Đồ án tốt nghiệp Hệ thống điện trần thị thu hường

Để đảm bảo về chất lượng có điện năng cần phải xây dựng hệ thống truyền tải, phân phối điện năng , phương thức vận hành tối ưu đảm bảo các yêu cầu về kỹ thuật cũng như kinh tế.. Nhằm tổn

LỜI MỞ ĐẦU

Điện năng là một nguồn năng lượng quan trọng của hệ thống năng lượng quốc gia, nó được sử dụng rộng rãi trên hầu hết các lĩnh vực như: Sản xuất kinh tế, đời sống xã hội, nghiên cứu khoa học… Đối với mỗi đất nước, sự phát triển của ngành điện là tiền đề cho các lĩnh vực khác phát triển

Hiện nay nước ta đang phát triển theo hướng công nghiệp hóa, hiện đại hóa nhu cầu về điện năng đòi hỏi về số lượng cũng như chất lượng Để đảm bảo về chất lượng có điện năng cần phải xây dựng hệ thống truyền tải, phân phối điện năng , phương thức vận hành tối ưu đảm bảo các yêu cầu về kỹ thuật cũng như kinh tế

Nhằm tổng hợp lại những kiến thức đã học và nắm được những kỹ năng cần thiết trong công tác quy hoạch vận hành và thiết kế mạng lưới điện sau này, em được nhà trường và khoa Hệ Thống Điện giao cho thực hiện đề tài tốt nghiệp “ Thiết kế mạng lưới điện khu vực và ứng dụng phần mềm PSS/E Đề tài tốt nghiệp gồm 2 phần:

Phần I: Thiết kế mạng lưới điện khu vực

Phần II: Ứng dụng phần mềm PSS/E để mô phỏng lưới điện thiết kế

Trong thời gian làm đồ án, với sự nỗ lực của bản thân cùng với sự giúp đỡ nhiệt tình của thầy giáo Nguyễn Đức Thuận và các thầy cô giáo trong khoa Hệ Thống Điện em đã hoàn thành đồ án tốt nghiệp của mình Tuy nhiên do kiến thức của bản thân em còn hạn chế nên trong bản đồ án không tránh khỏi những sai sót

Em mong nhận được sự góp ý chỉ bảo của các thầy cô trong khoa để bản đồ án của

em hoàn thiện hơn, qua đó giúp em rút ra được những kinh nghiệm cho bản thân

Em xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội, ngày tháng năm 2013

Sinh viên

Trần Thị Thu Hường

CHƯƠNG 1 : PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI 1.1 Phân tích nguồn

1.1.1 Hệ thống

Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn vì vậy cần phải có sự trao đổi công suất giữa 2 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 hệ thống có công suất vô cùng lớn nên ta chọn hệ thống là nút cân bằng công suất và nút cơ sở về điện áp Hệ thống có công suất vô cùng lớn nên ta không cần phải dự trữ công suất trong nhà máy điện, công suất tác dụng và công suất phản kháng dự trữ sẽ được lấy từ hệ thống điện

 Hệ số công suất cosφđm = 0,85 ( tgφ = 0,62)

 Điện áp trên thanh cái cao áp là 110 kV

1.1.2 Nhà Máy

Nhà máy nhiệt điện gồm 4 tổ máy phát:

 Công suất định mức của mỗi tổ máy phát là 55 MW Như vậy tổng công suất định mức của nhà máy điện bằng: 4.55 = 220 MW

 Hệ số công suất cosφđm= 0,8 ( tgφ = 0,75)

yêu cầu điều chỉnh KT KT T KT KT KT T KT KT KT

Hệ thống cấp điện cho 10 phụ tải, trong đó có 8 phụ tải loại I và 2 phụ tải loại III Phụ tải loại I là những phụ tải quan trọng phải được cung cấp điện một cách liên tục Nếu gián đoạn cung cấp điện sẽ gây hậu quả nghiêm trọng ảnh hưởng lớn đến tình hình an ninh, quốc phòng, tính mạng con người, gây thiết hại lớn về kinh tế Còn phụ tải loại III, đây là phụ tải có mật độ quan trọng thấp hơn, nếu gián đoạn cung cấp điện thì sẽ không gây thiệt hại lớn do đó ta chỉ cần sử dụng đường dây đơn hoặc trạm biến áp có một máy biến áp để cung cấp điện

1.3 Sơ đồ địa lý

Hình 1.1 : Sơ đồ địa lý

ND

HTD8

28,2

8

31 ,6 2 31,62

36,06

44 ,7

2 44,7

36,06

53,85

31 ,62

30

404

1

30

22 ,36

22 ,3 6

30

Chương 2 : Cân bằng công suất vận hành sơ bộ - Dự kiến

phương án đi dây 2.1 Cân bằng công suất tác dụng

Tại mỗi thời điểm trong chế độ xác lập của hệ thống điện công suất phát của nhà máy điện phải cân bằng với công suất tiêu thụ của các hộ dùng điện có tính tới tổn thất công suất trong quá trình truyền tải điện năng 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 vận hành bình thường cần có dự trữ nhất định của công suất tác dụng trong hệ thống Dự trữ 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 hệ thống có dạng:

Pphát = PNĐ + PHT = Ptt = ∑Pmax + ∑ΔP + Ptd + Pdp 2.1

Trong đó:

PNĐ: Tổng công suất tác dụng do nhà máy nhiệt điện phátraP=4.55=220MW

 PHT: Công suất tác dụng lấy từ hệ thống

 Ptt: Tổng công suất tiêu thụ trong mạng điện

 ∑Pmax: Tổng công suất tác dụng của các phụ tải trong chế độ cực đại

 Pdt: Công suất dự phòng trong hệ thống Vì hệ thống điện có công suất

vô cùng lớn nên công suất dự trữ lấy ở hệ thống, nghĩa là Pdt=0

Tổng công suất tiêu thụ trong mạng điện có giá trị:

Ptt = ∑Pmax + ∑ΔP + Ptd + Pdt

= 293 + 14,65 + 22 = 329,65 MW Vậy công suất hệ thống cần cung cấp cho các phụ tải là:

PHT = Ptt – PNĐ = 329,65 – 220 = 109,65 MW

2.2 Cân bằng công suất phản kháng

Cân bằng công suất phản kháng có dạng:

QNĐ + QHT = Qtt = ∑Qmax + ∑ΔQL – ∑ΔQc + ∑Qb +Qtd + Qdt 2.2 Trong đó:

 QNĐ: Tổng công suất phản kháng do nhà máy phát ra:

QNĐ = PđmF.tgφF = 220.0,75 = 165 MVAr

 QHT: Công suất phản kháng do hệ thống cung cấp:

QHT= PHT.tgφHT = 109,65.0,62 = 67,983 MVAr

 Qtt: Tổng công suất phản kháng tiêu thụ trong mạng điện

 ∑Qmax: Tổng công suất phản kháng của các phụ tải trong chế độ cực đại:

 ∑Qb: Tổng công suất phản kháng do các trạm biến áp tiêu thụ, trong tính toán sơ bộ có thể lấy:

∑Qb = 15%.∑Qmax

∑Qb = 15%.141,812 = 21,272 MVAr

 Qtd: Công suất phản kháng tự dùng của nhà máy điện:

Qtd = Ptd.tgφtd = 22.0,882 = 19,404 MVAr cosφtd lấy bằng 0,75 ( tgφtd = 0,882)

 Qdt: Công suất phản kháng dự trữ trong hệ thống Đối với mạng điện thiết

kế do hệ thống có công suất vô cùng lớn nên Qdt sẽ lấy ở hệ thống nên

Qdt = 0

Tổng công suất tiêu thụ trong mạng điện sẽ là:

Qtt = 141,812 + 21,272 + 19,404 = 182,488 MVAr Tổng công suất phản kháng do nhà máy nhiệt điện và hệ thống phát ra là:

QND + QHT = 165 + 67,983 = 232,983 MVAr > 182,488 MVAr

Từ trên ta thấy công suất phản kháng do các nguồn cung cấp lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ Vì vậy không cần bù công suất phản kháng trong mạng điện thiết kế

2.3 Xác định vận hành sơ bộ

2.3.1 Chế độ phụ tải cực đại

Nhà máy nhiệt điện cho phát kinh tế ( từ 70% đến 90% tổng công suất định mức), trong chế độ này ta cho nhà máy phát 80%Pđm Ta xác định công suất phát của hệ thống để công suất được cân bằng

Công suất phát kinh tế của nhà máy:

Pkt = 80%Pđm = 0,80.220 = 176 MW Công suất phản kháng của nhà máy ở chế độ phụ tải cực đại:

Qkt = Pkt.tgφNĐ = 176.0,75 = 132 MVAr Công suất tác dụng tự dùng của nhà máy tính sơ bộ như sau:

Ptd = 10%.Pdm = 0,1.220 = 22 MW Công suất phản kháng tự dùng của nhà máy lúc này là:

Qtd = Ptd.tgφtd = 22.0,882 = 19,404 MVAr Tổng công suất tác dụng yêu cầu của lưới ở chế độ phụ tải cực đại là:

∑Pycmax = ∑Pmax + ∑ΔP + Ptd = 239 + 0,05.239 + 22 = 272,95 MW

Tổng công suất phản kháng yêu cầu của lưới ở chế độ phụ tải cực đại là:

∑Qycmax = ∑Qmax + ∑ΔQb + Qtd = 141,812 + 0,15.141,82 + 19,404 = 182,489 MVAr Lượng công suất tác dụng phát lên lưới do hệ thống đảm nhiệm là:

PvhHTmax = ∑Pycmax – Pkt = 272,95 – 176 = 96,95 MW Lượng công suất phản kháng phát lên lưới do hệ thống đảm nhiệm là:

QvhHTmax = ∑Qycmax – Qkt = 182,489 – 132 = 50,489 MVAr

2.3.2 Chế độ phụ tải cực tiểu

Do phụ tải cực tiểu bằng 70% phụ tải cực đại nên ở chế độ phụ tải cực tiểu nhà máy nhiệt điện cho phát kinh tế 70% tổng công suất định mức Ta xác định công suất phát của hệ thống để công suất được cân bằng

Công suất phát kinh tế của nhà máy:

Pkt = 70%Pđm = 0,7.220 = 154 MW Công suất phản kháng của nhà máy ở chế độ phụ tải cực tiểu:

Qkt = Pkt.tgφNĐ= 154.0,75 = 115,5 MVAr Công suất tác dụng tự dùng của nhà máy tính sơ bộ như sau:

Ptd = 10%.Pkt = 0,1.220 = 22 MW

Công suất phản kháng tự dùng của nhà máy lúc này là:

Qtd = Ptd.tgφtd = 22.0,882 = 19,404 MVAr Tổng công suất tác dụng yêu cầu của lưới ở chế độ phụ tải cực tiểu là:

∑Pycmin = ∑Pmin + ∑ΔP + Ptd = 205,1 + 0,05.205,1 + 22 = 237,355 MW Tổng công suất phản kháng yêu cầu của lưới ở chế độ phụ tải cực tiểu là:

∑Qycmin = ∑Qmin + ∑ΔQb + Qtd = 99,268 + 0,15.99,268 + 19,404 = 133,56 MVAr Lượng công suất tác dụng phát lên lưới do hệ thống đảm nhiệm là:

PvhHTmin = ∑Pycmin – Pkt = 237,355 – 154 = 83,355 MW Lượng công suất phản kháng phát lên lưới do hệ thống đảm nhiệm là:

QvhHTmin = ∑Qycmin – Qkt = 133,56 – 115,5 = 18,06 MVAr

2.3.3 Chế độ sự cố

Trong chế độ sự cố ta xét nhà máy làm việc với trường hợp sự cố nghiêm trọng nhất là hỏng 1 tổ máy của nhà máy nhiệt điên Khi đó 3 tổ máy còn lại phát phát 100% công suất

Công suất phát kinh tế của nhà máy:

Pkt = Pđm = 3.55 = 165 MW Công suất phản kháng của nhà máy ở chế độ sự cố:

Qkt = Pkt.tgφNĐ = 165.0,75 = 123,75 MVAr Công suất tác dụng tự dùng của nhà máy tính sơ bộ như sau:

Ptd = 10%.Pkt = 0,1.220 = 22 MW Công suất phản kháng tự dùng của nhà máy lúc này là:

Qtd = Ptd.tgφtd = 22.0,882 = 19,404 MVAr Tổng công suất tác dụng yêu cầu của lưới ở chế độ sự cố là:

∑PycSC = ∑PSC + ∑ΔP + Ptd = 293 + 0,05.293 + 22= 329,65 MW Tổng công suất phản kháng yêu cầu của lưới ở chế độ sự cố là:

∑QycSC = ∑QSC + ∑ΔQb + Qtd = 141,812 + 0,15.141,812 + 19,404 = 182,49 MVAr Lượng công suất tác dụng phát lên lưới do hệ thống đảm nhiệm là:

PvhHTSC = ∑PycSC – Pkt = 329,65 – 165 = 164,65 MW Lượng công suất phản kháng phát lên lưới do hệ thống đảm nhiệm là:

QvhHTSC = ∑QycSC – Qkt = 182,49 – 123,75 = 58,74 MVAr

Từ các tính toán sơ bộ ở trên ta có bảng tổng kết sau:

Bảng 2.1: Tổng kết phương thức vận hành của nhà máy và hệ thống

Chế độ vận hành Giá trị NĐ HT Chế độ cực đại

P, MW 176 96,95

Q, MVAr 132 50,489

Số tổ 4 - Chế độ cực tiểu

P, MW 154 83,355

Q, MVAr 115,5 18,06

Số tổ 3 - Chế độ sự cố

P, MW 165 164,65

Q, MVAr 123,75 58,74

Số tổ 3 -

2.5 Dự kiến phương án đi dây

Khi dự kiến các phương án nối dây phải dựa trên các ưu khuyết điểm của một số sơ đồ mạng điện cũng như phạm vi sử dụng

Mạng điện hình tia:

Ưu điểm:

Có khả năng sử dụng các thiết bị đơn giản, rẻ tiền và các thiết bị bảo vệ role đơn giản;

Thuận tiện khi phát triển và thiết kế cải tạo các mạng điện hiện có

Nhược điểm:

Độ tin cậy cung cấp điện thấp;

