân bằng công suất chỉ cần tính cho chế độ
cực tải. Khi sự cố 1 tổ máy, các tổ máy còn lại phát 100%.Pdm. Nhà máy NĐ phát công suất tác
dụng là :
PfNĐsc= 3.Pdm = 3.50 = 150 MW
Tổng công suất yêu cầu của mạng điện là :
Pyc= m ΣPmax + ΣPtd + Pdt + ΣΔP = 1.271 + 0 1.150 + 13,55 = 299,55 MW
Hệ thống phải cung cấp lượng công suất tác dụng là :
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 14
PHTsc= PYC– PfNĐ = 299,55 – 150 = 149,55 MW
Công suất tác dụng nha máy NĐ phát lên lưới trong chế độ sự cố là :
PflNĐ= Pfsc– Ptd= 150 – 15 = 135 MW
2.6. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG TRƢỜNG HỢP SỰ
CỐ MỘT TỔ MÁY PHÁT CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN
Trong chế độ phụ tải cực đại khi sự cố một tổ máy phát ta có: Nhà máy NĐ phát công suất
phản kháng là :
QfNĐsc= PfNĐsc.tanφNĐ= 150.0,62 = 92,962 MVAr
Hệ thống cung cấp lượng công suất phản kháng là:
QHTsc= PHTsc.tanφHT= 149,55.0,62= 92,721 MVAr
Ta có tổng công suất yêu cầu của mạng điện:
Qyc= m ΣQmax + ΣΔQL – ΣQC + ΣΔQb + Qtd + Qdt
Trong đó:
+ ΣQmax ΣΔQL , Σ QC ΣΔQb , Qdt đã tính toán và uớc luợng ở trên.
+ Qtd= Ptd.tanφtd= 15.0,882 = 13,23 MVAr
→ Qyc= 147,203 + 44,161 + 13,23 = 204,594 MVAr
Tổng công suất phản kháng do Hệ thống và nhà máy cung cấp là:
QfNĐsc+ QHTsc= 93 + 92,721 = 185,721 MVAr
Công suất phản kháng nha máy NĐ phát lên lưới trong chế độ sự cố:
QflNĐ = Qfsc– Qtd– QbTA= 93 – 13,23 – 0,15.93 = 65,82 MVA
Kết luận: Từ kết quả tính toán ta thấy tổng công suất phản kháng do Hệ thống và Nhà máy
điện cung cấp nhỏ hơn tổng công suất phản kháng mạng điện yêu cầu. Vì vậy cần bù công suất
phản kháng.
Kết luận chung: cần phải bù công suất phản kháng
2.7. TÍNH TOÁN SƠ BỘ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 15
Ta chỉ cần tính bù sơ bộ công suất cho trường hợp chế độ phụ tải max, vì nếu chế độ phụ tải
Max công suất phản kháng cân bằng thì ở chế độ phụ tải min và chế độ sự cố 1 tổ máy phát công
suất phản kháng cũng cân bằng.
Trong chế độ phụ tải max
Cân bằng công suấ phản kháng khi Qyc=QNĐ+ QHT =Qf
Hệ thống và nhà máy cung cấp Qf =186,961 => Qyc
’= 186,961
Qyc’= m ΣQmax
’ + ΣΔQL – ΣQC + ΣΔQb
’ + Qtd + Qdt= m ΣQmax
’ + ΣΔQb
’ + Qtd
Trong đó :
ΣΔQb’= 30% ΣQmax
’
Qtd = 14,993 MVAr
Qyc’= ΣQmax
’ + 0,3 ΣQmax
’ + Qtd
ΣQmax’= (Qyc
’- Qtd)/ 0,3 = (186,961-14,993)/ 0,3 = 132,283
Dung lượng công suất phản kháng cần bù cưỡng bức là:
Qb= ΣQmax - ΣQmax’
= 147,203 – 132,283 =14,922 MVAr
Theo nguyên tắc ta bù cho phụ tải ở xa,có cosφ nhỏ và phụ tải lớn!
Giả thiết ta bù tất cả các phụ tải có cosφ < 0,9 lên đến cosφ = 0,9
Xét phụ tải 6 với P=40MW và cosφ= 0,87
Ta có Q6=40.tag(arcos0,87)= 22,669 MVAr
Mặt khác ΔQ6b= Q6- Q6’ => Q6
’= 40.tag(arcos0,9)
=> ΔQ6b=40.tag(arcos0,87)- 40.tag(arcos0,9)= 3,296 MVAr
Tính toán tương tự cho các phụ tải 1, 3, 4, 9 ta có bảng
Phụ tải P MW cosφ cosφb ΔQib
1 35 0.85 0.9 4.74
3 20 0.88 0.9 1.11
4 28 0.83 0.9 5.255
6 40 0.87 0.9 3.296
9 28 0.88 0.9 1.552
Tổng 15.953
Ta thấy : ΔQ4b + ΔQ1b + ΔQ6b+ΔQ9b =14,843 < Qb < ΣΔQib
Vậy có nghĩa là cần phải bù cưỡng bức cho các phụ tải 4,1,6,9 lên cos φ= 0,9 và bù cho phụ tải 3
lên cos φ9b’
Tính cos φ9b’ : ΔQ3b
’= Qb- ( ΔQ4b + ΔQ1b + ΔQ6b+ΔQ9b)= 14,922 – 14,843 = 0,079 MVAr
=> 20.tag(arcos0,88)- 20.tag(arcos φ3b’) = 0,079
=> cos φ3b’= 0,8815 > 0,88 => lấy cos φ3b
’= 0,89
Vậy cần bù công suất cosφ của phụ tải 1,4,6,9 lên 0,9 và của phụ tải 3 lên 0,89
Sau khi bù công suất ta có bảng sau:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 16
Hộ tiêu thụ Smax=Pmax+ jQmax Smax Smin=Pmin+ jQmin Smin
1 35 + j16.95 38.89 17,5 + j8.475 19.444
2 30 + j14.53 33.33 15 + j7.265 16.667
3 20 + j10.25 22.47 10 + j5.125 11.237
4 28 + j13.56 31.11 14 + j6.78 15.555
5 33 + j15.98 36.67 16,5 + j7.99 18.333
6 40 + j19.37 44.44 20 + j9.685 22.222
7 32 + j15.50 35.56 16 + j7.75 17.778
8 25 + j12.11 27.78 12,5 + j6.055 13.889
9 28 + j13.56 31.11 14 + j6.78 15.555
Tổng 271 + j131.81 135,5 + j65,905
Bảng 2.1: phụ tải mạng điện trong các chế độ
2.8. TỔNG HỢP CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ
NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN
Từ các số liệu tính toán ta có bảng tổng hợp các chế độ vận hành của Hệ thống điện và của Nhà
máy Nhiệt điện sau:
Chế độ vận hành Chế độ phụ tải
max
Chế độ phụ tải
min
Chế độ sự cố
máy phát
Nhà máy nhiệt
điện
Số tổ máy phát
hoạt động
4 2 3
Công suất phát
SNĐ=PNĐ+jQNĐ
170 + j105,4 85 + j52,7 150 + j92,962
Công suất phát lưới
Sfl=Pfl+jQfl
153+ j74.597 76,5 + j37,298 135 + j65,82
Hệ thống Công suất tác dụng
PHT
131,55 65,775 149,55
Bảng 2.2: Các chế độ vận hành nhà HTĐ và NMNĐ
CHƢƠNG III: LẬP PHƢƠNG ÁN THIẾT KẾ LƢỚI
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 17
3.1. DỰ KIẾN CÁC PHƢƠNG ÁN ĐI DÂY
Nguyên tắc chủ yếu nhất trong công tác thiết kế mạng điện là cung cấp điện kinh tế đảm
bảo các chỉ tiêu về chất lượng điện năng và độ an toàn cung cấp điện theo yêu cầu. Như vậy mục
đích của việc vạch ra các phương án nối dây của mạng điện là để tìm ra một phương án tối ưu
cho các yêu cầu và nguyên tắc vừa nêu.
Thực tế không có phương pháp nhất định cho công tác vạch các sơ đồ nối dây của mạng điện vì
nó phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố. Tuy nhiên ta có thể dựa vào một số yếu tố sau để đưa ra các
phương án nối dây :
- Số lượng và vị trí địa lý của nguồn và phụ tải
- Công suất của phụ tải
- Mức độ yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện của phụ tải
Các phụ tải loại I để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện liên tục ta thiết kế đường dây hai mạch
hoặc mạch vòng; phụ tải loại III ta có thể dùng đường dây một mạch. Ngoài ra để đảm bảo
mạng điện vận hành ổn định độ tin cậy cao thì hai nguồn của mạng phải luôn được liên lạc với
nhau bằng đường dây gồm 2 lộ song song. Các phương án đề xuất cách đi dây như sau:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 18
Phương án 1
Phương án 2
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 19
Phương án 3
Phương án 4
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 20
Phương án 5
Phương án 6
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 21
3.2. PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN KỸ THUẬT CÁC PHƢƠNG ÁN
3.2.1. Chọn điện áp định mức của mạng điện
Một trong những công việc lúc thiết kế mạng điện là chọn điện áp định mức cho các đường
dây tải điện. Việc này rất quan trọng vì nó ảnh hưởng trực tiếp đến các chỉ tiêu kinh tế và kỹ
thuật của mạng điện như tổn thất công suất tổn thất điện áp vốn đầu tư xây dựng giá thành điện
năng… Trong nhiều tài liệu đã đúc kết kinh nghiệm thiết kế vận hành để lập nên bảng tra tiêu
chuẩn điện áp tải điện theo chiều dài đường dây và công suất chạy trên đường dây. Ngoài ra
chúng ta có thể dùng một số công thức kinh nghiệm để tính toán điện áp tải điện trên mỗi đoạn
đường dây. Để xác định cấp điện áp cho hệ thống theo kinh nghiệm thiết kế đã đưa ra được công
thức:
U = 4,34.√ kV (3.1)
Trong đó:
L: khoảng cách truyền tải (km)
P: công suất tác dụng truyền tải trên đường dây (MW)
Nếu Ui = 60 ÷ 160 kV thì Udm đuợc chọn bằng 110 kV.
3.2.2. Chọn tiết điện dây dẫn
Tiết diện dây dẫn của mạng điện cần phải được chọn sao cho chúng phù hợp với quan hệ tối ưu
giữa chi phí đầu tư xây dựng đường dây và chi phí về tổn thất điện năng. Xác định quan hệ tối
ưu này là vấn đề khá phức tạp và trở thành bài toán tìm tiết diện dây dẫn tương ứng với các chi
phí qui đổi nhỏ nhất. Nhưng trong thực tế người ta thường dùng giải pháp đơn giản hơn để xác
định tiết diện dây dẫn. Đó là phương pháp chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ kinh tế của dòng
điện. Để chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ kinh tế của dòng điện trước hết cần xác định Jkt , sau
đó tính tiết diện kinh tế theo công thức:
Fkt=
mm
2 (3.2)
Trong đó:
I: Dòng điện tính toán trên đường dây trong chế độ phụ tải lớn nhất (A)
Jkt: Mật độ kinh tế của dòng điện (A/mm2)
Trong đồ án này ta sử dụng dây dẫn trần dây nhôm lõi thép cho mạng điện 110kV với đường
dây trên không, các phụ tải đều có thời gian sử dụng công suất lớn nhất là 5000 h.
Tra bảng ta có: Jkt = 1,1 [A/mm2]
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 22
Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại được ữác định theo công thức :
Imax=
√ (A) (3.3)
Trong đó :
n – số mạch đường dây
Udm– Điện áp định mức của mạng điện, kV
Smax– Công suất chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại MVA
Dựa vào tiết diện của dậy dẫn tính được theo công thức trên tiến hành chọn tiết diện tiêu chuẩn
gần nhất. Sau khi chọn được tiết diện dây dẫn ta tiến hành kiểm tra các điều kiện kỹ thuật.
3.2.3. Kiểm tra các điều kiện kỹ thuật
a) Kiểm tra các điều kiện về vâng quang, độ bền cơ của đường dây và phát nóng dây dẫn trong
các chế độ sau sự cố.Đối với đường dây 110 kV để không xuất hiện vầng quang các dây nhôm
lõi thép cần phải có tiết diện F ≥ 70 mm2.
Độ bền cơ trên không thường phối hợp với điều kiện về vầng quang của dây dẫn cho nên
không cần kiểm tra điều kiện này. Để đảm bảo cho đường dây vận hành bình thường trong các
chế độ sau sự cố (ở đây ta xét sự cố một mạch đường dây và sự cố một tổ máy phát của nhà máy
Nhiệt Điện) cần phải có điều kiện sau :
Isc≤ Icp (3.4)
Trong đó :
Isc – Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ sự cố.
