Do an Mang luoi dien

Vì vậy các sơ đồ mạng điện cần được chọn sao cho có chi phí nhỏ nhất, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cần thiết, đảm bảo chất lượng điện năng yêu cầu của các hộ tiêu thụ, thuận tiện và [r]

(1)

MỞ ĐẦU

Ngày nay, điện phần vô quan trọng hệ thống lượng quốc gia Điện dạng lượng có nhiều ưu điểm như: dễ dành chuyển thành dạng lượng khác (nhiệt, cơ, hóa…), dễ truyền tải phân phối Chính điện sử dụng rộng rãi lĩnh vực hoạt động người Trong điều kiện nước ta thời kì cơng nghiệp hố đại hố điện lại đóng vai trị vơ quan trọng

Điện nguồn lượng ngành cơng nghiệp, điều kiện quan trọng để phát triển đô thị dân cư Vì lý lập kế hoạch phát triển kinh tế xã hội, kế hoạch phát triển điện phải trước bước, nhằm thỏa mãn nhu cầu điện giai đoạn trước mắt mà dự kiến cho phát triển tương lai 5,10 năm có cịn lâu Thêm vào kinh tế nước ta giai đoạn phát triển việc sản xuất điện thiếu thốn so với nhu cầu tiêu thụ điện nên việc truyền tải điện, cung cấp điện phân phối điện cho hộ tiêu thụ cần phải tính tốn kĩ lưỡng để vừa đảm bảo hợp lí kĩ thuật kinh tế

Trong trình nghiên cứu thiết kế Đồ án môn học đưa phương án có khả thực thi việc thiết kế mạng lưới điện cho khu vực gồm hộ tiêu thụ điện loại I loại III Nhìn chung, phương án đưa đáp ứng yêu cầu mạng lưới cung cấp điện như: độ tin cậy cung cấp điện, chất lượng điện năng, tính kinh tế an tồn…

Dù cố gắng đồ án không tránh khỏi thiếu sót hạn chế, em mong nhận bảo giúp đỡ thầy để em hồn thiện nội dung thiết kế đồ án, hoàn thiện nâng cao kiến thức chuyên môn rèn luyện thân tác phong làm việc, tinh thần trách nhiệm

Em xin chân thành cảm ơn giúp đỡ Thầy Lã Minh Khánh giúp đỡ em hoàn thành đồ án môn học

Hà Nội, ngày 29 tháng 12 năm 2011 Sinh viên thiết kế

(2)

MỞ ĐẦU……….1

CHƯƠNG 1………3

PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI……….3

CÂN BẰNG CƠNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN……….3

1.1 PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI

1.1.1 Nguồn điện

1.1.2 Phụ tải điện

1.2 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG

1.3 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG

1.4 CÁC SỐ LIỆU KỸ THUẬT CƠ BẢN

1.4.1 Khoảng cách từ nhà máy tới phụ tải

1.4.2 Bảng thông số phụ tải điện

1.4.3 Các lựa chọn kỹ thuật ban đầu

CHƯƠNG 2………

LẬP PHƯƠNG ÁN VÀ TÍNH TỐN KỸ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN………

2.1 ĐẶT VẤN ĐỀ

2.2 DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN CUNG CẤP ĐIỆN VÀ CÁC TIÊU CHUẨN TÍNH TỐN KỸ THUẬT

2.2.1 Các phương án nối dây

2.2.2 Tiêu chuẩn kỹ thuật phương án

2.2.3 Phân bố công suất mạng điện

2.2.4 Chọn điện áp định mức mạng điện

2.2.5 Chọn tiết diện dây dẫn

2.2.6 Xác định thông số đường dây

2.2.7 Xác định tổn thất điện áp lớn phương án

2.3 TÍNH TỐN KỸ THUẬT PHƯƠNG ÁN

2.3.2 Xác định tiết diện dây dẫn thông số đường dây

2.5 TÍNH TỐN KỸ THUẬT PHƯƠNG ÁN 3

2.5.1 chọn điện áp định mức mạng điện

(3)

3.1 PHƯƠNG PHÁP SO SÁNH KINH TẾ

3.2 TÍNH TỐN VỀ KINH TẾ CHO CÁC PHƯƠNG ÁN

3.2.1 Phương án

3.2.2 Phương án

3.2.3 Phương án 3

3.2.4 Phương án

3.3 LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN HỢP LÝ NHẤT

CHƯƠNG 4………

CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN………

4.1 CHỌN SỐ LƯỢNG VÀ CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM HẠ ÁP

4.1.1 Phụ tải I

4.1.2 Phụ tải II

4.1.3 Phụ tải III

4.1.4 Phụ tải IV

4.1.5 Phụ tải V

4.1.6 Phụ tải VI

4.1.7 Thông số máy biến áp

4.2 CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY TRẠM HẠ ÁP

4.2.1 Trạm nguồn

4.2.2 Trạm trung gian

4.2.3 Trạm cuối

4.2.4 Sơ đồ nối dây chi tiết lưới điện

CHƯƠNG 5………

TÍNH TỐN PHÂN BỐ CƠNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN TÍNH TỐN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP CỦA MẠNG ĐIỆN………

5.1 TÍNH TỐN CHI TIẾT SỰ PHÂN BỐ CƠNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN

5.1.1 Chế độ phụ tải cực đại

5.1.2 Chế độ phụ tải cực tiểu

5.1.3 Chế độ cố

5.2 TÍNH TOÁN ĐIỆN ÁP TẠI CÁC ĐIỂM NÚT CỦA MẠNG ĐIỆN

5.2.1 Chế độ phụ tải cực đại

5.2.2 Chế độ phụ tải cực tiểu

5.2.3 Chế độ sau cố

CHƯƠNG 6………

ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN………3

6.1 YÊU CẦU ĐIỀU CHỈNH ĐIÊN ÁP THƯỜNG

6.2 YÊU CẦU ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP KHÁC THƯỜNG

CHƯƠNG 7………

(4)

7.4.4 Giá thành xây dựng MW công suất phụ tải chế độ cực đại

CHƯƠNG 1

(5)

 Nguồn điện tính từ góp cao áp Nhà Máy Điện, trạm trung gian địa

phương

 Nguồn điện cung cấp đủ công suất tác dụng cho phụ tải

 Hệ số cơng suất góp (có giới hạn cơng suất phản kháng)

nd

cos 0,85.

1.1.2 Phụ tải điện

Với giả thiết phụ tải điện sau:

 Công suất phụ tải cỡ 30MW (khả tải đường dây 110kV)  Hệ số công suất phụ tải 0,9

 Độ tin cậy cung cấp điện có hộ loại I hộ loại III  Thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax 5000h

 Hệ số đồng thời m=1

 Điện áp danh định lưới thứ cấp 10kV

1.2 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG

Tại thời điểm ln có cân điện sản xuất điện tiêu thụ, điều có nghĩa thời điểm cần phải có cân công suất tác dụng công suất phản kháng với công suất tác dụng công suất phản kháng tiêu thụ Nếu cân bị phá vỡ tiêu chất lượng điện bị giảm, dẫn đến giảm chất lượng sản phẩm ổn định làm tan rã hệ thống

Công suất tác dụng phụ tải liên quan tới tần số dòng điện xoay chiều Tần số hệ thống thay đổi cân công suất tác dụng hệ thống bị phá vỡ Giảm công suất tác dụng phát dẫn đến giảm tần số ngược lại Vì thời điểm chế độ xác lập hệ thống điện, nhà máy điện hệ thống cần phải phát công suất tổng công suất hộ tiêu thụ, kể tổn thất công suất hệ thống

Cân sơ công suất tác dụng thực chế độ phụ tải cực đại hệ thống phương trình cân cơng suất tác dụng có dạng tổng qt sau:

nd yc

P = P

(6)

yc pt md td dt P =m P + P + P + P

     .

với:

m : Hệ số đồng thời, m=1 pt

P

 : Tổng công suất tác dụng chế độ cực đại.

pt P

 = P1+ P2 +P3 +P4 +P5 +P6=30+25+32+27+34+29=177 MW.

md P



 : Tổng tổn thất công suất tác dụng đường dây trạm

biến áp, lấy 5% Ppt md

5

ΔP = 177=8,85 100



MW td

P

 : Tổng công suất tự dùng nhà máy điện, đâyPtd =0.

(do xét từ góp cao áp nhà máy điện hay trạm biến áp địa phương) dt

P

 : Tổng công suất dự trữ mạng điện (ở ta coi hệ thống có cơng

suất vơ lớn nên Pdt =0). Vậy:

nd yc

P = P

  =177+8,85=185,85 MW.

Do giả thiết nguồn cung cấp đủ công suất tác dụng nên ta khơng cân chúng 1.3 CÂN BẰNG CƠNG SUẤT PHẢN KHÁNG

Để đảm bảo chất lượng điện áp cần thiết hộ tiêu thụ hệ thống điện khu vực riêng biệt nó, cần có đầy đủ cơng suất nguồn cơng suất phản kháng Vì giai đoạn đầu thiết kế phát triển hệ thống điện hay mạng điện vùng riêng biệt cần phải tiến hành cân sơ công suất phản kháng lưới điện

(7)

6

nd bù pti mba L C

i

Q Q m Q Q Q Q



        

Trong đó: nd

Q : tổng công suất phản kháng máy phát nhà máy điện. bù

Q : công suất thiết bị bù.

pti

Q : công suất phản kháng phụ tải.

mba Q

 : tổn thất công suất phản kháng máy biến áp.

C Q

 : công suất phản kháng sinh dung kháng đường dây.

L Q

 : tổn thất công suất phản kháng cảm kháng đường dây.

(với giả thiết Qtd 0,Qdt 0) Kiểm tra biểu thức ta có:

nd nd nd

Q =tg P

  (Víi cosnd=0,85 tgnd=0,6197). nd

Q

 =0,6197.185,85=115,171 MVAr.

yc Q

 : Tổng công suất phản kháng yêu cầu phụ tải.

Mà:

6

yc pti mba L C

i

Q m Q Q Q Q



      

 

Với

m: hệ số đồng thời m=1

pti i

Q 



(8)

Phụ tải Phụ tải Phụ tải Phụ tải Phụ tải Phụ tải

Pi(MW) 30 25 32 27 34 29

Qi(MWr) 14,52 12,1 15,488 13,068 16,456 14,036

Bảng 1.1 Do đó:

pt Q

 =85,67 MVAr.

BA Q



 : Tổng tổn thất công suất phản kháng trạm hạ áp tính

bằng 15% Qpt,ta có: BA

15

ΔQ = 85,67=12,85 100



MVAr

L C

ΔQ , ΔQ

  : Tổng gồm: tổn thất công suất phản kháng đường dây và

công suất phản kháng dung dẫn đường dây sinh Giả sử đường dây truyền tải công suất tự nhiên đường dây không tổn thất (R=0,G=0) Vậy QL QC.

td dt

ΔQ  ΔQ

  : Tổng công suất tự dùng dự trữ nhà máy, trong

trường hợp chúng

 Qyc=85,67+12,85=98,52 MVAr

Ta thấy Qyc < Qnd nên tiến hành bù sơ bộ. 1.4 CÁC SỐ LIỆU KỸ THUẬT CƠ BẢN

1.4.1 Khoảng cách từ nhà máy tới phụ tải

Từ sơ đồ mặt nhà máy ta có khoảng cách từ nhà máy đến phụ tải là:

Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

l(km) 50,99 86,02 53,85 80 44,72 63,25

(9)

Phụ tải Ln-i(km) Pi(MW) Qi(MVAr)

1 50,99 30 14,52

2 86,02 25 12,1

3 53,85 32 15,448

4 80 27 13,068

5 44,72 34 16,456

6 63,25 29 14,036

Bảng 1.3 1.4.3 Các lựa chọn kỹ thuật ban đầu

- Truyền tải điện xoay chiều AC

- Dùng đường dây không dây dẫn trần - Dùng dây nhôm lõi thép AC

- Dùng cột bê tông cốt thép với hệ số vận hành đường dây avhd 0, 04

Ký hiệu dây dẫn AC-70 AC-95 AC-120 AC-150 AC-185 AC-240

Cột bê tông ly tâm 300 308 320 336 352 402

Cột thép 380 385 392 403 416 436

Bảng 1.4

Giá thành đường dây không mạch điện áp 110kV (

10 đ/km).