Khoảng cách dây lớn nên thi công tốn kém

Mạng điện liên thông:

Ưu điểm:

Việc tổ chức thi công sẽ thuận lợi hơn vì hoạt động trên cùng một đường dây;

Độ tin cậy cung cấp điện tốt hơn hình tia;

Mạng điện thiết kế gồm 2 nguồn điện là nhà máy nhiệt điện , hệ thống điện và

có 10 phụ tải Để có sự hỗ trợ về công suất khi sự cố chúng ta cần liên kết 2 nguồn

đó với nhau Khi phân tích nguồn và phụ tải ta thấy phụ tải 6và 7 nằm giữa nhà máy nhiệt điện I và nhà máy nhiệt điện II nên ta sử dụng một mạch đường dây lộ kép nối NĐ I và HT qua phụ tải 6 hoặc 7

Trên cơ sở phân tích những đặc điểm của nguồn cung cấp và các phụ tải cũng như

vị trí của chúng , có 5 phương án dự kiến như sau:

CHƯƠNG 3 TÍNH TOÁN KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN 3.1 Phương án 1

Hình 3.1 : Phương án 1

3.1.1 Tính phân bố công suất

Công suất tác dụng từ NM truyền vào đường dây NM-6 được xác đinh như sau:

PNM-6 = Pkt – Ptd – PN – ΔPN 3.1 Trong đó:

Pkt : tổng công suất phát kinh tế của NM , Pkt = 176 kW

Ptd : Tổng công suất tự dùng trong nhà máy điện , Ptd = 22 kW

PN : Tổng công suất của phụ tải nối với NĐ

∆PN: Tổn thất công suất trên các đường dây do nhiệt điện cung cấp

NM 6

S

 = 11,2 + j 5,42 MVA Dòng công suất truyền tải trên đường dây HT-6 bằng :

Công suất toàn phần chạy trên đường dây NM-I là :

.

NM I I

S  S 26j.12,584 (MVA) Công suất toàn phần chạy trên đường dây HT-2 là :

HT 2 2

S  S 27 j.13,068 (MVA) Công suất toàn phần chạy trên đường dây NM-3 là :

.

NM 3 3

S  S 22j.10,648 (MVA) Công suất toàn phần chạy trên đường dây HT-4 là :

.

HT 4 4

S  S 29 j.14,036 (MVA) Công suất toàn phần chạy trên đường dây NM-5 là :

.

NM 5 5

S  S 30j.14,52 (MVA) Công suất toàn phần chạy trên đường dây NM-7 là :

.

NM 7 7

S  S 28 j.13,552 (MVA) Công suất toàn phần chạy trên đường dây HT-8 là :

.

HT 8 8

S  S 25j.12,1 (MVA) Công suất toàn phần chạy trên đường dây NM-9 là :

.

NM 9 9

S  S 30j.14,52 (MVA) Công suất toàn phần chạy trên đường dây HT-10 là :

Áp dụng công thức Still :

nhi nhi

Li: khoảng cách truyền tải của đoạn đường dây thứ i (Km)

Pi :Công suất truyền tải đoạn đường dây thứ i (MW)

Unhi :Điện áp vận hành trên đoạn đường dây thứ i (kV)

Tương tự tính ta có bảng sau:

Bảng 3.1 : Bảng tính toán điện áp vận hành Nhánh chiều dài(km) công suất(MW) n Unhj

NM-1 44,72 26 2 68,99 NM-3 44,72 22 1 86,44

NM-7 36,03 28 1 95,48 NM-9 31,62 30 2 71,53 NM-6 40 11,2 2 49,41 HT-2 28,28 27 2 67,83 HT-4 44,72 29 2 72,20 HT-6 36,06 26,8 2 68,68 HT-8 22,36 25 2 64,72 HT-10 31,62 38 2 79,51 Dựa vào kết quả tính toán của bảng trên có thể rút ra kết luận :

Chọn cấp điện áp định mức cho mạng điện là Uđm = 110 kV

3.1.3 Chọn tiết diện dây dẫn và tính tổn thất điện áp

Với đặc điểm của lưới điện khu vực với chiều dài cung cấp điện lớn, mạng điện sử dụng các máy biến áp với nhiều nấc phân áp nên khả năng điều chỉnh điện

áp tốt Mặt khác do lưới truyền tải còn cách phụ tải một khu vực lưới phân phối nên

ở cấp điện áp này không cần yêu cầu cao về chất lượng điện áp Do vậy khi lựa chọn dây dẫn thì người thiết kế sẽ quan tâm nhiều tới chỉ tiêu kinh tế và chọn tiêt

diện dây dẫn theo mật độ kinh tế của dòng điện

Dây dẫn lựa chọn là dây nhôm l i thép ( C), loại dây này dẫn điện tốt lại đảm bảo độ bền cơ học Do đó được sử dụng rộng rãi trong thực tế