Icp – Dòng điện làm việc lâu dài cho phép của đường dây.
b) Kiểm tra tổn thất điện áp lớp nhất của mạng điện
Khi chọn sơ bộ các phương án cung cấp điện có thể đánh giá chất lượng điện năng theo các giá
trị của tổn thất điện áp. Khi tính sơ bộ các mức điện áp trong các trạm hạ áp có thể chấp nhận là
phù hợp nếu trong chế độ phụ tải cực đại tổn thất điện áp không vượt quá 10% ÷ 15% điện áp
trong chế độ làm việc bình thường còn trong chế độ sự cố tổn thất điện áp lớn nhất không vượt
quá 15 ÷ 20% nghĩa là :
ΔUmaxbt% ≤10% ÷ 15%
ΔUmaxsc% ≤ 15% ÷ 20%
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 23
Đối với lưới sử dụng MBA có điều áp dưới tải :
ΔUmaxbt% ≤15% ÷ 20%
ΔUmaxsc% ≤ 20% ÷ 25
Trong chế độ làm việc bình thường tổn thất điện áp trên đường dây bằng:
∆Ubt%=∑∆Ui=∑
.100% (3.5)
Trong đó: Pi, Qi– Công suất chạy trên đường dây thứ i
Ri, Xi– Điện trở và điện kháng của đường dây thứ i
Đối với đường dây có hai mạch, nếu ngừng một mạch thì tổn thất điện áp trên đường dây bằng:
∆Uisc% = 2. ∆Uibt% (3.6)
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 24
3.3. PHƢƠNG ÁN 1
3.3.1. Phân bố công suất trong mạng điện
a) Trong chế độ phụ tải cực đại:
- Công suất tác dụng từ Nhà máy nhiệt điện NĐ truyền qua đường dây NĐ-4 được xác định như
sau:
PN4= PktNĐ- Ptd - PN- Δ PN
Trong đó:
PktNĐ - tổng công suất phát kinh tế của NĐ
Ptd- Công suất tự dùng của nhà máy điện
PN - Công suất của các phụ tải nối với NĐ (PN= P7+ P8+ P9)
Δ PN - Tổn thất công suất trên các đường dây do Nhiệt Điện cung cấp (ΔPN = 5% PN)
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 25
Vậy ta có: PN4= 170 – 17 – ( 32+ 25 + 28) – 0,05.(32 + 25 + 28) → PN4= 63,75 MW
- Công suất phản kháng do NĐ truyền vào đường dây NĐ-4 có thể tính gần đúng như sau:
QN4 = QktNĐ- Qtd - QN- Δ QN- Δ QMBATA
Với:
QktNĐ = PktNĐ . tan φNĐ = 170.0,62 = 105,357 MVAr
Qtd = Ptd . tan φtd = 17.0,882 = 14,993 MVAr
QN = Q7 + Q8 + Q9
= 15,50 + 12,11 + 13,56 = 41,17 MVAr
Δ QN= 15%. QN = 0,15.41,17 = 6,18 MVAr
Δ QMBATA= 15%.( QktNĐ - Qtd ) = 0,15.(105,357 – 14,993) = 13,555 MVAr
→ QN4= 105,357 – 14,993 – 41,17– 6,18 – 13,555= 29,459 MVAr
như vậy:
SN4= 63,75 + j29,459 MVA
- Công suất truyền tải trên đường dây 4-5 bằng:
S4-5 = SN4 – S4= (63,75 + j29,459) – (28+ j13,56)
= 34,75 + j15,899 MVA
- Công suất truyền tải trên đường dây HT-5 là:
SH-5= S45 – S5= (34,75 + j15,899) - (33 + j15,98)
= 1,75 - j0,081MVA
- Công suất truyền trên các đường dây còn lại bằng giá trị phụ tải ở cuối đoạn đường dây đó.
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 26
b) Trong chế độ sự cố một tổ máy phát
Khi sự cố một tổ máy phát của nhà máy Nhiệt điện thì chỉ ảnh hưởng đến dòng điện trên đường
dây liên lạc nguồn NĐ-4-5-HT nên chỉ cần tính lại cân bằng công suất trên các nhánh đường dây
này. Khi sự cố một tổ máy phát 3 tổ máy còn lại phát 100% công suất định mức. Tức là
PfNĐ=150 MW hay SfNĐ= 150 + j92,962 MVA
- Công suất truyền tải trên đường dây N-4:
Có: PN4sc= PscNĐ- Ptd - PN- Δ PN
= 150 – 10%.150 – ( 32+ 25 + 28) – 0,05.( 32+ 25 + 28)
= 45,75 MW
QN4sc = QscNĐ- Qtd - QN- Δ QN- Δ QMBATA
Thay số liệu tính ở trên ta được
QN4sc= 92,962 – 13,23 – 41,17 – 15%.41,17 – 15%.(92,962 – 13,23)= 20,427 MVAr
- Công suất truyền tải trên đường dây 4-5:
Ta có : S4-5sc=SN-4sc –S4
= 45,75 + j20,427 – (28 + j13,56)
= 17,75 + j6,867 MVA
- Công suất truyền tải trên đường dây H-5
Ta có : SH-5sc= S5- S4-5sc
= 33 + j15,98- (17,75 + j6,867)
= 15,25 + j9,113 MVA
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 27
3.3.2. Chọn điện áp định mức của mạng điện
a) Tính điện áp định mức trên đường dây: HT-4, 4-5, 5-NĐ
Áp dụng công thức (3.1), ta có:
Điện áp trên đoạn đường dây NĐ-4 bằng:
UN4= 4,34√ = 4,34. √ = 142,220 kV
Điện áp trên đoạn đường dây 4-5 bằng:
U5-4= 4,34. √ = 4,34. √ = 108,648 kV
Điện áp trên đoạn đường dây HT-5 bằng:
UHT-5= 4,34. √ = 4,34. √ = 75,774 kV
Tính điện áp cho các đường dây còn lại được tiến hành như các đường dây trên,
kết quả tính toán ta có bảng sau:
Đường dây Công suất truyền
tải (MVA)
Chiều dài đường
dây l (km)
Điện áp tính toán
U (kv)
Điện áp định
mức của mạng
(kv)
HT-1 35 + j16.95 50 107,19
110
HT-2 30 + j14.53 56,57 100,532
HT-3 20 + j10.25 63,25 84,963
HT-6 40 + j19.37 56,57 114,544
4-5 34.75 + j15.899 70,71 108,648
HT-5 15.25 + j9.113 60,83 75,774
NM-4 63.75 + j29.459 53,85 142,220
NM-7 32 + j15.50 63,25 104,63
NM-8 25 + j12.11 56,57 92,735
NM-9 28 + j13.56 60,83 97,899
Bảng 3.1: điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 28
3.3.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chuẩn kỹ thuật
a) Chọn tiết diện dây dẫn
- Tính tiết diện đường dây N-4 :
Dòng điện chạy trên đường dây N-4 khi phụ tải cực đại bằng :
IN4=
√ .10
3=
√
√ .10
3 = 184,3 A
Tiết điện dây dẫn : FN-4=
=
= 167,55 mm
2
→ Ta chọn dây dẫn tiết diện F = 150 mm2 và Icp = 445 A
- Tính toán tương tự cho các đường dây khác ta cũng lựa chọn được tiết diện các đường dây
tổng hợp ở bảng 3.2.
b) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một mạch đường dây
- Kiểm tra điều kiện phát nóng đường dây N-4
Khi gặp sự cố một mạch đường dây thì dòng điện cưỡng bức chạy trên đường dây còn lại bằng :
IN-4sc= 2.IN4= 2.182,292 = 364,584 A < 445 A
Như vậy IN-4sc< IN-4cp
- Tính toán tương tự dòng Isc cho các đường dây còn lại và tổng hợp trong bảng sau :
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 29
Đường
dây
Công suất
truyền tải Imax Isc Ftt Ftc Loại dây dẫn
(MVA) A A Mm2 Mm
2 Mã dây Icp
HT-1 35 + j16.95 102.04 204.09 92.77 95 AC-95 335
HT-2 30 + j14.53 87.47 174.93 79.52 70 AC-70 275
HT-3 20 + j10.25 58.97 117.94 53.61 70 AC-70 275
HT-6 40 + j19.37 116.62 233.24 106.02 95 AC-95 335
4—5 34.75 + j15.899 100.27 200.55 91.16 95 AC-95 335
HT-5 15.25 + j9.113 46.62 93.23 42.38 70 AC-70 275
NM-4 63.75 + j29.459 184.28 368.55 167.52 150
AC-
150 445
NM-7 32 + j15.50 93.30 186.60 84.82 70 AC-70 275
NM-8 25 + j12.11 72.89 0.00 66.26 70 AC-70 275
NM-9 28 + j13.56 81.63 163.27 74.21 70 AC-70 275
Bảng 3.2: chọn tiết diện các đường dây và kiểm tra điều kiện phát nóng khi có sự cố 1 mạch
đường dây.
Nhận xét : Tất cả các đường dây đã chọn đều thỏa mãn điều kiện phát nóng khi có sự cố một
mạch đường dây
c) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một tổ máy phátKhi sự cố một tổ máy phát của nhà
máy Nhiệt điện thì chỉ ảnh hưởng đến dòng điện trên đường dây liên lạc nguồn NĐ-4-5-HT nên
chỉ cần kiểm tra điều kiện phát nóng trên nhánh đường dây này.
- Kiểm tra điều kiện phát nóng đường dây N-4
Ta có dòng điện chạy qua đường dây N-4 khi có sự cố một tổ máy phát, trong chế độ phụ tải cực
đại là:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 30
IN4sc = √
√ . 10
3 =
√
√ .10
3 =131,467 A < Icp=445A
Kiểm tra điều kiện phát nóng đường dây 4-5:
Dòng điện chạy qua đường dây 4-5 khi có sự cố một tổ máy phát, trong chế độ
phụ tải cực đại là :
I4-5sc = √
√ . 10
3 =
√
√ .10
3= 49,946 A <Icp =335A
- Kiểm tra điều kiện phát nóng đường dây H-5
Dòng điện chạy qua đường dây H-5 khi có sự cố một tổ máy phát, trong chế độ
phụ tải cực đại là :
IH-5sc = √
√ . 10
3 =
√
√ .10
3= 46,622 A< Icp =275 A
Kết luận : Các nhánh đều đảm bảo điều kiện phát nóng khi có sự cố một tổ máy của
nhà máy Nhiệt Điện
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 31
→ Ta có bảng thông số của các đường dây đã chọn như sau:
Đường
dây
Chiều
dài
Loại dây
dẫn
ro xo bo B/2 R X
Ω/km Ω/km µS/km µS Ω Ω
HT-1 50.00 AC-95 0.31 0.43 2.64 132.00 7.75 10.75
HT-2 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 145.38 11.88 12.47
HT-3 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95
HT-6 56.57 AC-95 0.31 0.43 2.64 149.34 8.77 12.16
4--5 70.71 AC-95 0.31 0.43 2.64 186.67 10.96 15.20
HT-5 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41
NM-4 53.85 AC-150 0.2 0.42 2.7 145.40 5.39 11.31
NM-7 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95
NM-8 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 325.11 26.57 27.89
NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41
Bảng 3.3. chọn đường dây và các thông số
3.3.4. Kiểm tra tổn thất điện áp
- Tính tổn thất điện áp trên đường dây NĐ – 4
Trong chế độ làm việc bình thuờng, áp dụng công thức (3.5) tổn thất điện áp trên đường dây
bằng:
∆UN-4bt% =
.100%=
. 100%= 5,878 %
Khi một mạch đường dây ngưng làm việc tổn thất trên đường dây có giá trị bằng:
∆UN-4sc% = 2. ∆UN-4bt% = 11,756 %
Khi sự cố một tổ máy của nhà máy Nhiệt Điện:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 32
∆UN-4scmf% =
.100%
=
. 100%= 3,95 %
Tính toán tương tự cho các mạch ta có bảng sau:
Đường dây ∆Ubt
%
∆Uscdd
%
∆Uscmf
%
∆Umaxbt
%
∆Umaxsc
%
HT-1 3.75 7.50 3.75 3.75 7.50
HT-2 4.44 8.89 4.44 4.44 8.89
HT-3 3.38 6.75 3.38 3.38 6.75
HT-6 4.85 9.69 4.85 4.85 9.69
4-5 5.15 10.29 5.15
10.74
16,33 HT-5 2.62 5.24 2.62
NM-4 5.59 11.18 5.59
NM-7 5.30 10.60 5.30 5.30 10.60
NM-8 8.28 0.00 8.28 8.28 0.00
NM-9 4.46 8.92 4.46 4.46 8.92
Bảng 3.4: tổn thất điện áp trên các nhánh đường dây
Kết luận: Ta nhận thấy kết quả tính toán các tổn thất điện áp trên các nhánh đường dây đều nằm
trong khoảng cho phép nên phương án đã chọn đảm bảo các yêu cầu kĩ thuật.
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 33
3.4. PHƢƠNG ÁN 2
3.4.1. Cân bằng công suất trong mạng điện
- Từ sơ đồ ta thấy các đường dây: H-1, H-2, H-6, H-5, H-3, 4-5, N-4, N-9 tính toán tương tự
như của phương án 1.