Ghi chú: Giá thành đường dây hai mạch 1,6 lần giá thành đường dây mạch

- Giá thành trạm biến áp truyền tải có máy biến áp điện áp 110/10 kV với hệ số vận hành thiết bị trạm biến áp avh=0,10

Công suất định mức, MVA 16 25 32

Giá thành,

10 đ/trạm 15,000 22,000 29,000

(10)

CHƯƠNG 2

LẬP PHƯƠNG ÁN VÀ TÍNH TỐN KỸ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN

2.1 ĐẶT VẤN ĐỀ

Thiết kế lưới điện toán nhỏ toán quy hoạch lưới điện Các tiêu kinh tế - kỹ thuật mạng điện phụ thuộc nhiều vào sơ đồ Vì sơ đồ mạng điện cần chọn cho có chi phí nhỏ nhất, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cần thiết, đảm bảo chất lượng điện yêu cầu hộ tiêu thụ, thuận tiện an toàn vận hành, khả phát triển tương lai tiếp nhận phụ tải

Trong thiết kế nay, để chọn sơ đồ tối ưu mạng điện, người ta sử dụng phương pháp nhiều phương án Từ vị trí cho phụ tải, cần tiến hành dự kiến số phương án tốt chọn sở so sánh tiêu kinh tế - kỹ thuật phương án Mạng điện cần có độ tin cậy cao, tính kinh tế linh hoạt cần thiết Phương án tối ưu phương án đại tiêu chuẩn kỹ thuật có chi phí kinh tế nhỏ

2.2 DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN CUNG CẤP ĐIỆN VÀ CÁC TIÊU CHUẨN TÍNH TỐN KỸ THUẬT

Ta có theo u cầu cung cấp điện cho hộ loại I hộ loại III, mà hộ loại hộ hộ tiêu thụ điện quan trọng, ngừng cung cấp điện có thểgây nguy hiểm đến tính mạng sức khoẻ người, gây thiệt hại nhiều kinh tế, hư hỏng thiết bị, làm hỏng hàng loạt sản phẩm, rối loạn q trình cơng nghệ phức tạp Do phương án cung cấp cho hộ loại I phải cấp từ hai nguồn.Việc lựa chọn phương án dây mạng điện cần đảm bảo yêu cầu sau:

 Cung cấp điện liên tục

 Đảm bảo chất lượng điện

 Đảm bảo tính linh hoạt mạng điện

 Đảm bảo tính kinh tế có khả phát triển tương lai  Đảm bảo an toàn cho người thiết bị

(11)

Hình 2.1

(12)

Hình 2.3

(13)

Hình 2.5 2.2.2 Tiêu chuẩn kỹ thuật phương án

Ta xét tiêu chuẩn kỹ thuật phương án chế làm việc bình thường chế độ làm việc sau cố

Quy định chế độ làm việc bình thường điện áp tất nút mạng điện: 0, 95Udm Ui1, 05Udm

Chế độ cố (sự cố phần tử) tiêu chuẩn N-1: 0, 9Udm Ui1,1Udm

Trong q trình tính tốn để thuận tiện ta quy định tổn thất điện áp lớn với hệ thống có nguồn điện tổn thất điện áp từ nguồn đến điểm có điện áp thấp mạng điện Mức điện áp trạm hạ áp chấp nhận phù hợp chế độ phụ tải cực đại tổn thất điện áp lớn mạng điện cấp điện áp không vượt 10 đến 15% chế độ làm việc bình thường, cịn chế độ cố, tổn thất điện áp lớn không vượt 15 đến 20%

Đối với mạng kín phức tạp, chấp nhận tổn thất điện áp lớn 15 đến 20% chế độ bình thường 20 đến 25% chế độ sau cố Đối với tổn thất thế, cần sử dụng máy biến áp điều chỉnh điện áp tải trạm hạ áp

max bt dm

U 10%U

U 20%U

 

(14)

2.2.4 Chọn điện áp định mức mạng điện

Lựa chọn điện áp đường dây tải điện việc quan trọng lúc thiết kế hệ thống điện có ảnh hưởng trực tiếp tới tính kinh tế kỹ thuật mạng điện Giá trị điện áp định mức mạng điện phụ thuộc vào:

 Khoảng cách truyền tải  Công suất truyền tải

 Điện áp định mức có mạng điện

Ta nêu số cấp điện áp: 35kV, 110kV, 220kV

Tính chi phí kinh tế cấp điện áp đạt tiêu chuẩn kỹ thuật Lấy cấp điện áp có hàm chi phí tính tốn nhỏ

Dựa vào cơng thức kinh nghiệm Still để xác định trị số điện áp định mức mạng điện: U4,34 L 16.P [kV,km,MW]

Trong đó:

U điện áp định mức mạng điện L khoảng cách truyền tải

P cơng suất truyền tải

Ta tính điện áp định mức nhánh phụ tải lấy cấp điện áp chung

Nếu 70KVUi170KVthì ta lấy Udm 110kV

2.2.5 Chọn tiết diện dây dẫn

Chọn tiết diện dây dẫn toán thiết kế lưới điện Có phương pháp để chọn tiết diện dây dẫn:

 Chọn tiết diện dây dẫn theo tiêu kinh tế  Chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện phát nóng

 Chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép

Trong nội dung đồ án môn học lưới điện ta chọn tiết diện dây dẫn theo tiêu kinh tế:

(15)

lv max i i

kt

I F

J

  max i

lv max i

dm

S I

m 3.U

Trong đó:

i

F: tiết diện dây dẫn (

mm ).

lv max i

I : dịng nhánh cực đại tính lộ cần xác định tiết diện (kA).

m: số lô đường dây nhánh

max lvi

S : công suất truyền tải cực đại đường dây xét.

kt

J : mật độ kinh tế dòng điện.

Tiết diện dây dẫn chọn theo mật độ kinh tế dòng điện phải thỏa điều kiện sau:

Thỏa mãn dòng điện lúc cố

Thỏa mãn điều kiện tổn thất điện áp cho phép Dây dẫn chọn phải đảm bảo độ bền học Thỏa mãn điều kiện vầng quang

Theo điều kiện vầng quang tiết diện dây dẫn dây AC sau: Đối với điện áp 110kV: Fmin 70mm2

Đối với điện áp 220kV:

2

F 240mm .

2.2.6 Xác định thông số đường dây

2.2.7 Xác định tổn thất điện áp lớn phương án

Tổn thất điện áp lớn phương án hay mạng điện tổn thất điện áp tính từ nguồn đến điểm có điện áp thấp mạng điện

 Chế độ làm việc bình thường với phụ tải cực đại

Tổn thất điện áp tính theo cơng thức:



  i i i i

i

dm

P R Q X

U % 100

U

(16)

Tại thời điểm xét cố, không xét đến cố xếp chồng

Với đường dây hai mạch xảy cố nặng nề ta giả thiết đường dây nhánh trực tiếp nối với nguồn bị đứt Do dây cịn lại phải tải lượng công suất gấp đôi so với lúc vận hành bình thường tổn thất điện áp nhánh vố tăng lên gấp đôi

Các phương án phải thỏa mãn điều kiện tổn thất điện áp sau dùng để so sánh mặt kinh tế là:

Lúc vận hành bình thường: U%10%.

Lúc xảy cố: Usc max% = 20%

2.3 TÍNH TỐN KỸ THUẬT PHƯƠNG ÁN 1

Hình 2.7 2.3.1 Chọn điện áp định mức mạng điện

Dựa vào công thức kinh nghiệm Still tính tốn cho lộ đường dây ta bảng số liệu sau:

Lộ N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

L(km) 50,990 86,020 53,850 80,000 44,720 63,250

(17)

Vậy ta chọn điện áp định mức cho mạng điện là: Udm=110kV

2.3.2 Xác định tiết diện dây dẫn thông số đường dây

Ta chọn tiết diện theo phương pháp mật độ kinh tế dòng điện lấy tiết diện dây dẫn tiêu chuẩn gần Sau tra bảng phụ lục ta thông số dây dẫn Kết ghi bảng số liệu sau:

Lộ N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

Pi(MW) 30,000 25,000 32,000 27,000 34,000 29,000

Qi(MVAr) 14,520 12,100 15,488 13,068 16,456 14,036

S(MVA) 33,329 27,774 35,551 29,996 37,773 32,218

Ii(A) 87,469 145,781 93,300 78,722 99,131 84,553

Fi(mm2) 79,517 132,529 84,818 71,565 90,119 76,867

DD chọn AC-70 AC-120 AC-95 AC-70 AC-95 AC-70

Li(km) 50,990 86,020 53,850 80,000 44,720 63,250

r0(/km) 0,46 0,270 0,330 0,460 0,330 0,460

x0(/km) 0,440 0,423 0,429 0,440 0,429 0,440

b0(10-6S/km) 2,580 2,690 2,650 2,580 2,650 2,580

R() 11,730 23,230 8,890 18,400 7,380 14,550

X() 11,220 36,390 11,550 17,600 9,590 13,920

B(10-6S) 263,110 231,390 285,410 412,800 237,020 326,370

Icp(A) 265,000 380,000 330,000 265,000 330,000 265,000

Bảng 2.2 Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn cố:

Isc N-1 = I1.2 = 87,469.2 = 174,938 A < Icp = 265 A

Isc N-2 = I2 = 145,781 < Icp = 380 A

Isc N-3 = I3.2 = 93,300.2 = 186,600 A < Icp = 330 A

Isc N-4 = I4.2 = 78,722.2 = 157,444 A < Icp = 265 A

Isc N-5 = I5.2 = 99,131.2 = 198,262 A < Icp = 330 A

(18)

2.3.3 Xác định tổn thất điện áp lớn phương án 2.3.3.1 Chế độ làm việc bình thường

Lộ N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

Số mạch 2 2

Ui(kV) 100,008 95,679 103,238 98,203 105,304 99,655

Uibt% 4,255 8,439 3,829 6,007 3,378 5,102

Bảng 2.3

Vậy Umax bt%=8.439%

2.3.3.2 Chế độ làm việc sau cố

N1 sc

U  %

 2.4,255=8,51%

N sc

U  %

 2.3,829=7,658%

N sc

U  %

 2.6,007=12,014%

N sc

U  %

 2.3,378=6,756%

N sc

U  %

 2.5,102=10,204%

Vậy Umax sc %12,014%

Vậy phương án đạt yêu cầu kỹ thuật.