Tiết diện kinh tế được lựa chọn theo công thức :

max lvi i kt

I F J

on đ

+ Fi : Là tiết diện đường dây thứ i; ( 2

mm ) + Imaxlvi : Là dòng điện chạy trên đường dây thứ i khi phụ tải cực đại ( )

+ Jkt : Là mật độ dòng điện kinh tế, phụ thuộc vào thời gian sử dụng công suất lớn nhất (Tmax) và loại dây dẫn ( / 2

mm ) Với dây dẫn loại C và Tmax =4500h, tra bảng 9.pl.BT trang 456 trong tài

liệu [2] , ta có: Jkt = 1,1 [A/mm2]

Dòng điện chạy trên đường dây trong các chế độ phụ tải cực đại được xác định theo công thức :

2 2 max max

Trong đó : Nếu lộ đơn : n=1 ; lộ kép : n=2

(b).Kiểm tra điều kiện phát nóng Dựa vào tiết diện dây dẫn tính theo công thức trên, ta tiến hành chọn tiết diện tiêu chu n gần nhất và kiểm tra các điều kiện về sự tạo thành vầng quang, độ bền

cơ của đường dây và điều kiện phát nóng trong các chế độ trước và sau sự cố

- Đối với đường dây 110kV để không suất hiện vầng quang các dây nhôm l i thép cần phải có tiết diện F 70 2

mm

- Độ bền cơ của đường dây trên không thường được phối hợp với các điều kiện về vầng quang của dây dẫn cho nên không cần phải kiểm tra điều kiện này

Để đảm bảo cho các đường dây vận hành bình thường trong các chế độ sau sự

cố cần phải có điều kiện sau :

Đối với những mạng điện phức tạp (mạng điện kín), có thế chấp nhận tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ phụ tải cực đại và chế độ sự cố nằm trong khoảng:

+ 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 :

Ui sc % = 2.Ui bt % 3.8

 Đoạn đường dây từ nhà máy nhiệt điện đến phụ tải 1( NM-1):

Chọn tiết diện dây dẫn:

Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây là :

Tra tài liệu [3] bảng 10.12 Chọn dây C-70 có Icp = 265 (A)

Kiểm tra điều kiện phát nóng :

+ Lúc bình thường với phụ tải max :

I 2.I  2.75,8 151,6

Ta thấy Isc1 151,6( ) ≤ k1.k2.Icp = 0,88.1 265 = 233,2 ( ) => Đạt yêu cầu

Vậy ta chọn dây C-70 cho lộ NM-1

+ Lúc sự cố hỏng 1 tổ máy :

Sự cố ngừng một tổ máy phát điện: thì các tổ máy còn lại theo như dự kiến phương thức vận hành ở chương 1 thì sẽ phát 100% công suất định mức Do đó tổng công suất phát của nhà máy bằng: PF = 3.55 = 165 MW

Theo chương 1 ta có, công suất tự dùng trong nhà máy bằng Ptd = 22 MW

Công suất chạy trên đường dây bằng:

Bảng 3.2 : Bảng kết quả chọn tiết diện dây dẫn Nhánh P(MW) Q(Mvar) Ilv max Ftt[mm2] Ftc[mm2] Icp(A)

Bảng 3.3 : Kiểm tra điều kiện phát nóng Nhánh Ftc[mm2] Icp(A) Ilv max k1.k2.Icp Isc NM-1 AC-70 265 75,80 233,2 151,6 NM-3 AC-120 380 128,28 334,4 - NM-5 AC-70 265 87,47 233,2 174,9 NM-7 AC-150 445 163,27 391,6 - NM-9 AC-70 265 87,47 233,2 174,9 NM-6 AC-70 265 32,65 233,2 65,31 HT-2 AC-70 265 78,72 233,2 157,4 HT-4 AC-70 265 84,55 233,2 169,1 HT-6 AC-70 265 78,14 233,2 156,3 HT-8 AC-70 265 72,89 233,2 145,8 HT-10 AC-95 330 110,79 290,4 221,6

Dựa vào bảng kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn ta thấy tất cả đều thỏa mãn Thông số của dây dẫn đã chọn như sau:

Điện trở tương đương của đường dây thứ i : 0 i i

+ r0 i - điện trở đơn vị của loại dây dẫn thứ i, Ω/km

+ x0 i - điện kháng đơn vị của loại dây dẫn thứ i, Ω/km

+ b0 i - điện dẫn phản kháng đơn vị của loại dây dẫn thứ i, S/km

+ n - số mạch đường dây

Tra bảng 22.pl trong tài liệu [1] ta có bảng thông số của các đường dây như sau:

Bảng 3.4 : Thông số đường dây

 Khi mạng điện làm việc bình thường

Xét đoạn đường dây NM-1:

Ta có : SNM-1 = 26 + j.12,584 MVA

UNM-1.bt% =26.10, 29 12,584.9,612 .100% 3, 2%

110

 Khi mạng điện làm việc trong chế độ sự cố

Đứt một mạch trên đường dây hai mạch trên đường dây NM-1 thì

UNM-1.sc% = 2.UNM-1.bt%=2.3,2=6,4%

Tính toán tương tự ta đc bảng sau:

Bảng 3.5 : Tính toán tổn thất trên đường dây Nhánh P(MW) Q(Mvar) ∆Ubt% ∆Usc% NM-1 26 12,584 3,21 6,42 NM-3 22 10,648 3,83 - NM-5 30 14,52 2,48 4,97 NM-7 28 13,552 3,40 - NM-9 30 14,52 2,62 5,24 NM-6 11,2 5,42 1,24 2,47 HT-2 27 13,068 2,11 4,22 HT-4 29 14,036 3,58 7,16 HT-6 26,8 12,972 2,67 5,34 HT-8 25 12,1 1,54 3,09 HT-10 38 18,392 2,70 5,41

Các thông số khác được hoàn thành trong bảng sau

Bảng 3.6 : Bảng tính toán phân bố công suất

Nhánh S(MVR) NM-1 26+j 12,584 NM-5 52+j 25,168 5_3 22+j 10,648 NM-7 28+j 13,552 NM-9 30+j 14,52 NM-6 11,2+ j 5,42 HT-2 27+j 13,068 HT-8 54+j 26,136 8_4 29+j 14,036

HT-6 26,8+j 12,972 HT-10 38+j 18,392

3.2.2 Chọn cấp điện áp

Bảng 3.7 : Tính toán chọn cấp điện áp Nhánh L(km) P(MW) n UnhjNM-1 44,72 26 2 68,99 NM-5 30 52 2 91,66 5_3 22,36 22 1 83,97 NM-7 36,03 28 1 95,48 NM-9 31,62 30 2 71,53 NM-6 40 11,2 2 49,41 HT-2 28,28 27 2 67,83 HT-8 22,36 54 2 92,51 8_4 30 29 2 70,25 HT-6 36,06 26,8 2 68,68 HT-10 31,62 38 2 78,32

Dựa vào kết quả tính toán của bảng trên có thể rút ra kết luận :

Chọn cấp điện áp định mức cho mạng điện là Uđm = 110 kV

3.2.3 Chọn tiết diện dây dẫn và tính tổn thất điên áp

Bảng 3.8 : Bảng tính toán chọn tiết diện dây dẫn Nhánh P(MW) Q(Mvar) Ilv max Ftt[mm2] Ftc[mm2] Icp(A)

HT-10 38 18,392 110,79 100,72 AC-95 330

Bảng 3.9: Bảng kiểm tra điều kiện dây dẫn điều kiện phát nóng

Nhánh Ftc[mm2] Icp(A) Ilv max k1.k2.Icp Isc NM-1 AC-70 265 75,80 233,2 151,6 NM-5 AC-150 445 151,61 391,6 303,2 5_3 AC-120 380 128,28 334,4 - NM-7 AC-150 445 163,27 391,6 - NM-9 AC-70 265 87,47 233,2 174,9 NM-6 AC-70 265 32,65 233,2 65,31 HT-2 AC-70 265 78,72 233,2 157,4 HT-8 AC-150 445 157,44 391,6 314,9 8_4 AC-70 265 84,55 233,2 169,1 HT-6 AC-70 265 78,14 233,2 156,3 HT-10 AC-95 330 110,79 290,4 221,6 Dựa vào bảng kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn ta thấy tất cả đều thỏa mãn

Bảng 3.10 : Bảng thông số đường dây Phụ tải L

Tính toán tương tự ta có bảng sau :

Bảng 3.11: Bảng tính toán tổn thất điện áp trân dây dẫn Nhánh P(MW) Q(Mvar) ∆Ubt% ∆Usc% NM-1 26 12,584 3,21 6,42 NM-5 52 25,168 2,63 5,26 5_3 22 10,648 1,92 1,92 NM-7 28 13,552 3,40 3,40 NM-9 30 14,52 2,62 5,24 NM-6 11,2 5,42 1,24 2,47 HT-2 27 13,068 2,11 4,22 HT-8 54 26,136 2,04 4,07 8_4 29 14,036 2,40 2,40 HT-6 26,8 12,972 2,67 5,34 HT-10 38 18,392 2,70 5,41

Từ bảng thống kê kết quả ta thấy :

Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ vận hành bình thường của dây NM-5-3 là: Umax.bt% UNM 5.bt % U5 3.bt % 2,63% 1,92% 4,55 15%   

Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế sự cố của dây NM5-3 :