- Dòng công suất chạy trong đường dây N-7, 7-8 trong chế độ phụ tải cực đại và sự cố một tổ
máy phát có giá trị:
SN-7= S7+ S8 = 57+ j27,61MVA
S7-8= 25+ j12,11 MVA
3.4.2. Chọn điện áp định mức của mạng điện
Áp dụng công thức (3.1) để tính tương tự như phương án 1 ta được bảng tổng hợp điện áp tính
toán và chọn điện áp định mức cho mạng điện như sau:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 34
Đường dây Công suất truyền
tải (MVA)
Chiều dài đường
dây l (km)
Điện áp tính toán
U (kv)
Điện áp định
mức của mạng
(kv)
HT-1 35+ j16.95 50 107,19
110
HT-2 30+ j14,53 56,57 100,532
HT-3 20+ j10,975 63,25 84,963
HT-6 40+ j19,37 56,57 114,544
4-5 34,75+ j18,479 70,71 108,648
HT-5 15,25+ j9,86 60,83 75,774
NM-4 63,75+ j27,862 53,85 142,220
NM-7 57+ j27.61 63,25 104,092
7-8 25+ j12,11 63,25 93,411
NM-9 28+ j13,56 60,83 97,899
Bảng 3.5 Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện
Từ kết quả trong bảng 3.5 ta chọn điện áp định mức của mạng điện là 110 kV.
3.4.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chẩn kỹ thuật
a) Chọn tiết diện dây dẫn
Tính toán và lựa chọn tiết diện dây dẫn tương tự phương án 1 ta có bảng sau:
Đường dây Công suất truyền
tải (MVA)
Imax
A
Isc
A
Ftt
Mm2
Ftc
Mm2
Loại dây dẫn
Mã dây Icp
HT-1 35+ j16.946 100.92 201.85 91.75 95 AC-95 335
HT-2 30 + j14.53 87.47 174.93 79.52 70 AC-70 275
HT-3 20 + j10.25 58.97 117.94 53.61 70 AC-70 275
HT-6 40 + j19.37 116.62 233.24 106.02 95 AC-95 335
4-5 34.75 + j15.899 100.27 200.55 91.16 95 AC-95 335
HT-5 15.25 + j9.113 46.62 93.23 42.38 70 AC-70 275
NM-4 63.75 + j29.459 184.28 368.55 167.52 150 AC-150 445
NM-7 57+ j27.61 166.19 332.38 151.08 150 AC-150 445
7-8 25 + j12.11 72.89 0.00 66.26 70 AC-70 275
NM-9 28 + j13.56 81.63 163.27 74.21 70 AC-70 275
Bảng 3.6. Chọn tiết diện các đường dây và kiểm tra điều kiện phát nóng khi có sự cố
b) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một mạch đường dâyTính toán tương tự
phương án 1. Dựa vào kết quả có được trong bảng 3.6 ta thấy tất cả các đường dây đã chọn đều
thỏa mãn điều kiện phát nóng khi có sự cố một mạch đường dây.
c) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một tổ máy phát
- Khi sự cố một tổ máy phát dòng công suất trên các nhánh đường dây H-1, H-2, H-3, H-6, N-7,
N-9, 7-8 không thay đổi nên không cần kiểm tra điều kiện phát nóng của Những đường dây này
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 35
- Khi sự cố một tổ máy phát cân bằng công suất trên đường dây liên lạc của phương án 2 giống
phương án 1. Mà trong phương án1 ta đã kiểm tra và nhận thấy rằng các đường dây liên lạc đảm
bảo điều kiện phát nóng.
→ Tất cả các đường dây đều đảm bảo điều kiện phát nóng khi có sự cố một tổ máy phát.
Ta có bảng thông số các đường dây như sau:
Đường
dây
Chiều
dài
Loại dây
dẫn
ro
Ω/km
xo
Ω/km
bo
µS/km B/2
µS
R
Ω
X
Ω
HT-1 50 AC-95 0.31 0.43 2.64 132.00 7.75 10.75
HT-2 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 145.38 11.88 12.47
HT-3 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95
HT-6 56.57 AC-95 0.31 0.43 2.64 149.34 8.77 12.16
4-5 70.71 AC-95 0.31 0.43 2.64 186.67 10.96 15.20
HT-5 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41
NM-4 53.85 AC-150 0.2 0.42 2.7 145.40 5.39 11.31
NM-7 63.25 AC-150 0.2 0.42 2.7 170.78 6.33 13.28
7-8 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 325.11 26.57 27.89
NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41
Bảng 3.7. Bảng thông số đường dây
3.4.4. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện
- Tính toán tương tự như phương án 1 ta được tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây như
bảng dưới đây:
Đường dây ∆Ubt
%
∆Uscdd
%
∆Uscmf
%
∆Umaxbt
%
∆Umaxsc
%
HT-1 3.75 7.50 3.75 3.75 7.50
HT-2 4.44 8.89 4.44 4.44 8.89
HT-3 3.38 6.75 3.38 3.38 6.75
HT-6 4.85 9.69 4.85 4.85 9.69
4-5 5.15 10.29 5.15
10.74
16.33 HT-5 2.62 5.24 2.62
NM-4 5.59 11.18 5.59
NM-7 6.01 12.02 6.01
14.29 20.3 7-8 8.28 0.00 8.28
NM-9 4.46 8.92 4.46 4.46 8.92
Bảng 3.8. Tổn thất điện áp trên đường dây phương án 2
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 36
3.5. PHƢƠNG ÁN 3
3.5.1. Cân bằng công suất trong mạng điện
- Từ sơ đồ ta thấy các đường dây: H-6, H-5, H-3, 4-5, N-4, N-9,N-7, N-8 tính toán tương tự
như của phương án 1.
- Dòng công suất chạy trong đường dây H-1, 1-2 trong chế độ phụ tải
cực đại và sự cố một tổ máy phát có giá trị:
SH-1= S1+ S2 = 65+ j31,12 MVA
S1-2= 30+ j14,53 MVA
3.5.2. Chọn điện áp định mức của mạng điện
Áp dụng công thức Ui= 4,34√ để tính tương tự như phương án 1 ta được bảng tổng hợp
điện áp tính toán và chọn điện áp định mức cho mạng điện như sau:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 37
Đường dây Công suất truyền
tải (MVA)
Chiều dài đường
dây l (km)
Điện áp tính toán
U (kv)
Điện áp định
mức của mạng
(kv)
HT-1 65+ j31,12 50 143,286
110
1-2 30+ j14,53 70 101,782
HT-3 20+ j10,25 63,25 84,963
HT-6 40+ j19,37 56,57 114,544
4-5 34,75+ j15,899 70,71 108,648
HT-5 15,25+ j9,113 60,83 75,774
NM-4 63,75+ j29,459 53,85 142,220
NM-7 32+ j15,50 63,25 104,092
NM-8 25+ j12,11 56,57 92,735
NM-9 28+ j13,56 60,83 97,899
Bảng 3.9 Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện
Từ kết quả trong bảng 3.9 ta chọn điện áp định mức của mạng điện là 110 kV
3.5.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chẩn kỹ thuật
a) Chọn tiết diện dây dẫn
Tính toán và lựa chọn tiết diện dây dẫn tuong tự phương án 1 ta có bảng sau:
Đường dây Công suất truyền
tải (MVA)
Imax
A
Isc
A
Ftt
Mm2
Ftc
Mm2
Loại dây dẫn
Mã dây Icp
HT-1 65+ j31.12 189.10 378.20 171.91 150 AC-150 445
1-2 30 + j14.53 87.47 174.93 79.52 70 AC-70 275
HT-3 20 + j10.25 58.97 117.94 53.61 70 AC-70 275
HT-6 40 + j19.37 116.62 233.24 106.02 95 AC-95 335
4-5 34.75 + j15.899 100.27 200.55 91.16 95 AC-95 335
HT-5 15.25 + j9.113 46.62 93.23 42.38 70 AC-70 275
NM-4 63.75 + j29.459 184.28 368.55 167.52 150 AC-150 445
NM-7 32+ j15.498 93.30 186.59 84.82 70 AC-70 275
NM-8 25 + j12.11 72.89 0.00 66.26 70 AC-70 275
NM-9 28 + j13.56 81.63 163.27 74.21 70 AC-70 275
Bảng 3.10. Chọn tiết diện các đường dây và kiểm tra điều kiện phát nóngkhi có sự cố
b) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một mạch đường dây Tính toán tương tự
phương án 1. Dựa vào kết quả có được trong bảng 3.10 ta thấy tất cả các đường dây đã chọn
đều thỏa mãn điều kiện phát nóng khi có sự cố một mạch đường dây.
c) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một tổ máy phát
- Khi sự cố một tổ máy phát dòng công suất trên các nhánh đường dây H-1, 1-2, H-3, H-6, N-7,
N-9, N-8 không thay đổi nên không cần kiểm tra điều kiện phát nóng của những đường dây này
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 38
- Khi sự cố một tổ máy phát cân bằng công suất trên đường dây liên lạc của phương án 3 giống
phương án 1. Mà trong phương án 1 ta đã kiểm tra và nhận thấy rằng các đường dây liên lạc đảm
bảo điều kiện phát nóng.
→ Tất cả các đường dây đều đảm bảo điều kiện phát nóng khi có sự cố một tổ máy phát.
Ta có bảng thông số các đường dây như sau:
Đường
dây
Chiều
dài
Loại dây
dẫn
ro
Ω/km
xo
Ω/k
m
bo
µS/km B/2
µS
R
Ω
X
Ω
HT-1 50 AC-150 0.2 0.42 2.7 135.00 5.00 10.50
1-2 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 145.38 11.88 12.47
HT-3 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95
HT-6 56.57 AC-95 0.31 0.43 2.64 149.34 8.77 12.16
4-5 70.71 AC-95 0.31 0.43 2.64 186.67 10.96 15.20
HT-5 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41
NM-4 53.85 AC-150 0.2 0.42 2.7 145.40 5.39 11.31
NM-7 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95
NM-8 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 290.77 23.76 24.95
NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41
Bảng 3.11. Bảng thông số đường dây
3.4.5. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện
- Tính toán tương tự như phương án 1 ta được tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây như
bảng dưới đây:
Đường dây ∆Ubt
%
∆Uscdd
%
∆Uscmf
%
∆Umaxbt
%
∆Umaxsc
%
HT-1 5.39 10.77 5.39 9.83 15.21
1-2 4.44 8.89 4.44
HT-3 3.38 6.75 3.38 3.38 6.75
HT-6 4.85 9.69 4.85 4.85 9.69
4-5 5.15 10.29 5.15
10.74
16.33 HT-5 2.62 5.24 2.62
NM-4 5.59 11.18 5.59
NM-7 5.30 10.60 5.30 5.30 10.60
NM-8 7.41 0.00 7.41 7.41 0.00
NM-9 4.46 8.92 4.46 4.46 8.92
Bảng 3.12. Tổn thất điện áp trên đường dây phương án 3
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 39
3.5. PHƢƠNG ÁN 4
3.5.1. Cân bằng công suất trong mạng điện
- Từ sơ đồ ta thấy các đường dây: H-1, 1-2, 4-5, N-4,H-5, N-9,N-7, N-8 tính toán tương tự như
của phương án 3.
- Dòng công suất chạy trong đường dây H-6, 6-3 trong chế độ phụ tải cực đại và sự cố một tổ
máy phát có giá trị:
SH-6= S6+ S3 = 60+ j33,464MVA
S3-6= 20+ j10,795 MVA
3.5.2. Chọn điện áp định mức của mạng điện
Áp dụng công thức Ui= 4,34√ để tính tương tự như phương án 1 ta được bảng tổng hợp
điện áp tính toán và chọn điện áp định mức cho mạng điện như sau:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 40
Đường dây Công suất truyền
tải (MVA)
Chiều dài đường
dây l (km)
Điện áp tính toán
U (kv)
Điện áp định
mức của mạng
(kv)
HT-1 65+ j31,48 50 143,286
110
1-2 30+ j14,53 70 101,782
6-3 20+ j10,25 63,25 84,963
HT-6 60+ j29,62 56,57 138,375
4-5 34,75+ j15,89 70,71 108,648
HT-5 15,25+ j9,113 60,83 75,774
NM-4 63,75+ j29,459 53,85 142,220
NM-7 32+ j15,50 63,25 104,092
NM-8 25+ j12,11 56,57 92,735
NM-9 28+ j13,56 60,83 97,899
Bảng 3.13 Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện
Từ kết quả trong bảng 3.13 ta chọn điện áp định mức của mạng điện là 110 kV.