(19)

2.4.1 Chọn điện áp định mức mạng điện

Lộ N_1 1_2 N_3 N_4 N_5 N_6

L(km) 50,990 44,720 50,000 80,000 44,720 63,250

Pmax 55,000 25,000 32,000 27,000 34,000 29,000

Qmax 26,620 12,100 15,488 13,068 16,456 14,036

Smax 61,103 27,774 35,551 29,996 37,773 32,218

Ui(kV) 132,42264 91,523593 102,88638 98,202989 105,30382 99,654755 Bảng 2.4

Vậy ta chọn điện áp định mức cho mạng điện là: Udm=110 kV

Ta chọn tiết diện theo phương pháp mật độ kinh tế dòng điện lấy tiết diện dây dẫn tiêu chuẩn gần Sau tra bảng phụ lục ta thông số dây dẫn Kết ghi bảng số liệu sau:

Lộ N_1 1_2 N_3 N_4 N_5 N_6

Số mạch 2,000 1,000 2,000 2,000 2,000 2,000

Pi(MW) 55,000 25,000 32,000 27,000 34,000 29,000

Qi(MVAr) 26,620 12,100 15,488 13,068 16,456 14,036

S(MVA) 61,103 27,774 35,551 29,996 37,773 32,218

Ii(A) 160,360 145,781 93,300 78,722 99,131 84,553

Fi(mm2) 145,781 132,529 84,818 71,565 90,119 76,867

Li(km) 50,990 44,720 50,000 80,000 44,720 63,250

r0(/km) 0,210 0,270 0,330 0,460 0,330 0,460

x0(/km) 0,416 0,423 0,429 0,440 0,429 0,440

(20)

Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn cố: Isc N-1 = I1.2 = 160,360.2 = 320,720 A < Icp = 445 A

Isc N-2 = I2 = 145,781 < Icp = 380 A

Isc N-3 = I3.2 = 93,300.2 = 186,600 A < Icp = 330 A

Isc N-4 = I4.2 = 78,722.2 = 157,444 A < Icp = 265 A

Isc N-5 = I5.2 = 99,131.2 = 198,262 A < Icp = 330 A

Isc N-6 = I6.2 = 84,553.2 = 169,106 A < Icp = 265 A

Vậy tiết diện dây dẫn chọn thỏa mãn điều kiện phát nóng cố 2.4.3 Xác định tổn thất điện áp lớn phương án

2.4.3.1 Chế độ làm việc bình thường

Lộ N_1 1_2 N_3 N_4 N_5 N_6

L(km) 50,990 44,720 50,000 80,000 44,720 63,250

Ui(kV) 132,423 91,524 102,886 98,203 94,759 106,948

Uibt% 4,767 4,386 3,555 6,007 3,358 4,778

Bảng 2.6

Vậy Umax bt %Und1 bt % U12 bt %4,767+4,386=9,153% 2.4.3.2 Chế độ làm việc sau cố

Đối với mạch liên thông ta xét cố với đường dây gần nguồn

    

UN 2sc% 2 UN bt% U1 2bt%13,92%



UN 3sc%2.3,5557,109%



UN 4sc%2.6, 00712, 013%



UN 5sc%2.3,3586, 715%



UN 6sc%2.4, 7789,555%

Vậy Umax sc %13,92%

(21)

Hình 2.9 2.5.1 chọn điện áp định mức mạng điện

Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 N_6

L(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 63,250

Pmax 55,000 25,000 59,000 27,000 34,000 29,000

Qmax 26,620 12,100 28,556 13,068 16,456 14,036

Smax 61,103 27,774 65,547 29,996 37,773 32,218

Ui(kV) 132,42264 91,5235928 137,09524 93,894574 105,30382 99,654755 Bảng 2.7

(22)

Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 N_6

Số mạch 2,000 1,000 2,000 2,000 2,000 2,000

Pi(MW) 55,000 25,000 59,000 27,000 34,000 29,000

Qi(MVAr) 26,620 12,100 28,556 13,068 16,456 14,036

S(MVA) 61,103 27,774 65,547 29,996 37,773 32,218

Ii(A) 160,360 145,781 172,022 78,722 99,131 84,553

Fi(mm2) 145,781 132,529 156,384 71,565 90,119 76,867

Li(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 63,250

r0(/km) 0,210 0,270 0,210 0,460 0,330 0,460

x0(/km) 0,416 0,423 0,416 0,440 0,429 0,440

b0(10-6S/km) 2,740 2,690 2,740 2,580 2,650 2,580

R() 5,354 12,074 5,654 8,294 7,379 14,548

X() 10,606 18,917 11,201 7,933 9,592 13,915

B(10-6S) 279,425 120,297 295,098 186,070 237,016 326,370

Icp(A) 445,000 380,000 445,000 265,000 330,000 265,000

Isc N-1 = I1.2 = 160,360.2 = 320,720 A < Icp = 445 A

Isc N-2 = I2 = 145,781 < Icp = 380 A

Isc N-3 = I3.2 = 172,022.2 = 344,044 A < Icp = 445 A

Isc 3-4 = I4.2 = 78,722.2 = 157,444 A < Icp = 265 A

Isc N-5 = I5.2 = 99,131.2 = 198,262 A < Icp = 330 A

Isc N-6 = I6.2 = 84,553.2 = 169,106 A < Icp = 265 A

(23)

Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 N_6

L(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 63,250

Ui(kV) 132,423 91,524 137,095 93,895 105,304 99,655

Uibt% 4,767 4,386 5,400 2,707 3,378 5,101

Bảng 2.9

   

UND bt%UND 1bt% U1 2bt%4,767+4,386=9,153%

    

UND bt%UND 3bt% U3 bt%5,400+2,707=8,107%

Vậy Umax bt %UND 1bt % U1 2bt %4,767+4,386=9,153% 2.5.3.2 Chế độ làm việc sau cố

Đối với mạch liên thông ta xét cố với đường dây gần nguồn:

   

UN 2sc%UN 1sc% U1 2bt%2.4, 7674,38613, 92%

   

UN 4sc%UN 3sc% U3 bt%2.5, 4002,70713,507%



UN 5sc%2.3,3786, 756%



UN 6sc%2.5,101 10, 202%

Vậy Umax sc %13,92%

(24)

Hình 2.10 2.6.1 Chọn điện áp định mức mạng điện

Dựa vào cơng thức kinh nghiệm Still tính tốn cho lộ đường dây ta bảng số liệu sau:

Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 5_6

L(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 44,720

Pmax 55,000 25,000 59,000 27,000 63,000 29,000

Qmax 26,620 12,100 28,556 13,068 30,492 14,036

Smax 61,103 27,774 65,547 29,996 69,991 32,218

Ui(kV) 132,42264 91,5235928 137,09524 93,894574 140,81411 97,887928 Bảng 2.10

(25)

Lộ N-1 1_2 N_3 3_4 N-5 5_6

Số mạch 2,000 1,000 2,000 2,000 2,000 2,000

Pi(MW) 55,000 25,000 59,000 27,000 63,000 29,000

Qi(MVAr) 26,620 12,100 28,556 13,068 30,492 14,036

S(MVA) 61,103 27,774 65,547 29,996 69,991 32,218

Ii(A) 160,360 145,781 172,022 78,722 183,685 84,553

Fi(mm2) 145,781 132,529 156,384 71,565 166,986 76,867

Li(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 44,720

r0(/km) 0,210 0,270 0,210 0,460 0,210 0,460

x0(/km) 0,416 0,423 0,416 0,440 0,416 0,440

b0(10-6S/km) 2,740 2,690 2,740 2,580 2,740 2,580

R() 5,354 12,074 5,654 8,294 4,696 10,286

X() 10,606 18,917 11,201 7,933 9,302 9,838

B(10-6S) 279,425 120,297 295,098 186,070 245,066 230,755

Icp(A) 445,000 380,000 445,000 265,000 445,000 265,000

Isc N-1 = I1.2 = 160,360.2 = 320,720 A < Icp = 445 A

Isc N-2 = I2 = 145,781 < Icp = 380 A

Isc N-3 = I3.2 = 172,022.2 = 344,044 A < Icp = 445 A

Isc 3-4 = I4.2 = 78,722.2 = 157,444 A < Icp = 265 A

Isc N-5 = I5.2 = 183,685.2 = 367,37 A < Icp = 445 A

Isc N-6 = I6.2 = 84,553.2 = 169,106 A < Icp = 265 A

(26)

Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 5_6

L(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 44,720

Ui(kV) 132,423 91,524 137,095 93,895 140,814 97,888

ibt

U %

 4,767 4,386 5,400 2,707 4,789 3,606

Bảng 2.12

nd12 bt nd1 bt 12 bt

U  % U  % U  %

    4,767+4,386=9,153%

U  % U  % U  %

    5,400+2,707=8,107%

U  % U  % U  %

    4,789+3.606=8,395%

Đối với mạch liên thông ta xét cố với đường dây gần nguồn

   

UN 2sc%UN 1sc% U1 2bt%2.4, 7674,38613, 92%

   

UN 4sc%UN 3sc% U3 bt%2.5, 4002,70713,507%

   

UN 6sc%UN 5sc% U5 bt%2.4,7893, 60613,184%

Vậy Umax sc %13,920%

(27)

Hình 2.11 2.7.1 Phân bố công suất mạng điện

Phụ tải Li(km) Pi(MW) Qi(MVAr)

1 50,99 30 14,52

2 86,02 25 12,1

3 53,85 32 15,448

4 80 27 13,068

5 44,72 34 16,456

6 63,25 29 14,036

Bảng 2.13

Công suất đường dây NĐ-1 S.ND 1  S.1 S.2 55 26, 62jMVA Công suất đường dây 1-2 S.12 S.2 25 12,1jMVA

Công suất đường dây NĐ-3     

ND 3

S S S 59 29,524jMVA

Công suất đường dây 3-4 S.34 S.4 27+13,068jMVA

Bảng 2.14

(28)

Hình 2.13 Giả sử điểm điểm phân cơng suất ta có:

5 56 ND 6 ND 6

ND

ND 56 ND

S (l l ) S l

S 36, 055 i17, 451MVA

l l l

 



 

 

  

 

ND 6 ND

S  S S  S  26, 945i13, 041MVA

56 ND 5

S S   S 2, 055i0, 995MVA

Vậy điều giả sử điểm phân công suất 2.7.2 Chọn điện áp định mức mạng điện

Dựa vào cơng thức kinh nghiệm Still tính tốn cho lộ đường dây ta bảng số liệu sau:

Lộ N_5 N_6 5_6 N_1 1_2 N_3 3_4

L(km) 44,720 63,250 44,720 50,990 44,720 53,850 36,060

Pmax 36,055 26,945 2,055 55,000 25,000 59,000 27,000

Qmax 17,451 13,041 0,995 26,620 12,100 28,556 13,068

Smax 40,056 29,935 2,283 61,103 27,774 65,547 29,996

Ui(kV) 108,204 96,497 38,231 132,423 91,524 137,095 93,895

Bảng 2.14

(29)

Lộ N_5 N_6 5_6 N_1 1_2 N_3 3_4

Số mạch 1,000 1,000 1,000 2,000 1,000 2,000 2,000

Pi(MW) 36,055 26,945 2,055 55,000 25,000 59,000 27,000

Qi(MVAr) 17,451 13,041 0,995 26,620 12,100 28,556 13,068

S(MVA) 40,056 29,935 2,283 61,103 27,774 65,547 29,996

Ii(A) 210,246 157,123 11,983 160,360 145,781 172,022 78,722

Fi(mm2) 191,133 142,839 10,894 145,781 132,529 156,384 71,565

DD chọn AC-185 AC-150 AC-70 AC-150 AC-120 AC-150 AC-70

Li(km) 44,720 63,250 44,720 50,990 44,720 53,850 36,060

r0(/km) 0,170 0,210 0,460 0,210 0,270 0,210 0,460

x0(/km) 0,409 0,416 0,440 0,416 0,423 0,416 0,440

b0(106S/km) 2,840 2,740 2,580 2,740 2,690 2,740 2,580

R() 7,602 13,283 20,571 5,354 12,074 5,654 8,294

X() 18,290 26,312 19,677 10,606 18,917 11,201 7,933

B(10-6S) 127,005 173,305 115,378 279,425 120,297 295,098 186,070

Icp(A) 510,000 445,000 265,000 445,000 380,000 445,000 265,000

Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn cố: Isc N-1 = I1.2 = 160,360.2 = 320,720 A < Icp = 445 A

Isc N-2 = I2 = 145,781 < Icp = 380 A

Isc N-3 = I3.2 = 172,022.2 = 344,044 A < Icp = 445 A

Isc 3-4 = I4.2 = 78,722.2 = 157,444 A < Icp = 265 A Xác định dịng điện cố với mạch kín:

 Ngừng đường dây ND5:

3

5

6 cp

dm

2 2

6

N cp

S 10 37,773.10

I 198, 241(A) I (AC 70) 265(A) 3.U 3.110

(P P ) (Q Q ) 10 (63 30,492 ).10

I 367,194(A) I (AC 150) 445(A)

3.U 3.110



     

   

(30)

 Ngừng đường dây 56:

3

6

N cp

dm

3

5

N cp

dm

S 10 32,218.10

I 169,101(A) I (AC 150) 445(A) 3.U 3.110

(S ).10 33,773.10

I 177,262(A) I (AC 185) 510(A)

3.U 3.110 



     

Vậy tiết diện dây dẫn chọn thỏa mãn điều kiện phát nóng cố 2.7.4 Xác định tổn thất điện áp lớn phương án

2.7.4.1 Chế độ làm việc bình thường

Lộ N_5 N_6 5_6 N_1 1_2 N_3 3_4

L(km) 44,720 63,250 44,720 50,990 44,720 53,850 36,060

Ui(kV) 108,204 96,497 38,231 132,423 91,524 137,095 93,895

bti U %

 4,903 5,794 0,511 4,767 4,386 5,400 2,707

Bảng 2.12

   

UN bt%UN 1bt% U1 bt%4,767+4,386=9,153%

   

UN 4bt%UN 3bt% U3 4bt%5,400+2,707=8,107%

   

UN 6bt%UN 5bt% U5 6bt%4,903+0,511=5,414%



UN 6bt%5,794%

Đối với mạch liên thông ta xét cố với đường dây gần nguồn:

   

UN 2sc%UN 1sc% U1 2bt%2.4, 7674,38613, 92%

   

UN 4sc%UN 3sc% U3 bt%2.5, 4002,70713,507%

Đối với mạng điện kín ta xét cố với đường dây gần nguồn:

(31)

Vậy UN 65%UN 6% U %65 =13,547+8,45=21,997%  Đứt đường dây ND-6:

   

UN 6%UN 5% U5 6%

Với

5 N5 N5

N 2

dm

(P P ).R (Q Q ).X (34 29).7,602 (16, 456 14,036).18,290

U 100 100 8,567

U 110



     

   

6 56 56

5 2

dm

P R Q X 29.20,571 14,036.19,677

U 100 100 7, 213%

U 110



 

   

Vậy UN 6  %UN 5% U %56 =8.567+7.213=15,78%

Vậy Umax sc %21,997% > 20%

Vậy phương án không đạt yêu cầu kỹ thuật.

CHƯƠNG 3

SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN 3.1 PHƯƠNG PHÁP SO SÁNH KINH TẾ

(32)

tc

a : Hệ số định mức hiệu so sánh vốn đầu tư:

tc a = tc

1 T tc

T : Thời gian tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư, lấy Ttc= năm.Vậyatc =0,125

vh

a : Hệ số vận hành hay hệ số khấu hao tu sửa thường kỳ phục vụ các đường dây mạng điện Ta lấy avh=0,04

K: Là vốn đầu tư mạng điện Trong đồ án môn học này, vốn đầu tư tính đường dây, cịn thiết bị khác trạm biến áp, máy cắt, dao cách ly ta coi phương án:

K = K0i.li = Ki i

K :Suất vốn đầu tư cho 1km đường dây nhánh thứ I, tiết diện Fi Với lộ kép (2 mạch) lấy Ki=1,6 lần chi phí cho lộ đơn có tiết diện dây, (tỉ đồng/km)

i

l :Chiều dài truyền tải nhánh thứ I[km]. imax

A P

   

max P

  :Tổn thất cơng suất tác dụng tồn hệ thống lúc phụ tải cực đại (kW).

2

i i

imax i

dm P Q

P R

U



 

imax P

 : Tổn thất công suất đường dây thứ i lúc phụ tải cực đại.

: Thời gian tổn thất công suất cực đại, phụ thuộc vào phụ tải (đồ thị phụ tải)

và tính chất phụ tải tính cơng thức:

 = (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 h max

T : Thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax=5000h. Vậy  = (0,124 + 5000.10-4)2.8760 = 3411h

(33)

Ký hiệu dây dẫn AC-70 AC-95 AC-120 AC-150 AC-185 AC-240

Cột bê tông ly tâm 300 308 320 336 352 402

Cột thép 380 385 392 403 416 436

Bảng 3.1

Phương án tối ưu phương án có hàm chi phí tính tốn hàng năm Z nhỏ 3.2 TÍNH TỐN VỀ KINH TẾ CHO CÁC PHƯƠNG ÁN

3.2.1 Phương án 1 Có bảng số liệu sau:

Lộ N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

Loại DD AC-70 AC-120 AC-95 AC-70 AC-95 AC-70

Li(km) 50,990 86,020 53,850 80,000 44,720 63,250

Koi(106đ/km

) 480 320 492,8 480 492,8 480

Ki(106đ) 24475,2 27526,4 26537,28 38400 22038,02 30360

P(MW) 1,077 1,481 0,929 1,368 0,870 1,248

Bảng 3.2 Ta có:

6 i

K 169336,896.10

  đ

A P

   23785214,968 kWh

Vậy Z (a tca ).Kvh  A.c(0,125+0,04).169336,896.106+ 23785214,968.600

6

Z 42211,71682.10 đ

(34)

Lộ N_1 1_2 N_3 N_4 N_5 N_6

Li(km) 50,990 44,720 50,000 80,000 44,720 63,250

Koi(106đ/km

) 537,6 320 492,8 480 480 492,8

Ki(106đ) 27412,22 14310,4 24640 38400 21465,6 31169,6

P(MW) 1,652 0,770 0,862 1,368 0,765 1,231

Bảng 3.3 Ta có:

6 i

K 157397,824.10

  đ

A P

    22673820,31 kWh

Vậy Z (a tca ).Kvh  A.c(0,125+0,04).157397,824.106+22673820,31.600

6

Z 39574,93315.10 đ

3.2.3 Phương án 3 Có bảng số liệu sau:

Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 N_6

Li(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 63,250

Koi(106đ/km) 537,6 320 492,8 480 480 492,8

Ki(106đ) 27412,2

2 14310,4

26537,2

8 17308,8 21465,6 31169,6

P(MW) 1,652 0,770 2,008 0,617 0,870 1,248

Bảng 3.4 Ta có:

6 i

K 138203,904.10

  đ

A P

(35)

Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 5_6

Li(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 44,720

Koi(106đ/km

) 537,6 320 537,6 480 537,6 480

Ki(106đ) 27412,22 14310,4 28949,76 17308,8 24041,47 21465,6

P(MW) 1,652 0,770 2,008 0,617 1,901 0,882

Bảng 3.5 Ta có:

6 i

K 133488,256.10

  đ

A P

    26706956.143 kWh

Vậy Z (a tca ).Kvh  A.c(0,125+0,04).133488,256.106+26706956,143.600

6

Z 38049,73592.10 đ

3.3 LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN HỢP LÝ NHẤT

Từ kết tính tốn kinh tế - kỹ thuật ta có bảng sau:

Phương án

Ubtmax% 8,439 9,153 9,153 9,153

Uscmax% 12,014 13,92 13,92 13,92

Z(106đ) 42211,71682 39574,93315 37466,12455 38049,73592

Bảng 3.6

Dựa vào bảng kết ta lựa chọn phương án có hàm chi phí tính tốn Z nhỏ làm phương án thiết kế

(36)

CHƯƠNG 4

CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN

4.1 CHỌN SỐ LƯỢNG VÀ CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM HẠ ÁP

Trong trạm biến áp hạ áp, số lượng công suất chủng loại máy biến áp phụ thuộc vào cơng suất tính chất phụ tải, vào phát triển phụ tải tương lai, vào số cấp điện áp số nguồn cung cấp cho trạm Người ta mong muốn chọn số lượng chủng loại máy Khi chọn máy biến áp cần quan tâm đến làm việc song song chúng Quyết định cuối dựa sở so sánh kinh tế - kỹ thuật phương án trạm

Trong trạm biến áp có hai cấp điện áp, người ta dùng máy biến áp ba pha hai dây quấn, cụ thể đồ án thiết kế ta dùng máy biến áp ba pha cuộn dây 110/10kV Việc dùng hay hai máy biến áp phụ thuộc vào tính chất phụ tải , cơng suất tiêu thụ số điều kiện khác biến thiên phụ tải, điều kiện chuyên trở lắp đặt Trong phạm vi thiết kế đồ án ta dùng máy biến áp ba pha với vốn đầu tư tổn thất điện nhỏ

Trường hợp phụ tải loại I cần đặt hai máy biến áp Trong trường hợp công suất phụ tải lớn không chọn máy biến áp, người ta dùng hai hay nhiều máy biến áp Trường hợp trạm có phụ tải loại III đặt máy biến áp hệ thống có máy biến áp dự trữ lưu động sẵn sàng thay cho máy biến áp làm việc bị cố

Công suất máy biến áp phải chọn cho đảm bảo cung cấp điện tình trạng làm việc bình thường tương ứng với phụ tải cực đại tất máy biến áp làm việc Khi có máy biến áp nghỉ cố hay sửa chữa hay trình vận hành kinh tế trạm phụ tải cực tiểu

Theo quy định, điều kiện cố hệ thống điện, máy biến áp phép tải 40% ( hệ số mang tải lúc cố kqtsc= 1,4) không ngày đêm thời

gian tải ngày không hệ số phụ tải ban đầu trước lúc tải k1sc

không 0,93

Hệ số tải kqtsc = 1,4 xem hệ số tính tốn, sử dụng để

(37)

Với phụ tải loại I:

I II qtsc dm pt max

k .S S 

Với phụ tải loại III: Sdm Spt max



Trong đó: smax: công suất yêu cầu lúc phụ tải cực đại

qtsc

k : hệ số tải số k = 1,4

Trong phạm vi đồ án môn học này, ta coi công suất định mức máy biến áp hiệu chỉnh theo điều kiện khí hậu

4.1.1 Phụ tải I Phụ tải I phụ tải loại I

1max dm

qtsc

S 33,329

S 23,806MVA

k 1,

  

Vậy ta chọn máy biến áp loại TPDH 25000/110 4.1.2 Phụ tải II

Phụ tải II phụ tải loại III dm max

S S 27,774MVA

Vậy ta chọn máy biến áp loại TPDH 32000/110 4.1.3 Phụ tải III

Phụ tải III phụ tải loại I 3max

dm

qtsc

S 35,551

S 25,394MVA

k 1,

  

Vậy ta chọn máy biến áp loại TPDH 32000/110 4.1.4 Phụ tải IV

Phụ tải III phụ tải loại I max

dm

qtsc

S 29,996

S 21,426MVA

k 1,4

(38)

Vậy ta chọn máy biến áp loại TPDH 32000/110 4.1.6 Phụ tải VI

Phụ tải III phụ tải loại I max

dm

qtsc

S 32,218

S 23,013MVA

k 1,4

  

Vậy ta chọn máy biến áp loại TPDH 25000/110 4.1.7 Thông số máy biến áp

Loại máy biến áp

Số liệu kỹ thuật Số liệu tính tốn

Ucdm kV

Uhdm

kV Un%

P

kW

P0k

W I0% R  X 

Q0k

VAr

TPDH 25000/110 115 11 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200

TPDH 32000/110 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240

Hình 4.1 4.2 CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY TRẠM HẠ ÁP

4.2.1 Trạm nguồn

Do phụ tải gồm hộ tiêu thụ loại I hộ tiêu thụ loại III nên để đảm bảo cung cấp điện liên tục ta sử dụng sơ đồ hệ thống góp làm việc song song Khi vận hành hệ thống góp vận hành cịn hệ thống góp dự trữ