Vậy điểm phụ tải 10 là điểm phân công suất

Dòng công suất chạy trên đoạn HT-10

Các thông số được hoàn thành trong bảng sau

Bảng 3.12 : Bảng tính toán phân bố công suất

Nhánh S(MVR) NM-1 26+j 12,584 NM-5 52+j 25,168 5_3 22+j 10,648 NM-7 28+j 13,552 NM-9 30+j 14,52 NM-6 11,2+ j 5,42 HT-2 31,79+j 15,384 2_10 4,79-j 2,316 HT-10 33,21+j 16,076 HT-8 54+j 26,136 8_4 29+j 14,036 HT-6 26,8+j 12,972

3.3.2 Chọn cấp điện áp

Bảng 3.13 : Tính toán chọn cấp điện áp Nhánh L(km) P(MW) n Unhj

NM-1 44,72 26 2 68,99 NM-5 30 52 2 91,66 5_3 22,36 22 1 83,97 NM-7 36,03 28 1 95,48 NM-9 31,62 30 2 71,53 NM-6 40 11,2 2 49,41 HT-2 28,28 27,71 1 102,56 2_10 31,62 0,71 1 45,16 HT-10 21,62 38,71 1 102,98

HT-8 22,36 54 2 92,51 8_4 30 29 2 70,25 HT-6 36,06 26,8 2 68,68 Dựa vào kết quả tính toán của bảng trên có thể rút ra kết luận :

Chọn cấp điện áp định mức cho mạng điện là Uđm = 110 kV

3.3.3 Chọn tiết diện dây dẫn và tính tổn thất điện áp

Bảng 3.14 : Tính toán chọn tiết diện dây dẫn Nhánh P(MW) Q(Mvar) Ilv max Ftt[mm2] Ftc[mm2] Icp(A)

- Kiểm tra điều kiện phát nóng trong chế độ có sự cố:

Đối với mạch vòng Ht-2-10-HT, có hai sự cố lớn là đứt đường dây HT-2 và HT-10 Trong chế độ làm việc bình thường thì đường dây NĐ-10 truyền tải nhiều công suất hơn đường dây NĐ-2.Nên sự cố đứt đường dây NĐ-10 sẽ là nguy hiểm nhất Ta chỉ cần kiểm tra điều kiện phát nóng trong trường hợp nguy hiểm nhất này

NM-1 AC-70 265 75,80 233,2 151,6 NM-5 Ac-150 445 151,61 391,6 303,2 5_3 AC-120 380 128,28 334,4 - NM-7 AC-150 445 163,27 391,6 - NM-9 AC-70 265 87,47 233,2 174,9 NM-6 AC-70 265 32,65 233,2 65,31 HT-2 AC-185 510 185,36 448,8 379 2_10 AC-70 265 27,93 233,2 221,6 HT-10 AC-185 510 193,66 448,8 - HT-8 AC-150 445 157,44 391,6 314,9 8_4 AC-70 265 84,55 233,2 169,1 HT-6 AC-70 265 78,14 233,2 156,3

Bảng 3.16 : Thông số đường dây Phụ tải

L [km]

 Khi mạng điện làm việc bình thường

Xét đoạn đường dây HT-2:

Ta có : SHT-2 = 31,79 + j.15,384 MVA

UNĐ-2 bt% =31,7.4,808 15,384.11,342 .100% 2,70%

110

Tính tương tự đối với các đoạn còn lại

 Khi mạng điện làm việc khi sự cố

Đối với mạch vòng HT-2-10-HT có 2 sự cố lớn xảy ra ta đi xét từng sự cố một

+ Khi mất đường dây HT-10

Tổn thất trên đường dây HT-2 là :

+ Khi mất đường dây HT-2

Tổn thất trên đường dây HT-10 là :

Các thông số được hoàn thành trong bảng sau

Bảng 3.18: Bảng phân bố công suất Nhánh S(MVR)

NM-1 26+j 12,584 NM-5 52+j 25,168 5_3 22+j 10,648 NM-7 28+j 13,552 NM-9 30+j 14,52 NM-6 11,2+ j 5,42

HT-2 65+j 31,46 HT-8 54+j 26,136 8_4 29+j 14,036 HT-6 26,8+j 12,972 2_10 38+j 18,392

3.4.2 Chọn điện áp định mức

Bảng 3.19 : Tính toán chọn cấp điện áp định mức

Nhánh L(km) P(MW) n Unhj

NM-1 44,72 26 2 68,99 NM-5 30 52 2 91,66 5_3 22,36 22 1 83,97 NM-7 36,03 28 1 95,48 NM-9 31,62 30 2 71,53 NM-6 40 11,2 2 49,41 HT-2 28,28 65 2 101,62 HT-8 22,36 54 2 92,51 8_4 30 29 2 70,25 HT-6 36,06 26,8 2 68,68 2_10 31,62 38 2 79,51 Dựa vào kết quả tính toán của bảng trên có thể rút ra kết luận :