3.5.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chẩn kỹ thuật
a) Chọn tiết diện dây dẫn
Tính toán và lựa chọn tiết diện dây dẫn tuong tự phương án 1 ta có bảng sau:
Imax=
√ .10
3 FN-4=
Isc = 2Imax
Đường dây Công suất truyền
tải (MVA)
Imax
A
Isc
A
Ftt
Mm2
Ftc
Mm2
Loại dây dẫn
Mã dây Icp
HT-1 65+ j31.12 189.10 378.20 171.91 150 AC-150 445
1-2 30 + j14.53 87.47 174.93 79.52 70 AC-70 275
6-3 20 + j10.25 58.97 117.94 53.61 70 AC-70 275
HT-6 60+ j29.62 175.58 351.16 159.62 150 AC-150 445
4-5 34.75 + j15.899 100.27 200.55 91.16 95 AC-95 335
HT-5 15.25 + j9.113 46.62 93.23 42.38 70 AC-70 275
NM-4 63.75 + j29.459 184.28 368.55 167.52 150 AC-150 445
NM-7 32+ j15.498 93.30 186.59 84.82 70 AC-70 275
NM-8 25 + j12.11 72.89 0.00 66.26 70 AC-70 275
NM-9 28 + j13.56 81.63 163.27 74.21 70 AC-70 275
Bảng 3.14. Chọn tiết diện các đường dây và kiểm tra điều kiện phát nóng khi có sự cố
b) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một mạch đường dây tính toán tương tự
phương án 1. Dựa vào kết quả có được trong bảng 3.14 ta thấy tất cả các đường dây đã chọn đều
thỏa mãn điều kiện phát nóng khi có sự cố một mạch đường dây.
c) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một tổ máy phát
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 41
- Khi sự cố một tổ máy phát dòng công suất trên các nhánh đường dây H-1, 1-2, 6-3, H-6, N-7,
N-9, N-8 không thay đổi nên không cần kiểm tra điều kiện phát nóng của những đường dây này
- Khi sự cố một tổ máy phát cân bằng công suất tren đuờng dây liên lạc của phương án 4 giống
phuong án 1. Mà trong phương án 1 ta đã kiểm tra và nhận thấy rằng các đường dây liên lạc đảm
bảo điều kiện phát nóng.
→ Tất cả các đường dây đều đảm bảo điều kiện phát nóng khi có sự cố một tổ máy phát.
Ta có bảng thông số các đường dây như sau:
Đường
dây
Chiều
dài
Loại dây
dẫn
ro
Ω/km
xo
Ω/k
m
bo
µS/km B/2
µS
R
Ω
X
Ω
HT-1 50 AC-150 0.2 0.42 2.7 135.00 5.00 10.50
1-2 70 AC-70 0.42 0.441 2.57 179.90 14.70 15.44
6-3 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95
HT-6 56.57 AC-150 0.2 0.42 2.7 152.74 5.66 11.88
4-5 70.71 AC-95 0.31 0.43 2.64 186.67 10.96 15.20
HT-5 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41
NM-4 53.85 AC-150 0.2 0.42 2.7 145.40 5.39 11.31
NM-7 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95
NM-8 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 290.77 23.76 24.95
NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41
Bảng 3.15. Bảng thông số đường dây
3.5.4. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện
- Tính toán tương tự như phương án 1 ta được tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây như
bảng dưới đây:
Đường dây ∆Ubt
%
∆Uscdd
%
∆Uscmf
%
∆Umaxbt
%
∆Umaxsc
%
HT-1 5.39 10.77 5.39
9.83
15.21 1-2 4.44 8.89 4.44
6-3 3.38 6.75 3.38
9.09 14.81 HT-6 5.71 11.43 5.71
4-5 5.15 10.29 5.15
10.74
16.33 HT-5 2.62 5.24 2.62
NM-4 5.59 11.18 5.59
NM-7 5.30 10.60 5.30 5.30 10.60
NM-8 7.41 0.00 7.41 7.41 7.41
NM-9 4.46 8.92 4.46 4.46 8.92
Bảng 3.16. Tổn thất điện áp trên đường dây phương án 4
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 42
3.6. PHƢƠNG ÁN 5
3.6.1. Cân bằng công suất trong mạng điện
- Từ sơ đồ ta thấy các đường dây: H-1, H-2, 4-5, N-4,H-5, N-9,N-7, N-8 tính toán tương tự
như của phương án 1.
- Dòng công suất chạy trong đường dây H-6, 6-3 trong chế độ phụ tải cực đại và sự cố một tổ
máy phát có giá trị:
SH-6= S6+ S3 = 60+ j33,464MVA
S3-6= 20+ j10,795 MVA
3.6.2. Chọn điện áp định mức của mạng điện
Áp dụng công thức Ui= 4,34√ để tính tương tự như phương án 1 ta được bảng tổng hợp
điện áp tính toán và chọn điện áp định mức cho mạng điện như sau:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 43
Đường dây Công suất truyền
tải (MVA)
Chiều dài đường
dây l (km)
Điện áp tính toán
U (kv)
Điện áp định
mức của mạng
(kv)
HT-1 35+ j16,95 50 107,19
110
HT-2 30+ j14,53 56,57 100,532
6-3 20+ j10,25 63,25 84,963
HT-6 60+ j29,62 56,57 138,375
4-5 34,75+ j15,89 70,71 108,648
HT-5 15,25+ j9,113 60,83 75,774
NM-4 63,75+ j29,459 53,85 142,220
NM-7 32+ j15,50 63,25 104,092
NM-8 25+ j12,11 56,57 92,735
NM-9 28+ j13,56 60,83 97,899
Bảng 3.17 Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện
Từ kết quả trong bảng 3.17 ta chọn điện áp định mức của mạng điện là 110 kV.
3.6.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chẩn kỹ thuật
a) Chọn tiết diện dây dẫn
Tính toán và lựa chọn tiết diện dây dẫn tuong tự phuong án 1 ta có bảng sau:
Imax=
√ .10
3 FN-4=
Isc = 2Imax
Đường dây Công suất truyền
tải (MVA)
Imax
A
Isc
A
Ftt
Mm2
Ftc
Mm2
Loại dây dẫn
Mã dây Icp
HT-1 35+ j15.946 100.92 201.85 91.75 95 AC-95 335
HT-2 30 + j14.53 87.47 174.93 79.52 70 AC-70 275
6-3 20 + j10.25 58.97 117.94 53.61 70 AC-70 275
HT-6 60+ j29.62 175.58 351.16 159.62 150 AC-150 445
4-5 34.75 + j15.899 100.27 200.55 91.16 95 AC-95 335
HT-5 15.25 + j9.113 46.62 93.23 42.38 70 AC-70 275
NM-4 63.75 + j29.459 184.28 368.55 167.52 150 AC-150 445
NM-7 32+ j15.498 93.30 186.59 84.82 70 AC-70 275
NM-8 25 + j12.11 72.89 0.00 66.26 70 AC-70 275
NM-9 28 + j13.56 81.63 163.27 74.21 70 AC-70 275
Bảng 3.18. Chọn tiết diện các đường dây và kiểm tra điều kiện phát nóng khi có sự cố
b) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một mạch đường dây. Tính toán tương tự
phương án 1. Dựa vào kết quả có được trong bảng 3.18 ta thấy tất cả các đường dây đã chọn đều
thỏa mãn điều kiện phát nóng khi có sự cố một mạch đường dây.
c) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một tổ máy phát
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 44
- Khi sự cố một tổ máy phát dòng công suất trên các nhánh đường dây H-1, 1-2, 6-3, H-6, N-7,
N-9, N-8 không thay đổi nên không cần kiểm tra điều kiện phát nóng của những đường dây này
- Khi sự cố một tổ máy phát cân bằng công suất trên đường dây liên lạc của phương án 5 giống
phương án 1. Mà trong phương án 1 ta đã kiểm tra và nhận thấy rằng các đường dây liên lạc
đảm bảo điều kiện phát nóng.
→ Tất cả các đường dây đều đảm bảo điều kiện phát nóng khi có sự cố một tổ máy phát.
Ta có bảng thông số các đường dây như sau:
Đường
dây
Chiều
dài
Loại dây
dẫn
ro
Ω/km
xo
Ω/k
m
bo
µS/km B/2
µS
R
Ω
X
Ω
HT-1 50 AC-95 0.31 0.43 2.64 132.00 7.75 10.75
HT-2 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 145.38 11.88 12.47
6-3 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95
HT-6 56.57 AC-150 0.2 0.42 2.7 152.74 5.66 11.88
4-5 70.71 AC-95 0.31 0.43 2.64 186.67 10.96 15.20
HT-5 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41
NM-4 53.85 AC-150 0.2 0.42 2.7 145.40 5.39 11.31
NM-7 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95
NM-8 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 290.77 23.76 24.95
NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41
Bảng 3.19. Bảng thông số đường dây
3.6.4. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện
- Tính toán tương tự như phương án 1 ta được tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây như
bảng dưới đây:
Đường dây ∆Ubt
%
∆Uscdd
%
∆Uscmf
%
∆Umaxbt
%
∆Umaxsc
%
HT-1 3.75 7.50 3.75 3.75 7.50
HT-2 4.44 8.89 4.44 4.44 8.89
6-3 3.38 6.75 3.38
9.09 14.81 HT-6 5.71 11.43 5.71
4-5 5.15 10.29 5.15
10.74
16.33 HT-5 2.62 5.24 2.62
NM-4 5.59 11.18 5.59
NM-7 5.30 10.60 5.30 5.30 10.60
NM-8 7.41 0.00 7.41 7.41 7.41
NM-9 4.46 8.92 4.46 4.46 8.92
Bảng 3.20. Tổn thất điện áp trên đuờng dây phương án 5
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 45
3.7. PHƢƠNG ÁN 6
3.7.1. Cân bằng công suất trong mạng điện
- Từ sơ đồ ta thấy các đường dây: H-1, 1-2, 4-5, N-4,H-5, H-6,6-3, N-9 tính toán tương tự như
của phương án 4.
- Dòng công suất chạy trong đường dây N-7, 7-8 tính toán tương tựnhư của phương án 2
3.7.2. Chọn điện áp định mức của mạng điện
Áp dụng công thức Ui= 4,34√ để tính tương tự như phương án 1 ta được bảng tổng hợp
điện áp tính toán và chọn điện áp định mức cho mạng điện như sau:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 46
Đường dây Công suất truyền
tải (MVA)
Chiều dài đường
dây l (km)
Điện áp tính toán
U (kv)
Điện áp định
mức của mạng
(kv)
HT-1 65+ j31,48 50 143,286
110
1-2 30+ j14,53 70 101,782
6-3 20+ j10,25 63,25 84,963
HT-6 60+ j29,62 56,57 138,375
4-5 34,75+ j18,479 70,71 108,648
HT-5 15,25+ j9,86 60,83 75,774
NM-4 63,75+ j27,862 53,85 142,220
NM-7 57+ j27.61 63,25 104,092
7-8 25+ j12,11 63,25 93,411
NM-9 28+ j13,56 60,83 97,899
Bảng 3.21 Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện
Từ kết quả trong bảng 3.21 ta chọn điện áp định mức của mạng điện là 110 kV.
3.7.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chẩn kỹ thuật
a) Chọn tiết diện dây dẫn
Tính toán và lựa chọn tiết diện dây dẫn tương tự phương án 1 ta có bảng sau:
Đường dây Công suất truyền
tải (MVA)
Imax
A
Isc
A
Ftt
Mm2
Ftc
Mm2
Loại dây dẫn
Mã dây Icp
HT-1 65+ j31.12 189.10 378.20 171.91 150 AC-150 445
1-2 30 + j14.53 87.47 174.93 79.52 70 AC-70 275
6-3 20 + j10.25 58.97 117.94 53.61 70 AC-70 275
HT-6 60+ j29.62 175.58 351.16 159.62 150 AC-150 445
4-5 34.75 + j15.899 100.27 200.55 91.16 95 AC-95 335
HT-5 15.25 + j9.113 46.62 93.23 42.38 70 AC-70 275
NM-4 63.75 + j29.459 184.28 368.55 167.52 150 AC-150 445
NM-7 57+ j27.61 166.19 332.38 151.08 150 AC-150 445
7-8 25 + j12.11 72.89 0.00 66.26 70 AC-70 275
NM-9 28 + j13.56 81.63 163.27 74.21 70 AC-70 275
Bảng 3.22. Chọn tiết diện các đƣờng dây và kiểm tra điều kiện phát nóng khi có sự cố
b) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một mạch đường dây
Tính toán tương tự phương án 1. Dựa vào kết quả có được trong bảng 3.22 ta thấy tất cả các
đường dây đã chọn đều thỏa mãn điều kiện phát nóng khi có sự cố một mạch đường dây.
c) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một tổ máy phát
- Khi sự cố một tổ máy phát dòng công suất trên các nhánh đường dây H-1, 1-2, 6-3, H-6, N-7,
N-9, N-8 không thay đổi nên không cần kiểm tra điều kiện phát nóng của những đường dây này
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 47
- Khi sự cố một tổ máy phát cân bằng công suất tren đuờng dây liên lạc của phương án 6 giống
phương án 1. Mà trong phương án 1 ta đã kiểm tra và nhận thấy rằng các đường dây liên lạc đảm
bảo điều kiện phát nóng.
→ Tất cả các đường dây đều đảm bảo điều kiện phát nóng khi có sự cố một tổ máy phát.