I DCL MC II

(39)

4.2.2 Trạm trung gian

Sử dụng sơ đồ hệ thống góp phân đoạn: Từ nguồn điện

Đến trạm cuối

Hình 4.3 4.2.3 Trạm cuối

Do yêu cầu vận hành kinh tế trạm biến áp phụ tải chế độ cực tiểu cắt bớt MBA khỏi trạm nên ta chọn sơ đồ cầu đói với trạm cuối

Dùng hệ thống có hai phân đoạn góp:

 Nếu l70(km) đặt máy cắt cao áp phía đường dây với chiều dài lớn

sự cố xảy thao tác đóng cắt nhiều phải đặt máy cắt cuối đường dây

 Với l<70(km) đặt máy cắt điện áp phía MBA

 Đối với hộ loại I chế độ cực tiểu có cắt bớt máy biến áp, chế

(40)

10kV

(L<70km)

10kV

(41)

(42)

2A C -1 50 2A C -1 20 2T P D H -3 20 00 /1 10 2T P D H -2 50 00 /1 10 50 ,9 9k m S S 44 ,7 2k m 2A C -1 50 2A C -7 2T P D H -2 50 00 /1 10 2T P D H -3 20 00 /1 10 53 ,8 5k m 36 ,0 6k m S S M C L L 2A C -7 2A C -9 2T P D H -3 20 00 /1 10 2T P D H -2 50 00 /1 10 44 ,7 2k m 63 ,2 5k m S S

Ban Ve So Do Noi Day Chinh Nguoi VeLe Hai Nam

Lop HTD3-k53 Truong dai hoc Bach Khoa Ha Noi GVHD La Minh Khanh

CHƯƠNG 5

TÍNH TỐN PHÂN BỐ CƠNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN TÍNH TỐN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP CỦA MẠNG ĐIỆN

(43)

Tính chế độ mạng hệ thống điện thực sơ đồ thay (mơ hình) chúng

Khi xác định dịng cơng suất tổn thất công suất ta lấy điện áp tất nút mạng điện điện áp định mức Ui Udm 110kV

5.1.1 Chế độ phụ tải cực đại 5.1.1.1 Lộ đường dây N-1-2

Sơ đồ nguyên lý thay mạng điện:

Hình 5.1: Sơ đồ sơ đồ thay mạng điện

(44)

2 2

2max n 2max

BA2 02 N2 02

đm đm

S U %S

1

S n P P j n Q

n S n.100.S

                             2

BA2 27,774 10,5 27,774

S 0,029 0,12 j 0,2

1 25 100 25

                               

= 0,144+2,771j MVA

Dòng công suất chạy vào cuộn dây cao áp MBA:

C2 b2

S   S S (25+12,1j)+(0,144+2,771j)=25,144+14,871j MVA

Công suất điện dung đầu cuối đường dây –2:

4

cđ cc đm

Q Q U B

10

2 2





   

11020,60110-40,727 MVAr Công suất sau tổng trở Z1–2:

cc C2

1

Q S'' S – j

2

 

  

25,144 + 14,871j –0,727j24,144 + 14,144j MVA

Tổn thất công suất đường dây:

2 2

1

1 2 1 2 1 2 2

đm

S'' (24,144 14,144 )

S (R jX ) (12,074 18,917 j)

U 110               S 

  0,83 + 1,301j MVA

Dịng cơng suất trước tổng trở Z4 – 3:

1 2

S'  S''   S  (25,144 + 14,144j) + (0,83+ 1,301j) 25.974 + 15.445j MVA

 Tính dịng cơng suất chạy vào cuộn dây cao áp trạm biến áp B1:

Tổn thất công suất trạm biến áp B1:

2 2

1max n 1max

BA4 01 N1 S 01 U %S

S n P P j n Q

n S n.100.S

      

 

(45)

Dịng cơng suất chạy vào cuộn dây cao áp MBA1:

C1 BA1

S   S S (30 + 14,52j) + (0,165 + 2,733j) 30,165 + 17,253j MVA

Công suất điện dung đầu cuối đường dây NĐ –1:

4

cđ cc đm

Q Q U B

10

2 2





   

11021.39710-41.690 MVAr Công suất sau tổng trở ZNĐ–1:

ccNĐ cđ1-2

C1

NĐ1 2

Q Q

S'' S – j S' j

2

  



    

= (30,165 + 17,253j) – 1,69j + (25,974+ 15.445j) –0,727j = 56,139 + 30,281j MVA Tổn thất công suất đường dây NĐ –1:

2 2

NĐ

NĐ 2 NĐ 1 NĐ 1 2

đm

S'' (56,139 30,281 )

S (R jX ) (5,354 10,606j)

U 110              

SNĐ 



  1,8 + 3,566 MVA

Dòng công suất trước tổng trở ZNĐ –1:

NĐ NĐ NĐ

S'  S''   S  (56,169 + 30,281j) + (1,8 + 3,566j)57,939 + 33,847j MVA Công suất yêu cầu đường NĐ-1:

cđ

NĐ NĐ 1 Q

S S' j

2

 

    

(57,939 + 33,847j) –1,69j 57,939 + 32,157j MVA

5.1.1.2 Lộ đường dây NĐ-5

(46)

NÐ

2AC - 95

TPDH 32000/110 S 5 NÐ b5 S Sc5 NÐ-5 S SdNÐ-5

NÐ-5

S SNÐ-5

Sb5

b5

Z

dNÐ-5

Z jQcc cð jQ 05 S ,, , S5 2 2 Hình 5.2

S 34 + 16,456j MVA; ZNĐ–5= 7,379 + 9,592j 

2 2

5max n 5max

BA5 05 n5 05

đm đm

S U %S

1

S n P P j n Q

n S n.100.S

                             2

BA5 37,773 10,5 37,773

S 0,035 0,145 j 0,24

2 32 100 32

                              

= 0,171 + 2,821j MVA

C5 BA5

S   S S (34 + 16,456j) + (0,171 + 2,821j) 34,171 + 19,277j MVA

Công suất điện dung đầu cuối đường dây NĐ-5:

4

cđ cc đm

Q Q U B

10

2 2





   

(47)

2 ND

NĐ 2 dNĐ 5 dNĐ 5 2

đm

S'' (34,171 17,843 )

S (R jX ) (7,379 9,592j)

U 110

 



  



      

= 0,906+ 1,178j MVA Dịng cơng suất trước tổng trở ZNĐ –5:

NĐ NĐ NĐ

S'  S''   S  (34,171 + 17.843j) + (0,906 + 1,178j)35,077 + 19.021j MVA Công suất yêu cầu tới phụ tải 5:

cđ

ND NĐ-5 Q

S S' j

2

 

   

(35,077 + 19,021j) –1,434j 35,077 + 17,587j MVA

Tính tốn tương tự cho đoạn đường dây khác ta có bảng kết sau:

Nhánh Z ( )di 

B

(10 S)



0i

S (MVA)

 Z ( )bi  S (MVA)i



NĐ-1 5,354+10,606j 1,397 0,058+0,4j 1,27+27,95j 30+14,52j

1-2 12,074+18,917j 0,601 0,035+0,24j 1,87+43,5j 25+12,1j

NĐ-3 5,654+11,201j 1,475 0,07+0,48j 0,935+21,75j 32+15,488j

3-4 8,294+7,933j 0,930 0,058+0,4j 1,27+27,95j 27+13,068j

NĐ-5 7,379+9,592j 1,185 0,07+0,48j 0,935+21,75j 34+16,456j

NĐ-6 14,548+13,915j 1,632 0,058+0,4j 1,27+27,95j 29+14,036j

(48)

Nhán

h Si max



(MV

A) SBA



 (MVA) SC



(MVA) jQC/2(MVAr) S''



(MVA) Sd



 (MVA) S'



(MVA) Sij



(MVA) SNi



(MVA)

NĐ-1 30+14,52j 0,165+2,733j 30,165+17,253j 1,69j 56,139+30,281j 1,8+3,566j 57,939+33,847j 57,939+32,157j 1-2 25+12,1j 0,144+2,771j 25,144+14,871j 0,727j 25,144+14,144j 0,83+1,301j 25,974+15,445j 25,974+14,718j

NĐ-5 34+16,456j 0,171+2,821j 34,171+19,277j 1,434j 34,171+17,843j 0,906+1,178j 35,077+19,021j 35,077+17,587j

NĐ-6 29+14,036j 0,158+2,58j 29,158+16,616j 1,975j 29,158+14,641j 1,28+1,224j 30,438+15,865j 30,438+13,89j

Tổng 177+85,668 0,941+15,748j 7,559+12,044j 185,5+95,988j

(49)

5.1.1.3 Cân bằng chính xác công suất hệ thống

Từ bảng số liệu ta có tổng cơng suất yêu cầu góp 110 kV nguồn điện:

yc

S 185,5 + 95,988j MVA

Để đảm bảo điểu kiện cân công suất hệ thống, nguồn điện phải cung cấp đủ công suất theo u cầu Vì tổng cơng suất tác dụng hệ thống nhà máy cần phải cung cấp:

Pcc = 185,5 MW

Khi hệ số cơng suất nguồn 0,85 tổng cơng suất phản kháng hệ thống nhà máy điện cung cấp:

Qcc = Pcctgφ = 185,50,62 = 115,01 MVAr

Như : Scc



 185,5 + 115,01j MVA

Từ kết nhận thấy công suất phản kháng nguồn cung cấp lớn công suất phản kháng yêu cầu Vì khơng cần bù cơng suất phản kháng chế độ phụ tải cực đại

5.1.2 Chế độ phụ tải cực tiểu

Xét chế độ vận hành kinh tế trạm hạ áp phụ tải cực tiểu

Trong chế độ phụ tải cực tiểu cắt bớt máy biến áp trạm, song cẩn phải thoả mãn điều kiện sau:

0

pt ghđm

n n P

S S S

(n 1) P



 

 

Đối với trạm có máy biến áp thì:

0 ghđm

n P

S S

P

 



Đối với trạm có máy biến áp thì: ghđm

S S

(50)

Phụ tải ∆P0 (kW) ∆PN (kW) Sđm(MVA) Spt (MVA) Sgh (MVA) Số MBA

1 29 120 25 16,665 17,381

3 35 145 32 17,776 22,234

4 29 120 25 14,998 17,381

5 35 145 32 18,887 22,234

6 29 120 25 16,109 17,381

Bảng 5.3

Các kết tính tốn cho thấy rằng, chế độ phụ tải cực tiểu tất trạm vận hành máy

Tính tốn tương tự chế độ max ta có bảng kết tính tốn sau: Bảng thông số phần tử chế độ cực tiểu

Nhánh Z ( )di



 B2 (10 S)4 S (MVA)0i



 Z ( )bi



 S (MVA)i



NĐ-1 5,354+10,606j 1,397 0,029+0,2j 2,54+55,9j 15+7,26j

1-2 12,074+18,917j 0,601 0,035+0,24j 1,87+43,5j 12,5+6,05j

NĐ-3 5,654+11,201j 1,475 0,035+0,24j 1,87+43,5j 16+7,744j

3-4 8,294+7,933j 0,930 0,029+0,2j 2,54+55,9j 13,5+6,534j

NĐ-5 7,379+9,592j 1,185 0,035+0,24j 1,87+43,5j 17+8,228j

NĐ-6 14,548+13,915j 1,632 0,029+0,2j 2,54+55,9j 14,5+7,018j

(51)

NÐ

2AC - 85

NÐ-5

S SNÐ-5

Sb5

b5

Z

dNÐ-5

S 17 + 8,228j MVA; ZNĐ–5= 7,379 + 9,592j 

2 2

5 n 5min

BA5 05 n5 05

đm đm

S U %S

1

S n P P j n Q

n S n.100.S

                             2

BA1 18,887 10,5 18,887

S 0,035 0,145 j 0,24

32 100 32

                          