Chọn cấp điện áp định mức cho mạng điện là Uđm = 110 kV

3.4.3 Chọn tiết diện dây dẫn và tính tổn thất

Bảng 3.20 : Tính toán chọn tiết diện dây dẫnNhánh PMW) Q(Mvar) Ilv max Ftt[mm2] Ftc[mm2] Icp(A)NM-1 26 12,584 75,80 68,91 AC-70 265 NM-5 52 25,168 151,61 137,83 AC-150 445 5_3 22 10,648 128,28 116,62 AC-120 380 NM-7 28 13,552 163,27 148,43 AC-150 445 NM-9 30 14,52 87,47 79,51 AC-70 265 NM-6 11,2 5,42 32,65 29,68 AC-70 265 HT-2 65 31,46 189,51 172,28 AC-185 510

HT-8 54 26,136 157,44 143,13 AC-150 445 8_4 29 14,036 84,55 76,86 AC-70 265 HT-6 26,8 12,972 78,14 71,03 AC-70 265 2_10 38 18,392 110,79 100,72 AC-95 330

Bảng 3.21 : Kiểm tra điều kiện dây dẫn và điều kiện phát nóng

Nhánh Ftc[mm2] Icp(A) Ilv max k1.k2.Icp Isc

NM-1 AC-70 265 75,80 233,2 151,6 NM-5 AC-150 445 151,61 391,6 303,2 5_3 AC-120 380 128,28 334,4 - NM-7 AC-150 445 163,27 391,6 - NM-9 AC-70 265 87,47 233,2 174,9 NM-6 AC-70 265 32,65 233,2 65,31 HT-2 AC-185 510 189,51 448,8 379 HT-8 AC-150 445 157,44 391,6 314,9 8_4 AC-70 265 84,55 233,2 169,1 HT-6 AC-70 265 78,14 233,2 156,3 2_10 AC-95 330 110,79 290,4 221,6

Bảng 3.22: Thông số đường dây

Phụ tải L Ftc r0 i x0 i b0 i.10

6

R0 i X0 i B0 i.10-6[km] [mm2] [Ω/km] [S/km] [Ω/km] [Ω] [Ω] [S] NM-1 44,72 AC-70 0,46 0,43 2,64 10,29 9,61 118,06 NM-5 30 AC-150 0,21 0,409 2,78 3,15 6,14 83,40 5_3 22,36 AC-120 0,27 0,416 2,74 6,04 9,30 30,63 NM-7 36,03 AC-150 0,21 0,409 2,78 7,57 14,74 50,08 NM-9 31,62 AC-70 0,46 0,43 2,64 7,27 6,80 83,48 NM-6 40 AC-70 0,46 0,43 2,64 9,20 8,60 105,60

HT-2 28,28 AC-185 0,17 0,401 2,8 2,40 5,67 79,18 HT-8 22,36 AC-150 0,21 0,409 2,78 2,35 4,57 62,16 8_4 30 AC-70 0,46 0,43 2,64 6,90 6,45 79,20 HT-6 36,06 AC-70 0,46 0,43 2,64 8,29 7,75 95,20 2_10 31,62 AC-95 0,34 0,423 2,69 5,38 6,69 85,06

Bảng 3.23 : Tính tổn thất điện áp Nhánh PMW) Q(Mvar) ∆Ubt% ∆Usc% NM-1 26 12,584 3,21 6,42 NM-5 52 25,168 2,63 5,26 5_3 22 10,648 1,92 1,92 NM-7 28 13,552 3,40 - NM-9 30 14,52 2,62 5,24 NM-6 11,2 5,42 1,24 2,47 HT-2 65 31,46 2,77 6,18 HT-8 54 26,136 2,04 4,07 8_4 29 14,036 2,40 2,40 HT-6 26,8 12,972 2,67 5,34 2_10 38 18,392 2,70 6,63

Vậy điểm phụ tải4 là điểm phân công suất

Dòng công suất chạy trên đoạn HT-4

Bảng 3.24 : Bảng phân bố công suất

NM-1 26+j 12,584 NM-5 52+j 25,168 5_3 22+j 10,648 NM-7 28+j 13,552 NM-9 30+j 14,52 NM-6 11,2+ j 5,42 HT-2 27+j 13,068 HT-8 32,6+j 15,78 8_4 7,6+j 3,68 HT-4 21,4+j 10,356 HT-6 26,8+j 12,972 HT-10 38+j 18,392

3.5.2 Chọn cấp điện áp định mức

Bảng 3.25 : Tính toán chọn cấp điện áp Nhánh chiều dài(km) công suất(MW) n UnhjNM-1 44,72 26 2 68,99

5_3 22,36 22 1 83,97 NM-7 36,03 28 1 95,48 NM-9 31,62 30 2 71,53 NM-6 40 11,2 2 49,41 HT-2 28,28 27 2 67,83 HT-8 22,36 32,6 1 101,22

HT-4 44,72 21,4 1 85,39 HT-6 36,06 26,8 2 68,68 HT-10 31,62 38 2 78,32