Ta có bảng thông số các đường dây như sau:
Đường
dây
Chiều
dài
Loại dây
dẫn
ro
Ω/km
xo
Ω/k
m
bo
µS/km B/2
µS
R
Ω
X
Ω
HT-1 50 AC-150 0,2 0,42 2,7 135.00 5 10,5 1-2 70 AC-70 0,42 0,441 2,57 179.9 14.7 15.435 6-3 63,25 AC-70 0,42 0,441 2,57 162.55 13.28 13.95 HT-6 56,57 AC-150 0,2 0,42 2,7 152.74 5,657 11,88 4-5 70,71 AC-95 0,31 0,43 2,64 186.67 10.96 15.20 HT-5 60,83 AC-70 0,42 0,441 2,57 156.33 12.77 13.41 NM-4 53,85 AC-150 0,2 0,42 2,7 145.40 5.39 11.31 NM-7 63.25 AC-150 0.2 0.42 2.7 170.78 6.33 13.28
7-8 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 325.11 26.57 27.89
NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41
Bảng 3.23. Bảng thông số đường dây
3.7.4. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện
- Tính toán tương tự như phương án 1 ta được tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây như
bảng dưới đây:
Đường dây ∆Ubt
%
∆Uscdd
%
∆Uscmf
%
∆Umaxbt
%
∆Umaxsc
%
HT-1 5.39 10.77 5.39
9.83
15.21 1-2 4.44 8.89 4.44
6-3 3.38 6.75 3.38
9.09 14.81 HT-6 5.71 11.43 5.71
4-5 5.15 10.29 5.15 10,74
16,33 HT-5 2.62 5.24 2.62
NM-4 5.59 11.18 5.59
NM-7 6.01 12.02 6.01
14.29 20.3 7-8 8.28 0.00 8.28
NM-9 4.46 8.92 4.46 4.46 8.92
Bảng 3.24. Tổn thất điện áp trên đuờng dây phương án 6
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 48
3.8. TỔNG KẾT
Bảng tổng hợp các giá trị tổn thất điện áp của các phương án trong thiết kế:
Tổn thất
điện áp
Phương án
1
2 3 4 5 6
∆Umaxbt
%
10.71 14.29 10,83 10.71 10.71 14.29
∆Umaxsc
%
16.33 20.3 16,33 16.33 16.33 20.3
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 49
CHƢƠNG IV: SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƢƠNG ÁN
Theo kết quả tính toán của chương 3 cả 6 phương án đưa ra đều đạt yêu cầu chỉtiêu kỹ thuật nên
ta cần so sánh về chỉ tiêu kinh tế để lựa chọn được phương án tối ưu. Vì các phương án so sánh
của mạng điện có cùng điện áp định mức nên để đơn giản ta không cần tính vốn đầu tư của các
trạm hạ áp. Chỉ tiêu kinh tế được sử dụng để so sánh các phương án là các chi phí tính toán hàng
năm được xác định theo công thức:
Z = (atc+ avhd).Kđ+ ∆A.c
Trong đó:
atc: hệ số hiệu quả của vốn đầu tư (atc= 0,125)
avhd: hệ số vận hành đối với các đường dây trong mạng điện (avhd= 0,07)
Kđ: tổng các vốn đầu tư vào đường dây
∆A: tổng tổn thất điện năng hàng năm
c: giá 1kWh điện năng tổn thất (c = 1000 đ/kWh)
Đối với các đường dây trên không hai mạch cùng đặt trên 1 cột, tổng vốn đầu tư để xây dựng các
đường dây có thể xác định theo công thức sau:
Kđ= ∑1,6 . koi . li
Trong đó:
koi: giá thành 1 km đường dây 1 mạch đương dây thứ i đ/km
li: chiều dài đường dây thứ i, km.
Bảng vốn tổng vốn đầu tư cho 1 km đường dây
Dây dẫn
Giá tiền 1 mạch (triệu đồng/km)
ACSR-70 2000
ACSR-95 2038
ACSR-120 2256
ACSR-150 2420
ACSR-185 2503
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 50
ACSR-240 3145
Chú ý: giá tiền trên chỉ đúng cho đường dây 110kv có 1 lộ. nếu đường dây có 2 lộ thì lấy giá tiền
bảng trên nhân với hệ số 1,6
Tổn thất điện năng trên đường dây được xác định như sau:
∆A= ∑∆Pimax .ţ
Với:
ΔPimax =
Ri
Trong đó:
Pimax, Qimax: công suất tác dụng và phản kháng chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải
cực đại
Udm: điện áp định mức của mạng điện
Ri: điện trở tác dụng của đ ờng dây thứ i
Thời gian tổn thất công suất cực đại
ţ = (0,124 + Tmax. 10-4
)2. 8760
Với Tmax là thời gian sử dụng công suất cực đại trong năm.
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 51
4.1. PHƢƠNG ÁN 1
4.1.1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây
Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây N-4 :
ΔPN-4=
.5,39 = 2,197 MW
Tính tổn thất công suất các đường dây còn lại tính toán tương tự.
Tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây được tổng hợp ở bảng 4.1
4.1.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện
Giả thiết rằng các đường dây trên không hai mạch được đặt cùng cột thép. như vậy vốn đầu tu
xây dựng đường dây N-4 được xác định như sau:
KN-4= 1,6 . koN-4. LN-4
Trong đó:
LN-4: chiều dài đường dây N-4
LN-4= 53,85 km
koN-4= 2420 triệuđ/km/ mạch
KN-4= 1,6 . 2420.106. 53,85 =208507,2.10
6đ
Kết quả tính vốn đầu tư xây dựng các đường dây tổng hợp trong bảng 4.1
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 52
Đường
dây
Chiều
dài
đường
dây l
(km)
Mã dây R P Q
ΔP MW K0, 10
6
đ/km K, 10
6 đ
Ω MW MVAR
HT-1 50 AC-95 7.75
35 16.95 0.969
2038 163040
HT-2 56.57 AC-70 11.88
30 14.53 1.091
2000 181024
HT-3 63.25 AC-70 13.28
20 10.25 0.554
2000 202400
HT-6 56.57 AC-95 5.66
40 19.73 0.931
2038 184463.456
4—5 70.71 AC-95 10.96
34.75 15.899 1.323
2038 230571.168
HT-5 60.83 AC-70 12.77
15.25 9.113 0.333
2000 194656
NM-4 53.85 AC-150 5.39
63.75 29.459 2.197
2420 208507.2
NM-7 63.25 AC-70 6.33
32 15.5 0.661
2000 202400
NM-8 56.57 AC-70 26.57
25 12.11 1.694
2000 181024
NM-9 60.83 AC-70 12.77
28 15.66 1.086
2000 194656
Tổng 10.839
1942741.82
Bảng 4.1 Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây
4.1.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm
Tổng các chi phí vận hành được tính theo công thức:
Y = avhd . Kđ+ ∆A . c
Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng:ţ= (0,124 + 5000.10-4
)2. 8760 = 3410,93 h
Ta có:
∑∆Pimax= 10,839 MW Kđ= 1942741,82.106đ
Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 53
∆A = 10,839. 3410,93 = 36971,77 MWh
Chi phí vận hành hằng năm bằng:
Y = 0,07. 1942741,82.106+ 36971,77.10
3.1000 = 172,964.10
9đ
Chi phí tinh toán hằng năm bằng:
Z = atc . Kđ+ Y = 0,125. 1942741,82.106 + 172,964.10
9= 415,806.10
9
4.2. PHƢƠNG ÁN 2
4.2.1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây
Tính tổn thất công suất các đường dây tương tự như phương án 1
Kết quả tính được tổng hợp ở bảng 4.2
4.2.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện
Tính vốn đầu tư xây dựng các mạch đường dây tương tự như phương án 1
Kết quả tính tổng vốn đầu tư xây dựng các đường dây điện của phương án 2 được tổng hợp ở
bảng 4.2
Đường
dây
Chiều
dài
đường
dây l
(km)
Mã dây R P Q
ΔP MW K0, 10
6
đ/km K, 10
6 đ
Ω MW MVAR
HT-1 50 AC-95 7.75 35 16.95 0.969 2038 163040
HT-2 56.57 AC-70 11.88 30 14.53 1.091 2000 181024
HT-3 63.25 AC-70 13.28 20 10.25 0.554 2000 202400
HT-6 56.57 AC-95 8.77 40 19.73 1.442 2038 184463.456
4—5 70.71 AC-95 10.96 34.75 15.899 1.323 2038 230571.168
HT-5 60.83 AC-70 12.77 15.25 9.113 0.333 2000 194656
NM-4 53.85 AC-150 5.39 63.75 29.459 2.197 2420 208507.2
NM-7 63.25 AC-150 6.33 57 27.61 2.098 2420 244904
7—8 63.25 AC-70 26.57 25 12.11 1.694 2000 202400
NM-9 60.83 AC-70 12.77 28 15.66 1.086 2000 194656
Tổng 12.788 2006621.82
Bảng 4.2: Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây
4.1.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm
Tổng các chi phí vận hành được tính theo công thức:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 54
Y = avhd . Kđ+ ∆A . c
Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng:ţ= (0,124 + 5000.10-4
)2. 8760 = 3410,93 h
Ta có:
∑∆Pimax= 12.778MW Kđ= 2006621,82.106đ
Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị:
∆A = 12.78. 3410,93 = 43617,6 MWh
Chi phí vận hành hằng năm bằng:
Y = 0,07. 2006621,82.106+ 43617,6.10
3.1000 = 184,081.10
9đ
Chi phí tinh toán hằng năm bằng:
Z = atc . Kđ+ Y = 0,125. 2006621,82.106 + 184,081.10
9= 434,91.10
9
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 55
4.2. PHƢƠNG ÁN 3
4.3.1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây
Tính tổn thất công suất các đường dây tương tự như phương án 1
Kết quả tính được tổng hợp ở bảng 4.3
4.3.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện
Tính vốn đầu tư xây dựng các mạch đường dây tương tự như phương án 1.
Kết quả tính tổng vốn đầu tư xây dựng các đường dây điện của phương án 3 được tổng hợp ở
bảng 4.3
Đường
dây
Chiều
dài
đường
dây l
(km)
Mã dây R P Q
ΔP MW K0, 10
6
đ/km K, 10
6 đ
Ω MW MVAR
HT-1 50 AC-150 5 65 31.12 2.146 2420 193600
1—2 70 AC-70 11.88 30 14.53 1.091 2000 224000
HT-3 63.25 AC-70 13.28 20 10.25 0.554 2000 202400
HT-6 56.57 AC-95 8.77 40 19.73 1.442 2038 184463.456
4—5 70.71 AC-95 10.96 34.75 15.899 1.323 2038 230571.168
HT-5 60.83 AC-70 12.77 15.25 9.113 0.333 2000 194656
NM-4 53.85 AC-150 5.39 63.75 29.459 2.197 2420 208507.2
NM-7 63.25 AC-95 13.28 32 25.498 1.837 2038 206245.6
NM-8 56.57 AC-70 23.76 25 12.11 1.515 2000 113140
NM-9 60.83 AC-70 12.77 28 15.66 1.086 2000 194656
Tổng 13.525 1952239.42
Bảng 4.3: Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây
4.3.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm
Tổng các chi phí vận hành được tính theo công thức:
Y = avhd . Kđ+ ∆A . c
Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng:ţ= (0,124 + 5000.10-4
)2. 8760 = 3410,93 h
Ta có:
∑∆Pimax= 13.525 MW Kđ= 1952239,42.106đ
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 56
Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị:
∆A = 13,525. 3410,93 = 46132,01 MWh
Chi phí vận hành hằng năm bằng:
Y = 0,07. 1952239,42.106+ 46132,01.10
3.1000 = 182,789.10
9đ
Chi phí tinh toán hằng năm bằng:
Z = atc . Kđ+ Y = 0,125. 1952239,42.106 +182,789.10
9= 426,82.10
9đ
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 57
4.4. PHƢƠNG ÁN 4
4.1.1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây
Tính tổn thất công suất các đường dây tương tự như phương án 1
Kết quả tính được tổng hợp ở bảng 4.4
4.1.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện
Tính vốn đầu tư xây dựng các mạch đường dây tương tự như phương án 1
Kết quả tính tổng vốn đầu tư xây dựng các đường dây điện của phương án 4 được tổng hợp ở
bảng 4.4
Đường
dây
Chiều
dài
đường
dây l
(km)
Mã dây R P Q
ΔP MW K0, 10
6
đ/km K, 10
6 đ
Ω MW MVAR
HT-1 50 AC-150 5 65 31.12 2.146 2420 193600
1--2 70 AC-70 14.7 30 14.53 1.350 2000 224000
6--3 63.25 AC-70 13.28 20 10.25 0.554 2000 202400
HT-6 56.57 AC-150 5.66 60 19.62 1.864 2420 219039.04
4--5 70.71 AC-95 10.96 34.75 15.899 1.323 2038 230571.168
HT-5 60.83 AC-70 12.77 15.25 9.113 0.333 2000 194656
NM-4 53.85 AC-150 5.39 63.75 29.459 2.197 2420 208507.2
NM-7 63.25 AC-70 13.28 32 15.498 1.387 2000 202400
NM-8 56.57 AC-70 23.76 25 12.11 1.515 2000 113140
NM-9 60.83 AC-70 12.77 28 15.66 1.086 2000 194656
Tổng 13.756 1982969.41
Bảng 4.4: Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây
4.4.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm
Tổng các chi phí vận hành được tính theo công thức:
Y = avhd . Kđ+ ∆A . c
Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng:ţ= (0,124 + 5000.10-4
)2. 8760 = 3410,93 h
Ta có: ∑∆Pimax= 13,756MW Kđ= 1982969,41.106đ
Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị:
∆A =13,756. 3410,93 = 46920,74 MWh
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 58
Chi phí vận hành hằng năm bằng:
Y = 0,07. 1982969,41.106+ 46920,74.10
3.1000 = 185,729.10
9đ
Chi phí tinh toán hằng năm bằng:
Z = atc . Kđ+ Y = 0,125. 1982969,41.106 + 185,729.10
9= 433,6.10
9đ
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 59
4.5. PHƢƠNG ÁN 5
4.4.3. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây
Tính tổn thất công suất các đường dây tương tự như phương án 1
Kết quả tính được tổng hợp ở bảng 4.5
4.5.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện
Tính vốn đầu tư xây dựng các mạch đường dây tương tự như phương án 1
Kết quả tính tổng vốn đầu tư xây dựng các đường dây điện của phương án 5 được tổng hợp ở
bảng 4.5
Đường
dây
Chiều
dài
đường
dây l
(km)
Mã dây R P Q
ΔP MW K0, 10
6
đ/km K, 10
6 đ
Ω MW MVAR
HT-1 50 AC-95 7.75 35 15.964 0.948 2038 163040
HT-2 56.57 AC-70 11.88 30 14.53 1.091 2000 181024
6—3 63.25 AC-70 13.28 20 10.25 0.554 2000 202400
HT-6 56.57 AC-150 5.66 60 19.62 1.864 2420 219039.04
4—5 70.71 AC-95 10.96 34.75 15.899 1.323 2038 230571.168
HT-5 60.83 AC-70 12.77 15.25 9.113 0.333 2000 194656
NM-4 53.85 AC-150 5.39 63.75 29.459 2.197 2420 208507.2
NM-7 63.25 AC-70 13.28 32 15.498 1.387 2000 202400
NM-8 56.57 AC-70 23.76 25 12.11 1.515 2000 113140
NM-9 60.83 AC-70 12.77 28 15.66 1.086 2000 194656
Tổng 12.299 1909433.41
Bảng 4.5: Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây
4.5.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm
Tổng các chi phí vận hành được tính theo công thức:
Y = avhd . Kđ+ ∆A . c
Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng:ţ= (0,124 + 5000.10-4
)2. 8760 = 3410,93 h
Ta có:
∑∆Pimax= 12,299MW Kđ= 1909433,41.106đ
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 60
Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị:
∆A =12,299. 3410,93 = 41950,42 MWh
Chi phí vận hành hằng năm bằng:
Y = 0,07. 1909433,41.106+ 41950,42.10
3.1000 = 175,61.10
9đ
Chi phí tinh toán hằng năm bằng:
Z = atc . Kđ+ Y = 0,125. 1909433,41.106 + 175,61.10
9= 414,29.10
9đ
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 61
4.6. PHƢƠNG ÁN 6
4.6.1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây
Tính tổn thất công suất các đường dây tương tự như phương án 1
Kết quả tính được tổng hợp ở bảng 4.6
4.6.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện
Tính vốn đầu tư xây dựng các mạch đường dây tương tự như phương án 1
Kết quả tính tổng vốn đầu tư xây dựng các đường dây điện của phương án 6 được tổng hợp ở
bảng 4.6
Đường
dây
Chiều dài
đường
dây l
(km)
Mã dây R P Q
ΔP MW K0, 10
6
đ/km K, 10
6 đ
Ω MW MVAR
HT-1 50 AC-150 5.00 65 31.12 2.146 2420 193600
1—2 70 AC-70 14.70 30 14.53 1.350 2000 224000
6—3 63.25 AC-70 13.28 20 10.25 0.554 2000 202400
HT-6 56.57 AC-150 5.66 60 19.62 1.863 2420 219039.04
4—5 70.71 AC-95 10.96 34.75 15.899 1.323 2038 230571.168
HT-5 60.83 AC-70 12.77 15.25 9.113 0.333 2000 194656
NM-4 53.85 AC-150 5.39 63.75 29.459 2.197 2420 208507.2
NM-7 63.25 AC-150 6.33 57 21.61 1.944 2420 244904
7—8 63.25 AC-70 26.57 25 12.11 1.694 2000 126500
NM-9 60.83 AC-70 12.77 28 15.66 1.086 2000 194656
Tổng 14.491 2038833.41
Bảng 4.6: Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây
4.6.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm
Tổng các chi phí vận hành được tính theo công thức:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 62
Y = avhd . Kđ+ ∆A . c
Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng:ţ= (0,124 + 5000.10-4
)2. 8760 = 3410,93 h
Ta có:
∑∆Pimax= 14,491MW Kđ= 2038833,41.106đ
Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị:
∆A =14,491. 3410,93 = 49426,84 MWh
Chi phí vận hành hằng năm bằng:
Y = 0,07. 2038833,41.106+ 49426,84.10
3.1000 = 192,145.10
9đ
Chi phí tinh toán hằng năm bằng:
Z = atc . Kđ+ Y = 0,125. 2038833,41.106 + 192,145.10
9= 447.10
9đ
4.7. TỔNG KẾT VÀ LỰA CHỌN PHƢƠNG ÁN THIẾT KẾ
Tổng hợp các phương án ta có bảng:
Tổn thất
điện áp
Phương án
1
2 3 4 5 6
∆Umaxbt
%
10.71 14.29 10,83 10.71 10.71 14.29
∆Umaxsc
%
16.33 20.3 16,33 16.33 16.33 20.3
Z.109 415,806
434,91 426,82 433,6 414,29 447
Bảng 4.6: Chỉ tiêu kinh tế kĩ thuật các phương án
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 63
Từ bảng trên ta thấy phương án 5 có tổn thất điện áp và chi phí là nhỏ nhất nên ta chọn phương
án thiết kế là phương án 2.
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 64
CHƢƠNG V: CHỌN SỐ LƢỢNG, CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC
TRẠM, SƠ ĐỒ TRẠM VÀ SƠ ĐỒ HỆ THỐNG ĐIỆN
5.1. CHỌN MÁY BIẾN ÁP TĂNG ÁP
Do nhà máy điện 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:
SdmBA ≥ Sdmf - Std
Trong đó:
Sdmf : là công suất đặt của một tổ máy
Std : Công suất tự dung = 8% Sdmf
Nhà máy có công suất đặt của 1 tổ máy là: P=50MW, cosφ= 0,85
Do đó ta có: Sdmf =
=
= 58,82 MVA
Vậy SdmBA ≥ Sdmf - 8% Sdmf =58,82 – 0,08.58,82 = 54,12 MVA
Ta chọn máy biến áp TDH-63000/110 có Sdm = 63MVA và các thông số ở bảng dưới
Sdm
MVA
Các số liệu kí thuật Các số liệu tính toán
Udm KV Un
%
∆Pn
KV
∆Po
KV
I0
%
R
Ω
X
Ω
∆Qo
kVAr
Cao Hạ
63 110 10,5 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410
Bảng 5.1: Thông số của máy biến áp tăng áp
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 65
5.2. CHỌN MÁY BIẾN ÁP HẠ ÁP
Đối với các phụ tải loại I để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện ta cần đặt 2 máy biến áp mỗi
trạm. Còn đối với phụ tải loại III ta chỉ cần dùng 1 máy biến áp trong trạm. Khi chọn công suất
của MBA cần ét đến khả n ng quá tải của MBA còn lại ở chế độ sau sự cố. Xuất phát t điều kiện
quá tải cho phép bằng 40% trong thời gian phụ tải cực đại.
Công suất của MBA trong trạm có 1 MBA được xác định như sau:
Si ≥ Smax
Công suất của mỗi MBA trong trạm có nhiều hơn 2 MBA được xác định như sau:
Si ≥
Trong đó: Smax– phụ tải cực đại của trạm
k – hệ số quá tải MBA trong chế độ sau sự cố k= 1 4
n – số MBA trong trạm
Ta tính toán và lựa chọn MBA trong trạm 1 như sau:
S1 ≥
=
= 27,78 MVA
Ta tính toán và lựa chọn MBA trong trạm 7 như sau:
S1≥ S1max= 27,78 MVA
Vậy ta chọn MBA cho trạm 1là S1= TDH - 32000/110
Kết quả tính toán đối với các trạm còn lại cho trong bảng:
Trạm Số máy Smax
MVA
Stt
MVA
Sdm
MVA
1 2 38.89 27.78 32
2 2 33.33 23.81 25
3 2 22.47 16.05 20
4 2 31.11 22.22 25
5 2 36.67 26.19 32
6 2 44.44 21.74 25
7 2 35.56 25.40 32
8 1 27.78 19.84 20
9 2 31.11 22.22 25
Bảng 5.2 Chọn máy biến áp giảm áp cho các trạm phụ tải
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 66
Bảng thống số của các máy biến áp hạ áp
Sdm
MVA
Các số liệu kí thuật Các số liệu tính toán
Udm KV Un
%
∆Pn
KV
∆Po
KV
I0
%
R
Ω
X
Ω
∆Qo
kVAr
Cao Hạ
20 110 10.5 10.5 93.6 18.8 0.85 3.6 65.4 200
25 110 10.5 10.5 120 29 0.75 2.54 55.9 240
32 110 10.5 10.5 145 35 0.75 0.87 43.5 280
Bảng 5.3. Thông số các MBA hạ áp
5.3. CHỌN SƠ ĐỒ TRẠM VÀ SƠ ĐỒ NỐI DÂY TOÀN HỆ THỐNG
5.3.1. Sơ đồ trạm tăng áp nhà máy điện
Ở các trạm biến áp tăng áp của nhà máy, máy biến áp và máy phát được nối theo sơ đồ mỗi máy
phát có một máy biến áp riêng, hệ thống thanh góp được sử dụng trong sơ đồ là hệ thống 2 thanh
góp và máy cắt đời mới cách điện bằng khí SF6, vận hành liên tục trong 20 năm mà không cần
bảo trì. Vì vậy không cần phải dùng thanh góp vòng. Sơ đồ nối dây như sau:
Hình 3.1: Sơ đồ trạm biến áp tăng áp nhà máy điện
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 67
5.3.2. Sơ đồ trạm biến áp trung gian
5.3.3. Trạm cuối
Sơ đồ cầu trong Sơ đồ cầu ngoài
a) Trạm cuối phụ tải loại 1
Để cung cấp điện tới các phụ tải ta dùng sơ đồ cầu đặc điểm của sơ đồ này là số máy cắt dùng ít
hơn số mạch mà tính bảo trì vẫn được duy trì. Sơ đồ cầu được áp dụng khi có 4 mạch.
+ Sơ đồ cầu ngoài (có máy cắt đặt phía máy biến áp)
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 68
Trong sơ đồ này về phía đường dây không có máy cắt mà chỉ có dao cách ly. Khi sửa chữa hay
sự cố một máy biến áp hai đường dây vẫn làm việc bình thường. Ngược lại khi sự cố một đường
dây thì một máy biến áp tạm thời vẫn bị mất điện.
Sơ đồ này chỉ thích hợp với các đường dây ngắn hoặc các trạm phải thường xuyên đóng cắt máy
biến áp.
+ Sơ đồ cầu trong (có máy cắt đặt ở phía đường dây)
Trong sơ đồ này về phía cao áp của máy biến áp không đặt máy cắt. Với sơ đồ này những ưu
nhược điểm ngược lại với sơ đồ cầu trong và nó thích hợp với các trạm biến áp ít phải đóng cắt
máy biến áp và chiều dài đường dây lớn.
b) Trạm cuối phụ tải loại 3
Trạm cuối của phụ tải loại 3 gồm có một MBA ta có sơ đồ trạm như hình sau:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 69
CHƢƠNG VI: TÍNH BÙ KINH TẾ
Phƣơng án 2
Trạm Số máy Smax
MVA
Stt
MVA
Sdm
MVA
1 2 38.89 27.78 32
2 2 33.33 23.81 25
3 2 22.47 16.05 20
4 2 31.11 22.22 25
5 2 36.67 26.19 32
6 2 44.44 21.74 25
7 2 35.56 25.40 32
8 1 27.78 19.84 20
9 2 31.11 22.22 25
Sdm
MVA
Các số liệu kí thuật Các số liệu tính toán
Udm KV Un
%
∆Pn
KV
∆Po
KV
I0
%
R
Ω
X
Ω
∆Qo
kVAr
Cao Hạ
20 110 10.5 10.5 93.6 18.8 0.85 3.6 65.4 200
25 110 10.5 10.5 120 29 0.75 2.54 55.9 240
32 110 10.5 10.5 145 35 0.75 0.87 43.5 280
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 70
Đường
dây
Chiều
dài
Loại dây
dẫn
ro
Ω/km
xo
Ω/km
bo
µS/km B/2
µS
R
Ω
X
Ω
HT-1 50 AC-95 0.31 0.43 2.64 132.00 7.75 10.75
HT-2 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 145.38 11.88 12.47
HT-3 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95
HT-6 56.57 AC-95 0.31 0.43 2.64 149.34 8.77 12.16
4-5 70.71 AC-95 0.31 0.43 2.64 186.67 10.96 15.20
HT-5 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41
NM-4 53.85 AC-150 0.2 0.42 2.7 145.40 5.39 11.31
NM-7 63.25 AC-150 0.2 0.42 2.7 170.78 6.33 13.28
7-8 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 325.11 26.57 27.89
NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41
Hộ tiêu thụ Smax=Pmax+ jQmax Smax Smin=Pmin+ jQmin Smin
1 35 + j21,691 41,178 17,5 + j10,846 20,589
2 30 + j14,53 33,33 15 + j7,265 16,665
3 20 + j10,795 22,727 10 + j5,398 11,364
4 28 + j18,816 33,735 14 + j9,408 16,868
5 33 + j15,983 36,667 16,5 + j7,992 18,333
6 40 + j22,669 45,977 20 + j11,334 22,989
7 32 + j15,498 35,556 16 + j7,749 17,778
8 25 + j12,108 27,778 12,5 + j6,054 13,789
9 28 + j15,113 31,818 14 + j7,557 15,909
Tổng 271 + j147,203 135,5 + j73,602
Để giảm CSPK chuyên chở trên đường dây, ta có thể tiến hành bù tại phụ tải. Dung lượng bù
kinh tế cho các hộ tiêu thụ điện đặt ở các trrạm biến áp trong toàn mạng điện được xác định theo
điều kiện phí tổn tính toán hàng năm bé nhất.