= 0,079 + 1,29j MVA

Dịng cơng suất chạy vào cuộn dây cao áp MBA 1:

C5 BA5

S   S S (17,086 + 9,638j) + (0,079 + 1,29j)  17,086+ 9,638j MVA

Công suất điện dung đầu cuối đường dây NĐ-5:

4

cđ cc đm

Q Q U B

10

2 2





   

(52)

2 2 NĐ

NĐ 2 dNĐ 5 dNĐ 5 2

đm

S'' (17,086 8,204 )

S (R jX ) (7,379 9,592j)

U 110               NĐ S 

   0,219+ 0,285j MVA

Dịng cơng suất trước tổng trở ZNĐ–5:

NĐ NĐ NĐ

S'  S''   S  (17,305 + 8,489j) + (0,219 + 0,285j) 17,305 + 8,489j MVA Công suất yêu cầu tới phụ tải 5:

cđ

NĐ NĐ-5 Q

S S' j

2

 

   

(17,305 + 7,055j) –1,434j17,305 + 7,055j MVA

5.1.2.2 Lộ đường dây NĐ-1-2

NÐ 2AC-150 2AC-120 TPDH-32000/110

2T PD H -2 50 00 /1 10 S 4 3 S S2 Sb2 b2 S Sc2 S Sd2 S b1 S c1 S S1 S S1 N1 S

Zd1 Zd2 Zb2

01

S

02

S

2

S, ,,

(53)

Hình 5.4

S 15 + 7,26j MVA; ZNĐ–1= 5,354 + 10,606j 

S 12,5 + 6,05j MVA; Z1–2= 12,074 + 18,917j 

 Tính dịng cơng suất chạy vào cuộn dây cao áp trạm biến áp B2

2 2

2 n

BA2 02 N2 02

đm đm

1 S U %S

S n P P j n Q

n S n.100.S

                             2

BA3 13,887 10,5 13,887

S 0,029 0,12 j 0,2

2 25 100 25

                          

= 0,062 + 0,873j MVA Dịng cơng suất chạy vào cuộn dây cao áp MBA:

C2 b2

S   S S (12,5 + 6,05j) + (0,062+ 0,873j) 12,562 + 6,923j MVA

Công suất điện dung đầu cuối đường dây 1–2:

4

cđ cc đm

Q Q U B

10

2 2





   

11020,601.10-40,727 MVAr Công suất sau tổng trở Z4 – 3:

cc C2

1

Q S'' S – j

2

 

  

(12,562 + 6,923j) –0,727j12,562 + 6,196j MVA

Tổn thất công suất đường dây:

2 2

1

1 2 1 2 1 2 2

đm

S'' (12,562 6,196 )

S (R jX ) (12,074 18,917 j)

U 110               S 

  0,196 + 0,307j MVA

(54)

2 2

1min n 1min

BA1 01 N1 01

đm đm

1 S U %S

S n P P j n Q

n S n.100.S

                             2

BA1 16,665 10,5 16,665

S 0,029 0,12 j 0,

25 100 25

                           

= 0,082 + 1,366j MVA

C1 BA1

S   S S (15 + 7,26j) + (0,082 + 1,366j)15,082 + 8.626j MVA

Công suất điện dung đầu cuối đường dây NĐ – 4:

4

cđ cc đm

Q Q U B

10

2 2





   

11021,39710-41,690 MVAr Công suất sau tổng trở ZNĐ–1:

ccNĐ cđ1

C1

NĐ 1

Q Q

S'' S – j S' j

2

  

 

    

= (15,082 + 8,626j) –1,69j + (12,758 + 6,503j) –0,727j = 27,84 + 12,712j MVA Tổn thất công suất đường dây NĐ – 4:

2 2

NĐ

NĐ 2 NĐ 1 NĐ 1 2

đm

S'' (27,84 12,712 )

S (R jX ) (5,354 10,606 j)

U 110               NĐ S 

  0,414 + 0,821j MVA

Dòng công suất trước tổng trở ZNĐ–1:

NĐ NĐ NĐ

S'  S''   S  (27,84 + 12,712j) + (0,414 + 0,821j) 28,254 + 13,533j MVA Công suất yêu cầu tới phụ tải 4:

cđ

NĐ NĐ 1 Q

S S' j

2

 

    

(28,254 + 13.533j) –1,69j28,254 + 11,843j MVA

(55)

Nhánh Z ( )di  B

(10 S)



0i

S (MVA)



NĐ-1 5,354+10,606j 1,397 0,029+0,2j 2,54+55,9j 15+7,26j

1-2 12,074+18,917j 0,601 0,035+0,24j 1,87+43,5j 12,5+6,05j

NĐ-3 5,654+11,201j 1,475 0,035+0,24j 1,87+43,5j 16+7,744j

3-4 8,294+7,933j 0,930 0,029+0,2j 2,54+55,9j 13,5+6,534j

NĐ-5 7,379+9,592j 1,185 0,035+0,24j 1,87+43,5j 17+8,228j

NĐ-6 14,548+13,915j 1,632 0,029+0,2j 2,54+55,9j 14,5+7,018j

(56)

Nhán

h Si



(MVA) SBA



 (MVA) SC



(MVA) Sd



 (MVA) S'



(MVA) Sij



(MVA) SNi



(MVA) NĐ-1 15+7,26j 0,082+1,366j 15,082+8,626j 1,69j 27,84+12,712j 0,414+0,821j 28,254+13,533j 28,254+11,843j

1-2 12,5+6,05j 0,062+0,873j 12,562+6,923j 0,727j 12,562+6,196j 0,196+0,307j 12,758+6,503j 12,758+5,776j

NĐ-3 16+7,744j 0,08+1,277j 16,08+9,021j 1,785j 29,808+12,814j 0,492+0,975j 30,3+13,789j 30,3+12,004j 3-4 13,5+6,534j 0,072+1,145j 13,572+7,679j 1,125j 13,572+6,554j 0,156+0,149j 13,728+6,703j 13,728+5,578j

NĐ-5 17+8,228j 0,086+1,41j 17,086+9,638j 1,434j 17,086+8,204j 0,219+0,285j 17,305+8,489j 17,305+7,055j NĐ-6 14,5+7,018j 0,079+1,29j 14,579+8,308j 1,975j 14,579+6,333j 0,304+0,291j 14,883+6,624j 14,883+4,649j

Tổng 0,461+7,361j 1,781+2,828j 90,742+35,551j

(57)

Từ bảng số liệu ta có tổng cơng suất u cầu góp 110 kV nguồn điện:

yc

S 90,742+35,551j MVA

Để đảm bảo điểu kiện cân công suất hệ thống, nguồn điện phải cung cấp đủ công suất theo u cầu Vì tổng cơng suất tác dụng hệ thống nhà máy cần phải cung cấp:

Pcc = 90,742 MW

Khi hệ số công suất nguồn 0,85 tổng cơng suất phản kháng hệ thống nhà máy điện cung cấp:

Qcc = Pcctgφ = 90,7420,62 = 56,26 MVAr

Như : Scc



 90,742 + 56,26j MVA

Từ kết nhận thấy công suất phản kháng nguồn cung cấp lớn công suất phản kháng yêu cầu Vì khơng cần bù cơng suất phản kháng chế độ phụ tải cực tiểu

5.1.3 Chế độ cố

Khi xét cố đứt mạch lộ kép ta không giả thiết cố xếp chồng nên ta xét trường hợp ngừng mạch đường dây nối từ nguồn đến phụ tải phụ tải cực đại

Thông số đường dây chế độ cố:

Nhánh Z ( )di



 B2(10 S)4 S (MVA)0i



 Z ( )bi



 S (MVA)i



NĐ-1 10,708+21,212j 0,699 0,058+0,4j 1,27+27,95j 30+14,52j

1-2 12,074+18,917j 0,601 0,035+0,24j 1,87+43,5j 25+12,1j

NĐ-3 11,309+22,402j 0,738 0,07+0,48j 0,935+21,75j 32+15,488j

3-4 8,294+7,933j 0,930 0,058+0,4j 1,27+27,95j 27+13,068j

NĐ-5 14,758+19,185j 0,593 0,07+0,48j 0,935+21,75j 34+16,456j

(58)

5.1.3.1 Lộ Đường dây NĐ-5

NÐ

2AC - 95

NÐ-5

S SNÐ-5

Sb5

b5

Z

dNÐ-5

S 34 + 16,46j MVA; ZNĐ – = 10,708 + 21,212j 

2 2

5max n 5max

BA5 05 n5 05

đm đm

S U %S

1

S n P P j n Q

n S n.100.S

                             2

BA5 37,773 10,5 37,773

S 0,035 0,145 j 0,24

2 32 100 32

                              

= 0,171 + 2,821j MVA

C5 BA5

S   S S (34 + 16.456j) + (0,171+ 2,821j) 34,171 + 19,277j MVA

(59)

cc C5 NĐ

Q S'' S – j

2

 

  

(34,171 + 19,277j) –0,718j37,171 + 18,559j MVA

Tổn thất công suất đường dây NĐ-5:

2 2

NĐ

NĐ 2 NĐ 5 NĐ 5 2

đm

S'' (34,171 18,559 )

S (R jX ) (14,758 19,185j)

U 110               NĐ S 

  1,844 + 2,397j MVA

Dịng cơng suất trước tổng trở ZNĐ–5:

NĐ NĐ NĐ

S'  S''   S  (34,171 + 18,559j) + (1,844+ 2,397j) = 36,015 + 20,956j MVA Công suất yêu cầu tới phụ tải 5:

cđ

NĐ NĐ 5 Q

S S' j

2

 

    

(36,015 + 20,956j) –0,718j36,015 + 20,238j MVA

5.1.3.2 Lộ đường dây NĐ-1-2

NÐ AC-150 AC-120

(60)

S2 Sb2 b2 S Sc2 S Sd2 S1 Sb1 b1 S c1 S S1 S S1 N1 S

Zd1 Zd2 Zb2

01

S

02

S

2

S, ,,

,, , cð jQ cc jQ cð jQ cc jQ

S 30 + 14,52j MVA; ZNĐ–1= 10,708 + 21,212j 

S2 

25 + 12,10j MVA; Z1–2= 12,074 + 18,917j 

2 2

2max n max

BA2 02 N2 02

đm đm

S U %S

1

S n P P j n Q

n S n.100.S

                             2

BA2 27,774 10,5 27,774

S 0,035 0,145 j 0,4

2 32 100 32

                               

= 0,144 + 2,771j MVA Dịng cơng suất chạy vào cuộn dây cao áp MBA:

C2 b2

S   S S (25 + 12,1j) + (0,144 + 2,771j) 25,144 + 14,871j MVA

Công suất điện dung đầu cuối đường dây 1–2:

4

cđ cc đm

Q Q U B

10

2 2





   

(61)

2 2

1 2 1 2 1 2 2

đm

S'' (25,144 14,144 )

S (R jX ) (12,074 18,917 j)

U 110               S 

  0,83 + 1,301j MVA

Dịng cơng suất trước tổng trở Z1–2:

1 2

S'  S''   S  (25,144 + 14,144j) + (0,83+ 1,301j)25,974 + 15,445j MVA

2 2

1max n 1max

BA1 01 N1 01

đm đm

S U %S

1

S n P P j n Q

n S n.100.S

                             2

BA1 33,329 10,5 33,329

S 0,029 0,12 j 0,

2 25 100 25

                               

= 0,165 + 2,733j MVA

C1 BA1

S   S S (30 + 14,52j) + (0,165+ 2,733j)30,165 + 17,253j MVA

Công suất điện dung đầu cuối đường dây NĐ–1:

4

cđ cc đm

Q Q U B

10

2 2





   