6.1. PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN
Tại mỗi phụ tải ta đặt một công suất Qb nào đó làm ẩn số và lập biểu thức phí tổn tính toán
toàn mạng điện do việc đặt thiết bị bù kinh tế. Sau đó lấy đạo hàm riêng của phí tổn tính toán
theo từng công suất bù của mỗi trạm và cho từng đạo hàm riêng đó bằng 0. Như vậy ta còn
phương trình và ẩn số là các công suất bù tại các hộ phụ tải: Qb1, Qb2, ... Qb9
Khi lập biểu thức của phí tổn tính toán ta quy ước như sau:
- Không xét đến công suất bù sơ bộ tính theo điều kiện cân bằng công suất phản kháng
- Không xét tới tổn thất công suất ΔPFe của MBA vì nó ảnh hưởng rất ít tới Qb cần tìm
- Không xét đến thành phần công suất tác dụng do P gây ra
- Không xét đến công suất từ hoá MBA ΔQFevà CSPK do điện dung đường dây sinh ra
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 71
- Chỉ cần viết và giải phương trình cho từng nhánh độc lập của mạng
Trong chế độ min thì phương thức vận hành của tụ bù là cắt bỏ.
Hàm phí tổn tính toán:
Z = Z1+ Z2+ Z3
Trong đó:
* Z1là phí tổn hàng năm do có đầu tư thiết bị bù
Z1 = ( avh+ atc).ko.Qb
= ( 0,1 + 0,125 ). 200.106.Qb= 45 .10
6.Qb
avh: hệ số vận hành thiết bị bù thường lấy là 0,1
atc: hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ
ko: giá tiền 1 đơn vị thiết bị bù ( =200000đ/kVAr)
* Z2 là phí tổn thất điện năng do tiết bị bù tiêu tốn
Z2 = C.t.ΔP*.Qb
C là giá 1 MWh điện năng tổn thất ( C=600đ/kW)
ΔP*tổn thất công suất tương đối trong thiết bị bù (ΔP
*= 0,005 )
t là thời gian tụ điện vận hành trong 1 năm ( t = Tmax= 5000h )
Z2 = 600.103.5000.0,005.Qb= 16,5.10
6.Qb
* Z3 là tổn thất điện năng do tải CSPK ( sau khi đặt thiết bị bù ) gây ra trong toàn màng điện
Z3= C.ΔP .ţ = C.ţ.( Q - Qb)2.R/ 110
2= 0.169.10
6 .( Q - Qb)
2.R
ţ: Là thời gian tổn thất công suất lớn nhất
Z = 61,5.106.Qb+ 0,169.10
6.( Q - Qb)
2. R
Lấy đạo hàm của Z theo Qb và cho bằng 0, giải ra sẽ tìm được Qb. Nếu Qb có giá
trị âm nghĩa là về mặt kinh tế phụ tải đó đó không cần phải bù.
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 72
6.1.1. Nhánh NĐ – 9
R9 = 12,77 Ω Rb9= 0,5.2,54 = 1,27 Ω
Z = 61,5.106x Qb9+ 0,1691 .10
6.( Q9- Qb9)
2. ( 16,1 + 2,19)
= 61,5 .106. Qb9+ 2,374.10
6. ( Q9- Qb9)
2
δZ / δQb9= 61,5 - 2 .2,374. ( 15,113 – Qb9) = 0
⇔Qb9= 2,16 MVAR
tg φ9= (15,113- 2,16) / 28 = 0,463 ⇒cos φ9= 0,908. Nhưng ta chỉ bù đến 0,9 nên cos φ9 = 0,9 và
Qb9= 15,113 – 28.tg(arcos 0,9) = 1,552 MVAR
6.1.2. Nhánh NĐ-7-8
R7= 6,33 R7-8=26,57
Rb8=3,6 Rb7=0,87.0,5=0,435
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 73
S7=32+j15,498 S8=25+j12,108
ΔP = [(Q8- Qb8)2.(R7-8+Rb8)+ (Q7- Qb7)
2.Rb7+(Q7+Q8- Qb7-Qb8)
2.R7]/110
2
Z = 61,5 .106( Qb7 + Qb8 ) + 0,169 .10
6. [(Q8- Qb8)
2.(R7-8+Rb8)+ (Q7- Qb7)
2.Rb7+(Q7+Q8- Qb7-
Qb8)2.R7]
Lấy đạo hàm của Z lần lượ theo Qb7 và Qb8 ta được:
δZ / δQb7 = 0
⇔ 0,338.(R7 +Rb7).Qb7 +0,338.R7 Qb8= 0,338.[Q7.Rb7+R7.(Q7+Q8)]- 61,5
⇔ 2,287Qb7 +2,14Qb8 = -0,157 ( 1 )
δZ / δQb8 = 0
⇔ 0,338.R7 Qb7 + 0,338.(R7+R7-8 +Rb8Qb8 )= 0,338.[Q8.(Rb8 +R7-8+R7.(Q7+Q8)] - 61,5
⇔ 2,14Qb7 + 12,377Qb8 = 121,035 ( 2 )
Giải hệ phương trình (1) và (2) ta được:
Qb7 = -11,041 <0 nên không phải bù Qb7 = 0
Qb8 = 11,725
tg φ8= (12,108- 11,725) /25 = 0,015 ⇒cos φ8= 0,99. Nhưng ta chỉ bù cos φ8= 0,9 nên
Qb8 = 12,108 – 25.tg(arcos 0,9) =
6.1.3. Nhánh HT – 1
R1 = 7.75 Ω Rb1= 0,5.0.87 = 0,435 Ω
S1 = 35+j21,691 MVA
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 74
Z = 61,5.106x Qb1+ 0,1691 .10
6.( Q1- Qb1)
2. ( 7,75 + 0,435)
= 61,5 .106. Qb1+ 1,384.10
6. ( Q1- Qb1)
2
δZ / δQb1= 61,5 - 2 .1,384.( 21,691 – Qb1) = 0
⇔Qb1= - 0,527 MVAR < 0 nên không phải bù, thay Qb1 = 0
6.1.4. Nhánh HT - 2
R2 = 11,18 Ω Rb2= 0,5.2,54 = 1,225 Ω
S2 = 30 + j14,53MVA
Z = 61,5.106x Qb2+ 0,1691 .10
6.( Q2- Qb2)
2. ( 11,18 + 1,225)
= 61,5 .106. Qb2+ 1,384.10
6. ( Q2- Qb2)
2
δZ / δQb2= 61,5 - 2 .2,098.( 14,53 – Qb2) = 0
⇔Qb2= - 0,127 MVAR < 0 nên không phải bù, thay Qb2 = 0
6.1.5. Nhánh HT – 3
R3 = 13,28 Ω Rb3= 0,5.3,6 = 1,8 Ω
S3 = 20 + j10,795MVA
Z = 61,5.106x Qb3+ 0,1691 .10
6.( Q3- Qb3)
2. ( 13,28 + 1,8)
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 75
= 61,5 .106. Qb3+ 1,384.10
6. ( Q3- Qb3)
2
δZ / δQb3= 61,5 - 2 .2,55.( 10,795 – Qb3) = 0
⇔Qb3= - 1,264 MVAR < 0 nên không phải bù, thay Qb3 = 0
6.1.6. Nhánh HT – 6
R6 = 8,77 Ω Rb6= 0,5.2,54 = 1,27 Ω
S6 = 40 + j22,669MVA
Z = 61,5.106x Qb6+ 0,1691 .10
6.( Q6- Qb6)
2. ( 8,77 + 1,27)
= 61,5 .106. Qb6+ 1,384.10
6. ( Q6- Qb6)
2
δZ / δQb6= 61,5 - 2 .1,698.( 22,669 – Qb6) = 0
⇔Qb6= 4,56 MVAR > 0 nên phải bù,
tg φ6= (22,669- 4,56) / 40 = 0,453 ⇒cos φ6= 0,911. Nhưng ta chỉ bù đến 0,9 nên cos φ6= 0,9
nên Qb6= 22,669 – 40.tg(arcos 0,9) = 3,296 MVAR
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 76
Kết luận : từ kết quả tính toán trên ta có bảng các thông số cos φ và dung lượng bù tại các nút
phụ tải
Phụ tải Qb (MVAR) cos φ (trước khi bù) cos φ ( sau khi bù)
1 0 0,85 0,85
2 0 0,9 0,9
3 0 0,88 0,88
4 0 0,83 0,83
5 0 0,9 0,9
6 3,296 0,87 0,9
7 0 0,9 0,9
8 0 0,9 0,9
9 1,55 0,88 0,9
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 77
CHƢƠNG VII: TÍNH TOÁN CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA MẠNG LƢỚI ĐIỆN
7.1. PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN
Trạng thái vận hành của mạng điện gồm có 3 chế độ:
- Chế độ phụ tải cực đại.
- Chế độ phụ tải cực tiểu
- Chế độ sau sự cố
Phần trước ta đã cân bằng sơ bộ công suất trong HTĐ nhưng công suất đó chưa chính xác vì
chưa xác định đến tổn thất công suất trên đường dây và trong BA cũng như công suất do dung
dẫn của đường dây đấy sinh ra.
Phần này ta xác định chính xác công suất truyền trên tải trên mỗi đoạn đường dây xác định phân
bố công suất trong các chế độ ( chế độ cực đại, chế độ cực tiểu và chế độ sự cố). Nhưng trước
tiên phải tính trường hợp phụ tải cực đại để kiểm tra ngay sự cưỡng bức không. Nếu phải bù thì
tính toán phân bố thiết bị bù cưỡng bức do chưa biết điện áp tại các nút nên trong quá trình tính
toán ta sử dụng điện áp định mức của mạng điện là 110kV.
Các công thức sử dụng trong quá trình tính toán
Tổn thất công suất trên đường dây
∆Sd= ∆Pd + j∆Qd =
(Rd+jXd)
Trong đó:
P : công suất tác dụng trên đường dây
Q : công suất phản kháng chạy trên đường dây
Rd: điện trở của đường dây
Xd: điện kháng của đường dây
Uđm: điện áp định mức của mạng điện
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 78
Tổn thất công suất trong trạm biến áp:
∆SB= ∆PB + j∆QB= [m. ∆P0 +
] + j.[ m. ∆Q0 +
]
m: số máy biến áp trong trạm
công suất phản kháng do dung dẫn sinh ra
Qc =
.l.
=
.
trong đó:
b0 :điện dẫn phản kháng đơn vị tính cho 1km đường dây
l: chiều dài dây dẫn (km)
7.2. CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI
7.2.1. Nhánh từ HT đến phụ tải 1
S1 = 35 + j21,691 MVA Qcd1 = Qcc1 =
.
= 132.1102 .10
-6= 1,58 MVAr
ZHT-1 = 7,75 +j10,75 (Ω)
+ Công suất tại thanh góp cao áp trạm B1 là:
S1’’’= S1 + ∆SB1
∆SB1= ∆P1 + j∆Q1= [m. ∆P0 +
] + j.[ m. ∆Q0 +
]
= [ 2.0,035 +
] + j.[ 2. 0,28 +
] = 0,19 +j0,647 MVA
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 79
=>> S1’’’= 35 + j21,691 + 0,19 +j0,647 = 35,19 + j22,338 MVA
+ Công suất sau tổng trở ZHT-1 là:
S1’’= S1’’’ – jQcc1 = 35,19 + j22,338 - j1,58 = 35,19 + j20,758 MVA
+ Tổn thất công suất trên đoạn đường dây HT-1
∆SHT-1 =
(7,75 + j10,75) = 1,069 +j1,483 MVA
+ Công suất trước tổng trở ZHT-1 là:
S1’ = S1’’+ ∆SHT-1 = 36,259 + j22,241 MVA
+ Công suất cần có tại đoạn đầu đường dây HT-1 là:
SHT-1= S1’-j Qcđ1 = 36,259 + j22,241- j1,58= 36,259 + j20,661 MVA
7.2.2. Nhánh từ HT đến phụ tải 2
S2 = 30 + j14,53 MVA Qcd2 = Qcc2 =
.