11020,69910-40,846 MVAr Công suất sau tổng trở ZNĐ–1:

ccNĐ cđ NÐ

C1

NĐ NĐ

Q Q

S'' S – j S' j

2

  

 

    

= (30,1656 + 17,253j) –0,846j + (25,974+ 15,445j) –0,727j = 56,139 + 31,125j MVA Tổn thất công suất đường dây NĐ–1:

2 2

NĐ

NĐ S'' 2 NĐ 1 NĐ 1 (56,139 231,125 )

S (R jX ) (10,708 21,212j)

(62)

Công suất yêu cầu tới đường dây NĐ-1:

cđ

NĐ NĐ 1 Q

S S' j

2

 

    

(59,785 + 38,348j) –0,846j59,785 + 37,502j MVA

Tính tốn tương tự cho đoạn dây khác ta có bảng kết sau:

Nhánh Z ( )di 

B

(10 S)



0i

S (MVA)



NĐ-1 10,708+21,212j 0,699 0,058+0,4j 1,27+27,95j 30+14,52j

1-2 12,074+18,917j 0,601 0,035+0,24j 1,87+43,5j 25+12,1j

NĐ-3 11,309+22,402j 0,738 0,07+0,48j 0,935+21,75j 32+15,488j

3-4 8,294+7,933j 0,930 0,058+0,4j 1,27+27,95j 27+13,068j

NĐ-5 14,758+19,185j 0,593 0,07+0,48j 0,935+21,75j 34+16,456j

NĐ-6 29,095+27,83j 0,816 0,058+0,4j 1,27+27,95j 29+14,036j

(63)

Nhán

h Si max



(MV

A) SBA



 (MVA) SC



(MVA) Sd



 (MVA) S'



(MVA) Sij



(MVA) SNi



(MVA)

NĐ-5 34+16,456j 0,171+2,821j 34,171+19,277j 0,718j 34,171+18,559j 1,844+2,397j 36,015+20,956j 36,015+20,238j

NĐ-6 29+14,036j 0,158+2,58j 29,158+16,616j 0,987j 29,158+15,629j 2,632+2,517j 31,79+18,146j 31,79+17,159j

Tổng 0,941+15,748j 13,845+22,472j 191,786+113,296j

(64)

Mạng Lưới Điện

Từ bảng số liệu ta có tổng cơng suất yêu cầu góp 110 kV nguồn điện:

yc

S 191,786+113,296j MVA

Để đảm bảo điểu kiện cân công suất hệ thống, nguồn điện phải cung cấp đủ công suất theo yêu cầu Vì tổng cơng suất tác dụng hệ thống nhà máy cần phải cung cấp:

Pcc = 191,786 MW

Khi hệ số công suất nguồn 0,85 tổng cơng suất phản kháng hệ thống nhà máy điện cung cấp:

Qcc = Pcctgφ = 191,7860,62 = upload.123doc.net,907 MVAr

Như : Scc



191,786 + upload.123doc.net,907j MVA

Từ kết nhận thấy công suất phản kháng nguồn cung cấp lớn cơng suất phản kháng u cầu Vì khơng cần bù công suất phản kháng chế độ phụ tải cố

5.2 TÍNH TỐN ĐIỆN ÁP TẠI CÁC ĐIỂM NÚT CỦA MẠNG ĐIỆN

5.2.1 Chế độ phụ tải cực đại

Chọn điện áp cao áp hệ thống 121 kV (Ucs = 121 kV)

 Đường dây NĐ–1–2

Điện áp góp cao áp trạm biến áp 1:

U1 = Ucs -

NÐ NÐ NÐ NÐ cs

P' R Q' X

U

      

= 121 -

57,939 5,354 33,847 10,606 121

  

(65)

= 115,47 -

30,107 1,27 16,853 27,95 115, 47

  

= 111,06 kV Điện áp góp cao áp trạm biến áp2:

U2 = U1 -

1 2 2

P' R Q' X

U

      

= 115,47 -

25,974 12,074 15,445 18,917 115,47

  

= 110,224 kV Công suất trước tổng trở trạm biến áp Zb2:

b2 C2 02

S S  S (25,144 + 14,871j) – (0,035–0,24j)25,109 + 14,631j MVA

Điện áp góp hạ áp trạm biến áp quy cao áp: U2q = U2 -

b2 b2 b2 b2

2

P R Q X

U

  

= 110,224 -

25,109 1,87 14,631 43,5 110, 224

  

= 104,024 kV

 Đường dây NĐ–5

Điện áp góp cao áp trạm biến áp5: U5 = Ucs -

NĐ NĐ NĐ NĐ cs

P' R Q' X

U

      

= 121 -

35,077 7,379 19,021 9,592 121

  

b5 C5 05

S S  S (34,171 + 19,277j) – (0,07–0,48j) 34,101+ 18,797j MVA

(66)

Tính điện áp đường dây lại thực tương tự

Kết tính điện áp góp hạ áp trạm quy điện áp cao chế độ phụ tải cực đại cho bảng sau:

Giá trị điện áp góp hạ áp quy cao áp chế độ phụ tải cực đại

Trạm BA

Uq(kV) 111,06 104,024 111,357 107,868 113,598 111,272

Bảng 5.10 5.2.2 Chế độ phụ tải cực tiểu

 Đường dây NĐ–1–2

Điện áp góp cao áp trạm biến áp 1: U1 = Ucs -

NÐ NÐ NÐ NÐ cs

P' R Q' X

U

      

= 115 -

28,254 5,354 13,533 10,606 115

  

b1 C1 01

S S  S (15,082 + 8,626j) –(0,029–0,2j)15,053+ 8,426j MVA

Điện áp góp hạ áp trạm biến áp quy cao áp:

U1q = U1 -

b1 b1 b1 b1

1

P R Q X

U

  

15,053 2,54 8, 426 55,9 112, 436

(67)

= 112,436 -

12,758 12,074 6,503 18,917 112, 436

  

2 C2 02

Sb S  S (12,562 + 6,923j) – (0,035+0,24j)12,527 + 6,683j MVA

b2 b2 b2 b2

2

P R Q X

U

  

= 109,972 -

12,527 1,87 6,683 43,5 109,972

  

= 107,115 kV

 Đường dây NĐ-5

NĐ NĐ NĐ NĐ cs

P' R Q' X

U

      

= 115 -

17,305 7,379 8, 489.9,592 115

 

b5 C5 05

S S  S (17,086 + 9,638j) – (0,035+0,24j)17,051 + 9,398j MVA

U5q = U5 -

b5 b5 b5 b5

5

P R Q X

U

  

= 113,182 -

17,051 1,87 9,398 43,5 113,182

  

(68)

Trạm BA

Uq(kV) 107,907 107,115 108,494 106,59 109,288 107,952

Bảng 5.11 5.2.3 Chế độ sau cố

Chọn điện áp cao áp hệ thống 121 kV (Ucs = 121 kV) Xét trường hợp cố ngừng mạch lộ kép

 Đường dây NĐ-1-2

Điện áp góp cao áp trạm biến áp1:

U1 = Ucs -

NÐ NÐ NÐ NÐ cs

P' R Q' X

U

      

= 121 -

59,785 10,708 38,348 21,212 121

  

b1 C1 01

S S  S (30,165 + 17,253j) – (0,058+0,4j)30,107 + 16,853j MVA

b1 b1 b1 b1

1

P R Q X

U

  

= 108,987 -

30,107 1,27 16,853 27,95 108,987

  

= 104,314 kV Điện áp góp cao áp trạm biến áp2:

U2 = U1 -

1 2 2

P' R Q' X

U

(69)

U2q = U2 -

b2 b2 b2 b2

2

P R Q X

U

  

= 103,429 -

25,109 1,87 14,631 43,5 103, 429

  

= 96,822 kV

 Đường dây NĐ–5

NĐ NĐ NĐ NĐ cs

P' R Q' X

U

      

= 121 -

36,79 14,758 20,956 19,185 121

  

b5 C5 05

S S  S (34,171 + 19,277j) – (0,07–0,48j)34,101 + 18,797j MVA

U5q = U5 -

b5 b5 b5 b5

5

P R Q X

U

  

= 113,285 -

34,101 0,935 18,797 21,75 113, 285

  

= 109,395 kV Tính điện áp đường dây lại thực tương tự

Kết tính điện áp góp hạ áp trạm quy điện áp cao chế độ sau cố cho bảng sau:

(70)

CHƯƠNG

ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

Điện áp tiêu chất lượng điện quan trọng Nó ảnh hưởng nhiều đến tiêu kinh tế kỹ thuật hộ tiêu thụ Các thiết bị điện làm việc tốt trường hợp điện có chất lượng cao

Chất lượng điện đánh giá thông qua tiêu độ lệch điện áp, độ dao động điện áp , không đối xứng khơng sin Trong tiêu độ lệch điện áp tiêu quan trọng Để đảm bảo độ lệch điện áp hộ tiêu thụ phạm vi cho phép ta cần phải tiến hành điều chỉnh điện áp theo cách sau:

(71)

đường dây đáp ứng nhu cầu điều chỉnh điện áp lý khác như: Độ ổn định hệ thống, vận hành phức tạp vốn đầu tư cao Do phương pháp điều chỉnh điện áp máy biến áp trạm biến áp dùng rộng rãi để điều chỉnh điện áp

Yêu cầu điều chỉnh điện áp phân thành loại: 6.1 YÊU CẦU ĐIỀU CHỈNH ĐIÊN ÁP THƯỜNG

Điện áp yêu cầu góp hạ áp máy biến áp tình trạng vận hành bình thường phải thỗ mãn u cầu độ lệch điện áp chế độ:

- Phụ tải cực đại : ΔUcp max% ≥ 2,5% - Phụ tải cực tiểu: ΔUcp min% ≤ 7,5% - Chế độ cố : ΔUcp sc% ≥ - 2,5% Việc điều chỉnh điện áp tiến hành sau:

' '

max hdm

dc

ycmax yc

U U U

U

U U

 

  

 

Trong đó: ' max U , '

min

U giá trị quy đổi phía cao áp điện áp góp hạ áp trạm chế độ lớn nhỏ tương ứng (được lấy theo số liệu tính tốn điện áp

yc max

U , Uyc minlà giá trị điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm các

chế độ phụ tải lớn nhỏ hdm

U điện áp định mức cuộn dây hạ áp máy biến áp.

Sau chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn máy biến áp, gần với đầu điều chỉnh tính tốn theo công thức

(72)

E mức điều chỉnh đầu (%)E0=2,5%.