= 145,38.1102 .10
-6= 1,76 MVAr
ZHT-2 = 11,18 +j12,47 (Ω)
+ Công suất tại thanh góp cao áp trạm B2 là:
S2’’’= S2 + ∆SB2
∆SB2= ∆P2 + j∆Q2= [m. ∆P0 +
] + j.[ m. ∆Q0 +
]
= [ 2.0,029 +
] + j.[ 2. 0,24 +
] = 0,165 +j0,57 MVA
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 80
=>> S2’’’= 30 + j14,53 + 0,165 +j0,57 = 30,165 + j15,1 MVA
+ Công suất sau tổng trở ZHT-2 là:
S2’’= S2’’’ – jQcc2 = 30,165 + j15,1 - j1,76 = 30,165 + j13,34 MVA
+ Tổn thất công suất trên đoạn đường dây HT-2
∆SHT-2 =
(11,18 + j12,47) = 1,005 +j1,12 MVA
+ Công suất trước tổng trở ZHT-2 là:
S2’ = S2’’+ ∆SHT-2 = 31,17 + j14,46 MVA
+ Công suất cần có tại đoạn đầu đường dây HT-2 là:
SHT-2= S2’-j Qcđ2 = 31,17 + j14,46 - j1,76= 31,17 + j122,7 MVA
7.2.3. Nhánh từ HT đến phụ tải 3
S3 = 20 + j10,795 MVA Qcd3 = Qcc3 =
.
= 162,55.1102 .10
-6= 1,97 MVAr
ZHT-2 = 13,28 +j13,95 (Ω)
+ Công suất tại thanh góp cao áp trạm B3 là:
S3’’’= S3 + ∆SB3
∆SB3= ∆P3 + j∆Q3= [m. ∆P0 +
] + j.[ m. ∆Q0 +
]
= [ 2.0,0188 +
] + j.[ 2. 0,2 +
] = 0,098 +j0,468 MVA
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 81
=>> S3’’’= 20 + j10,795 + 0,098 +j0,468 = 20,098 + j11,263 MVA
+ Công suất sau tổng trở ZHT-3 là:
S3’’= S3’’’ – jQcc3 = 20,098 + j11,263 - j1,97 = 20,098 + j9,293MVA
+ Tổn thất công suất trên đoạn đường dây HT-3
∆SHT-3 =
(13,28 +j13,95) = 0,538 +j0,565 MVA
+ Công suất trước tổng trở ZHT-3 là:
S3’ = S3’’+ ∆SHT-3 = 20,636 + j9,858 MVA
+ Công suất cần có tại đoạn đầu đường dây HT-3 là:
SHT-3= S3’-j Qcđ3 = 20,636 + j9,858 - j1,97= 20,636 + j7,888 MVA
7.2.4. Nhánh từ HT đến phụ tải 6
S6 = 40 + j19,37 MVA Qcd6 = Qcc6 =
.
= 149,34.1102 .10
-6= 1,81 MVAr
ZHT-6 = 8,77 +j12,16 (Ω)
+ Công suất tại thanh góp cao áp trạm B6 là:
S6’’’= S6 + ∆SB
∆SB6= ∆P6 + j∆Q6= [m. ∆P0 +
] + j.[ m. ∆Q0 +
]
= [ 2.0,029 +
] + j.[ 2. 0,24 +
] = 0,248 +j0,646 MVA
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 82
=>> S6’’’= 40 + j19,37+ 0,248 +j0,646 = 40,248 + j20,016 MVA
+ Công suất sau tổng trở ZHT-6 là:
S6’’= S6’’’ – jQcc6 = 40,248 + j20,016 - j1,81 = 40,248 + j18,206 MVA
+ Tổn thất công suất trên đoạn đường dây HT-6
∆SHT-6 =
(8,77 +j12,16 ) = 1,41 +j1,96 MVA
+ Công suất trước tổng trở ZHT-6 là:
S6’ = S6’’+ ∆SHT-6 = 41,658 + j20,166 MVA
+ Công suất cần có tại đoạn đầu đường dây HT-6 là:
SHT-6= S6’-j Qcđ6 = 41,658 + j20,166 - j1,81 = 31,17 + j18,356 MVA
7.2.5. Nhánh từ NĐ đến phụ tải 9
S9 = 28 + j13,56 MVAr Qcd9 = Qcc9 =
.
= 156,33.1102 .10
-6= 1,89 MVAr
ZHT-9 = 12,77 +j13,41 (Ω)
+ Công suất tại thanh góp cao áp trạm B9 là:
S9’’’= S9 + ∆SB9
∆SB9= ∆P9 + j∆Q9= [m. ∆P0 +
] + j.[ m. ∆Q0 +
]
= [ 2.0,029 +
] + j.[ 2. 0,24 +
] = 0,15 +j0,56 MVA
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 83
=>> S9’’’= 28 + j13,56 + 0,15 +j0,56 = 28,15 + j14,12 MVA
+ Công suất sau tổng trở ZNĐ-9 là:
S9’’= S9’’’ – jQcc9 = 28,15 + j14,12 - j1,89 = 28,25 + 12,23 MVA
+ Tổn thất công suất trên đoạn đường dây NĐ-9
∆SNĐ-9 =
(12,77 +j13,41) = 1 +j1,048 MVA
+ Công suất trước tổng trở ZNĐ-9 là:
S9’ = S9’’+ ∆SNĐ-9 = 29,35 + j13,278 MVA
+ Công suất cần có tại đoạn đầu đường dây NĐ-9 là:
SNĐ-9= S9’-j Qcđ9 = 29,35 + j13,278 - j1,89 = 29,35 + j11,388 MVA
7.2.6. Nhánh HT đến phụ tải 7- phụ tải 8
S8 = 25 + j12,108 MVAr Qcd8 = Qcc8 =
.
= 325,11.1102 .10
-6= 3,93 MVAr
S7 = 32 + j15,498 MVAr Qcd7 = Qcc7 =
.
= 170,78.1102 .10
-6= 2,066 MVAr
Z7-8 = 26,57 +j27,89 (Ω) ZNĐ-7 = 6,33 + j13,28 (Ω)
+ Công suất tại thanh góp cao áp trạm B8 là:
S7-8’’’= S8 + ∆SB8
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 84
∆SB8= ∆P8 + j∆Q8= [m. ∆P0 +
] + j.[ m. ∆Q0 +
]
= [ 1.0,0188 +
] + j.[ 1. 0,20 +
] = 0,11 +j0,301 MVA
=>> S7-8’’’= 25 + j12,108 + 0,11 +j0,301 = 25,11 + j12,409 MVA
+ Công suất sau tổng trở Z7-8 là:
S7-8’’= S7-8’’’ – jQcc8 = = 25,11 + j12,409 - j3,93 = 25,11 + j8,479 MVA
+ Tổn thất công suất trên đoạn đường dây 7-8
∆S7-8 =
(26,57 +j27,89 ) = 1,54 +j1,619 MVA
+ Công suất trước tổng trở Z7-8 là:
S7-8’ = S7-8’’+ ∆SHT-9 = 26,65 + j10,098 MVA
+ Công suất cần có tại đoạn đầu đường dây 7-8 là:
S7-8= S7-8’-j Qcđ8 = = 26,65 + j10,098 – j3,93 = 28,35 + j6,168 MVA
+ Công suất trước tổng trở ZB-7 là :
S7’’’’= S7+ ∆SB7
∆SB7= ∆P7 + j∆Q7= [m. ∆P0 +
] + j.[ m. ∆Q0 +
]
= [ 2.0,035 +
] + j.[ 2. 0,28 +
] = 0,16 +j0,645 MVA
=>> S7’’’’= 32 + j15,498 + 0,16 +j0,645 = 32,16 + j16,143 MVA
+ Công suất tại thanh cái cao áp trạm B7 :
S7’’’ = S7’’’’ + S7-8 = 28,35 + j6,168 + 32,16 + j16,143 = 60,51 +j22,311 MVA
+ Công suất sau tổng trở ZNĐ-7 là:
S7’’= S7’’’ – jQcc7 = 60,51 +j22,311 – j2,066 = 60,51 + j20,245 MVA
+ Tổn thất công suất trên đoạn đường dây NĐ-7
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 85
∆SNĐ-7 =
(6,33 + j13,28 ) = 2,13 +j4,47 MVA
+ Công suất trước tổng trở ZNĐ-7 là:
S7’ = S7’’+ ∆SNĐ-7 = 62,64 + j24,715 MVA
+ Công suất cần có tại đoạn đầu đường dây NĐ -7 là:
SNĐ-7 = S7’-j Qcđ7 = 62,64 + j24,715 – j2,066 = 62,64 + j22,649 MVA
7.2.7. Nhánh đƣờng dây liên lạc NĐ- 4 – 5- HT
a. Nhánh NĐ-4-5
*. Đường dây NĐ-4
- Công suất phát dự kiến như phần đầu ta đã tính được: PF-NĐ= 170 MW
- Công suất tự dùng của nhà máy nhiệt điện: PTD-NĐ= 10%.PF-NĐ= 17MW
- Tổn thất công suất trạm biến áp:
∆SB= ∆PB + j∆QB= [m. ∆P0 +
] + j.[ m. ∆Q0 +
]
- Lượng công suất của nhà máy nhiệt điện truyền vào thanh cái hạ áp của trạm tăng áp của nhà
máy bằng:
Sh= SF-NĐ– STD-NĐ= 170 + j105,4 – (17 + j14,994) = 153 + j90,406 MVA
SFNĐ =√ =177,714 MVA
- Tổn thất công suất trạm biến áp NĐ:
∆SB= ∆PB + j∆QB= [m. ∆P0 +
] + j.[ m. ∆Q0 +
]
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 86
= [ 4.0,059 +
] + j.[ 4. 0,41 +
] = 0,753 +j1,849 MVA
- Công suất truyền lên thanh cao áp NĐ: SC.NĐ = ∑ SFNĐ- ∆SB
= (153 + j90,406) – (0,753 + j1,849)
= 152,247 + j88,557 MVA
- Tổng công suất các phụ tải lấy từ thanh góp cao áp NĐ (trừ phụ tải 4):
SN = SNĐ-7-8+ SNĐ-9
= (62,64 + j22,649 ) + (29,35 + j11,388)
= 91,99 + j34,037 MVA
- Như vậy công suất truyền từ NĐ vào đường dây liên lạc NĐ-4:
SNĐ-4 = SC.NĐ– SN
= (152,247 + j88,557 ) – (91,99 + j34,037)
= 60,257 + j54,52 MVA
- Công suất trước tổng trở đường dây NĐ – 4 là:
S’4= SNĐ-4 + jQcđ4 = 60,257 + j54,52+ j1,76 = 60,257 + j56,28 MVA
Trong đó Qcd4 = Qcc4 =
.
= 145,40.1102 .10
-6= j1,76 MVAr
- Tổn thất công suất trên đoạn đường dây NĐ-4
∆SNĐ-4 =
(5,39 + j11,31 ) = 3,03 +j6,35 MVA
- Công suất cuối đường dây NĐ – 4 là:
S4’’ = S’4 - ∆SNĐ-4 = 60,257 + j56,28 - 3,03 - j6,35 = 57,227 + j49,93 MVA
- Công suất chạy vào thanh cái cao áp của trạm biến áp phụ tải 5:
S4’’’= S4’’+ jQcc4 = 57,227 + j49,93 + j1,76 = 57,227 + j51,69 MVA
*, Nhánh đường dây 4-5
+ tổn thất công suất trong cuộn dây của TBA B4:
S4 = 28 + j18,816 MVA
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 87
∆SB4= ∆PB4 + j∆QB4= [m. ∆P0 +
] + j.[ m. ∆Q0 +
]
= [ 2.0,029 +
] + j.[ 2. 0,24 +
] = 0,167 +j0,58 MVA
+ tổn thất công suất trước tổng trở ZB4 của TBA4 là:
S4’’’’= S4 + ∆SB4 = 28 + j18,816 +0,167 +j0,58 = 28,167 + j19,396 MVA
+ công suất truyền vào đường dây 4-5
S4-5 = S4’’’- S4’’’’ = 57,227 + j51,69 - 28,167 + j19,396 = 29,06 + j32,321 MVA
+ công suất trước tổng trở đường dây 4-5:
S4-5’= S4-5 + jQcđ4-5
Trong đó jQcđ45 = jQcc45 =
.
= 186,67.1102 .10
-6= j2,56 MVAr
S4-5’= S4-5 + jQcđ4-5 = 29,06 + j32,321 + j2,56 = 29,06 + j34,881 MVA
+ công suất tổn thất trên đường dây 4 -5 là:
∆S4-5 =
(10,96 + j15,20 ) = 1,87 +j2,59 MVA
+ Công suất sau tổng trở đường dây 4-5 là:
S45’’= S4-5’ - ∆S4-5 = 29,06 + j34,881- 1,87 - j2,59 = 27,19 + 32,291 MVA
=>> S45’’’= S45’’ + jQcc45 = 27,19 + 32,291 + j2,56 = 27,19 +j34,851 MVA
b. Nhánh 5 – HT
Đại học Bách Khoa Hà Nội
PHẠM HỒNG CÔNG Page 88
S5 = 33 + j15,983
+ Công suất trước tổng trở ZB5 là:
S5’’’’ = S5 + ∆SB5
∆SB5 = ∆PB5 + j∆QB5= [m. ∆P0 +
] + j.[ m. ∆Q0 +
]
= [ 2.0,035 +
] + j.[ 2. 0,28 +
] = 0,165 +j0,63 MVA
=>> S5’’’’= 33,165 + j16,613 MVA