Đối với máy biến áp khơng có điều chỉnh điện áp tải, đầu điểu chỉnh không thay đổi tất chế độ vận hành mạng điện

Sau chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn, cần tính giá trị thực điện áp góp hạ áp trạm tất chế độ đặc trưng mạng điện độ lệch nhận điện áp so với điện áp định mức góp

Các điện áp thực góp hạ áp trạm xác định theo công thức tổng quát sau:

' i hdm it

tc U U U

U



Trong U'i giá trị quy đổi phía điện áp cao điện áp góp hạ áp trạm biến áp, tương ứng với chế độ phụ tải lớn nhất, nhỏ chế độ sau cố Độ lệch điện áp góp hạ áp trạm tính theo cơng thức:

it dm i

dm U U

U % 100%

U



 

Chọn đầu điều chỉnh điện áp theo cách thường áp dụng trạm phân phối có yêu cầu điều chỉnh thường

Trong nội dung đồ án ta có phụ tải có yêu cầu điều chỉnh thường, trước hết ta xét điều chỉnh thường tất phụ tải xét đến điều kiện độ lệch điện áp cho phép để xét thỏa mãn máy biến áp khơng có điều áp tải

(73)

Trạm biến áp

Yêu cầu ĐCĐAKT T KT KT KT KT

Uq max (kV) 111,06 104,024 111,357 107,868 113,598 111,272

Uq (kV) 107,907 107,115 108,494 106,59 109,288 107,952

Uq sc (kV) 104,314 96,822 103,902 100,163 109,395 104,692

Uđc max 116,349 108,978 116,66 113,005 119,007 116,571

Uđc upload.123doc.net,698 117,827 119,343 117,249 120,217 upload.123doc.net,747

U đc 117,523 113,402 upload.123doc.net,002 115,127 119,612 117,659

n -1

Utc 117,875 112,125 117,875 115 120,75 117,875

Ut max 10,364 10,205 10,392 10,318 10,348 10,384

Ut 10,07 10,508 10,125 10,196 9,956 10,074

Ut sc 9,734 9,499 9,696 9,581 9,966 9,77

∆Umax (%) 3,64 2,05 3,92 3,18 3,48 3,84

∆Umin (%) 0,7 5,08 1,25 1,96 -0,44 0,74

∆Usc (%) -2,66 -5,01 -3,04 -4,19 -0,34 -2,3

Bảng 6.1

Dựa vào bảng ta thấy dùng máy biến áp khơng có điều áp tải không phù hợp phụ tải

Vậy ta chuyển sang phương án sử dụng máy biến áp có điều áp tải 6.2 YÊU CẦU ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP KHÁC THƯỜNG

Điện áp yêu cầu góp hạ áp máy biến áp tình trạng vận hành bình thường phải thỗ mãn yêu cầu độ lệch điện áp:

(74)

- Tính giá trị điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm chế độ Uyc i = Uđm + Uicp% Uđm

- Tính điện áp đầu điều chỉnh

Uiđc =

iq hđm yc i U U

U

Trong : Uqi điện áp góp hạ áp quy đổi phía điện áp cao trạm chế độ i

Ta có: Uhđm = 1,1.Uđm = 1,1.10 = 11 kV - Chọn đầu điều chỉnh gần

Điện áp đầu tiêu chuẩn tính theo: Uitc = Ucđm +

cđm n.e%.U

100 Trong n : Số thứ tự tiêu chẩn chọn

e% : Phạm vi điều chỉnh đầu điều chỉnh liên tiếp Ucđm : Điện áp định mức cao (115 kV)

- Tính giá trị thực điện áp góp hạ áp :

Ut =

iq hđm tc U U

U



- Kiểm tra độ lệch điện áp thực :

Ui% =

tđm đm U U

U





100%

Các trạm dùng MBA có phạm vi điều chỉnh điện áp  9 1,78% có Ucđm = 115 kV; Uhđm = 11 kV

(75)

n

Utc 115 117,05 119,10 121,15 123,20 125,25 127,30 129,35 131,40 133,42

n -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9

Utc 115 112,95 110,90 108,85 106,80 104,75 102,75 100,65 98,60 96,55

Bảng 6.2

Độ lệch điện áp trạm phải thoả mãn điều kiện : - Chế độ phụ tải cực đại:

Uyc max = Uđm + Ucp max% Uđm = 10 + 5%.10 = 10,5 kV - Chế độ phụ tải cực tiểu:

Uyc = Uđm + Ucp min% Uđm = 10 + 0%.10 = 10 kV - Chế độ cố :

Uyc sc = Uđm + Ucp sc% Uđm = 10 + 5%.10 = 10,5 kV

 Phụ tải

Ta có điện áp đầu phân áp: + Chế độ phụ tải cực đại:

Điện áp tính toán đầu điều chỉnh máy biến áp xác định theo công thức: q max hđm

đc max

yc max

U U 111,06 11 U

U 10,5



  

116,349 kV Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n =  Utcmax = 117,05 kV.

Điện áp thực góp hạ áp bằng: q max hđm t max

tc max

U U 116,349 11 U

U 117,05



  

(76)

Mạng Lưới Điện q hđm

đc

yc

U U 107,907 11 U

U 10

 

  

upload.123doc.net,698 kV Chọn n =  Utcmin = 119,1 kV.

Điện áp thực góp hạ áp có giá trị: q hđm t

tc

U U 107,907 11 U

U 119,1

 

  

9,966 kV Độ lệch điện áp bằng:

t minđm

đm

U U 9,966 10

ΔU 100% 100%

U 10

 

    

-0,34% + Chế độ sau cố:

Điện áp tính tốn đầu điều chỉnh máy biến áp bằng: q sc hđm

đc sc

yc sc

U U 104,314 11 U

U 10,5

 

  

109,281 kV Chọn n = -2 Utcmin = 110,9 kV.

Điện áp thực góp hạ áp có giá trị: q sc hđm t sc

tc sc

U U 104,314 11 U

U 10,5

 

  

10,347 kV Độ lệch điện áp bằng:

t scđm sc

đm

U U 10,347 10

ΔU 100% 100%

U 10

 

    

3,47% Vậy đầu chọn thoã mãn yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường

(77)

Bảng 5.2 Thông số trạm biến áp sử dụng MBA có điều áp tải

Chế độ max

Trạm biến áp

Uq (kV) 111,06 104,024 111,357 107,868 113,598 111,272

Uđcmax 116,349 108,978 116,66 113,005 119,007 116,571

n -3 -1

Utcmax 117,05 108,85 117,05 112,95 119,1 117,05

Utmax 10,437 10,512 10,465 10,505 10,492 10,457

∆Umax (%) 4,37 5,12 4,65 5,05 4,92 4,57

Chế độ

Trạm biến áp

Uq (kV) 107,907 107,115 108,494 106,59 109,288 107,952

Uđcmax upload.123doc.net,698 117,827 119,343 117,249 120,217 upload.123doc.net,747

n 2

Utcmax 119,1 117,05 119,1 117,05 121,15 119,1

(78)

Chế độ cố

Trạm biến áp

Uq (kV) 104,314 96,822 103,902 100,163 109,395 104,692

Uđcmax 109,281 101,433 108,85 104,933 114,604 109,677

n -2 -6 -3 -4 -2

Utcmax 110,9 102,75 108,85 106,8 115 110,9

Utmax 10,347 10,365 10,5 10,316 10,464 10,384

(79)

Mạng Lưới Điện CHƯƠNG 7

CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN 7.1 VỐN ĐẦU TƯ XÂY DỰNG MẠNG ĐIỆN

Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện xác định theo công thức: K = 

Kt

K

Trong đóK: tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây Kt: vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp

Ta tính tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây:K = 138203,904106 đ Trong hệ thống điện thiết kế có trạm hạ áp, trạm có máy biến áp trạm có máy biến áp vốn đầu tư cho trạm hạ áp:

Kt = 1,8.(322.109 + 2.29.109)+29.10^9 =252,2.109 đ Do tổn vốn đầu tư để xây dựng mạng điện:

K = K + Kt = 138203,9106 + 252,2109 = 390403,9106 đồng 7.2 TỔN THẤT CÔNG SUẤT TÁC DỤNG TRONG MẠNG ĐIỆN

Tổn thất công suất tác dụng mạng điện gồm có tổn thất cơng suất đường dây tổn thất công suất tác dụng trạm biến áp chế độ phụ tải cực đại

- Tổng tổn thất công suất tác dụng đường dây:

∆Pd=ΔPdNĐ-1+ΔPd1-2+ΔPdNĐ-3+ΔPd3-4+ΔPdNĐ-5+ΔPdNĐ-6 = 7,559 MW - Tổng tổn thất công suất tác dụng trạm biến áp:

∑∆PBAi = ∆PBA1+∆PBA2+∆PBA3+∆PBA4+∆PBA5+∆PBA6 = 0,94 MW Như tổng tổn thất công suất tác dụng mạng điện:

(80)

7.3 TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG MẠNG ĐIỆN

Tổng tổn thất điện trạm biến áp xác định theo công thức sau:

maxi

BAi 0i Ni

đm S

ΔA n P t P τ

n S

 

      

 

Trong

τ – thời gian tổn thất cơng suất lớn

t – thời gian máy biến áp làm việc năm

Bởi máy biến áp vận hành song song năm t = 8760 h Thời gian tổn thất cơng suất lớn tính theo cơng thức sau:

τ = (0,124 + Tmax10-4)28760 = (0,124 + 500010-4)28760 = 3411 h

Ta có tổn thất điện trạm biến áp bảng sau:

Trạm BA

∆ABAi(MWh) 871,83 679,19 918,43 802,71 957,77 847,98

∑∆ABA(MWh) 5077,904

Tổng tổn thất điện đường dây xác định theo công thức sau: ∑∆Ad = ∆Pdτ = 7,5593411 = 25783,749 MWh

Vậy tổng tổn thất điện mạng điện là:

∆A = ∑∆ABA + ∑∆Ad = 5077,904 + 25783,749 = 30861,653 MWh Tổng điện hộ tiêu thụ nhận năm:

A = ∑PmaxTmax = 1775000 = 885103 MWh

(81)

Y = avhd.K + avht.Kt + ∆A.c Trong

avhd: hệ số vận hành đường dây (avhd = 0,04)

avht: hệ số vận hành thiết bị trạm biến áp (avht = 0,10) c: giá thành kWh điện tổn thất

Như vậy:

Y = 0,04 138203,9106 + 0,1252,2109 + 30861,653103600

= 49,265109 đồng

7.4.2 Chi phí tính tốn hàng năm

Chi phí tính tốn hàng năm xác định theo cơng thức: Z = atcK + Y

Trong

atc: hệ số định mức hiệu vốn đầu tư (atc = 0,125) Do chi phí tính tốn bằng:

Z = 0,125390403,9106 + 49,265109 = 98,066109 đ

7.4.3 Giá thành truyền tải điện năng

Giá thành truyền tải điện xác định theo công thức:

6 Y 49, 265 10 β

A 885 10



  

 55,667 đ/kWh

7.4.4 Giá thành xây dựng MW công suất phụ tải chế độ cực đại Giá thành xây dựng MW công suất phụ tải xác định theo biểu thức:

6

max

K 390403,9.10 K

P 177

  

(82)

Các tiêu kinh tế - kĩ thuật hệ thống điện thiết kế :

Các tiêu Đơn vị Giá trị

1 Tổng công suất phụ tải cực đại MW 177

2 Tổng chiều dài đường dây km 542,46

3 Tổng công suất MBA hạ áp MVA 310,00

4 Tổng vốn đầu tư cho mạng điện 109 đ 390,404

5 Tổng vốn đầu tư đường dây 109 đ 138,204

6 Tổng vốn đầu tư trạm biến áp 109 đ 252,20

7 Tổng điện phụ tải tiêu thụ MWh 885000

8 ∆Umaxbt % 9,153

9 ∆Umaxsc % 13,92

10 Tổng tổn thất thất công suất ∆P MW 8,50

11 Tổng tốn thất công suất ∆P % 4,802

12 Tổng tổn thất điện ∆A MWh 30861,653

13 Tổng tổn thất điện ∆A % 3,487

14 Chi phí tính tốn 109 đ 98,066

(83)

Mạng Lưới Điện TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] Nguyễn Văn Đạm Thiết kế mạng hệ thống điện Nhà xuất khoa học kỹ thuật, 2004

[2] Trần Bách Lưới điện hệ thống điện tập 1, 2, 3 Nhà xuất khoa học kỹ thuật, 2004

[3] Trần Bách Ổn định hệ thống điện Đại học Bách Khoa Hà Nội, 2001

[4] Trần Bách Tối ưu hóa chế độ hệ thống điện Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, 1999

[5] Đào Quang Thạch, Phạm Văn Hòa Phần điện nhà máy điện và trạm biến áp Nhà xuất khoa học kỹ thuật, 2005

[6] Nguyễn Lân Tráng Quy hoạch phát triển hệ thống điện Nhà xuất khoa học kỹ thuật, 2004

[7] Lã Văn Út Ngắn mạch hệ thống điện Nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội 2005

Định dạng
Số trang	83
Dung lượng	1,34 MB