4. Phương pháp nghiên cứu
3.3.3 Ứng dụng phần mềm Phần mềm PSS/ADEPT tính toán chế độ xác
lập lộ 373E5.6
Lập sơ đồ lưới: bao gồm các thành phần nút (node), đường dây (line) , máy biến áp (transformer), nguồn điện dùng năng lượng tái tạo (Synchronou Machine), công suất phụ tải (cho theo từng giờ)
Hình 3.2: sơ đồ lưới vẽ trên PSS
+ Nhập dữ liệu cho máy biến áp gồm kiểu và dung lượng máy biến áp (construction type):
Hình 3.3: thông số máy biến áp
Hình 3.4: thông số công suất phụ tải công suất Ptt, Qtt
+ Nhập dữ liệu thông số chiều dài các nhánh và các nút:
Hình 3.5: thông số đầu vào của đường dây
Hình 3.6: kết quả in 3.3.4 Kết quả tính toán
Sau khi cập nhật bộ số liệu của lộ 373 E5.6 vào chương trình PSS, ta thu được các kết quả như sau.
a. Phân bố điện áp các nút
Bảng 3.2. Điện áp các nút trên lưới 35 kV
Nút số Điện áp(kV) Nút số Điện áp(kV) NODE1 37,5 141-2 37,405 112 37,467 141-34A 37,371 112-1 37,466 141-34A-10 37,365 112-5 37,465 141-72 37,359 126 37,461 141-96 37,355 126-9A 37,457 145 37,389 126-12 37,455 172 37,373 138 37,427 185 37,366 141 37,409
Từ thông số trên bảng ta thấy đa số điện áp của các nút trung áp đều nằm trong giới hạn cho phép ( ∆U ≤ 5%).
b. Phân bố dòng điện trên các nhánh
Bảng 3.3 thống kê dòng điện tính toán trên các nhánh, so sánh với dòng điện cực đại cho phép theo điều kiện phát nóng.
Nút đầu Nút cuối I(A) Nút đầu Nút cuối I(A)
NODE1 141 41 141 141-2 16 112-2 112-1-3 1 141 141-34A 14 112-2 112-5 2 141-34A 141-34-5 10 112-5 112-5-1 1 141-34-5 141-34-10 7 112 112-1 4 141-34A 141-72 4 112 126 37 141-72 141-74 3 112 112-1-8 1 126 138 34 126-9A 126-12 1 138 138-8 2 126-12 126-18 1 138 141 32 126 126-9A 4 Nhận xét:
Qua tính toán cụ thể các nhánh hoàn toàn không quá tải. Với số liệu thực tế đã cho, chế độ lưới điện thể hiện khá hợp lý.
- Có thể sử dụng phương pháp bù để giảm tổn thất và nâng cao điện áp các nút có mức độ điện áp thường xuyên bị mất. Tuy nhiên, nội dung này vượt ra khỏi phạm vi của đề tài.
Phần tiếp theo nghiên cứu đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống đảm bảo cho các phụ tải.
173-1 173 173-7 171-7 172-7 131-3 131 131-1 131-0 331-15 331-1 331 331-35 331-3 TUC110-1 T1*SFZ-16.000/110 16MVA-115/38/11KV E5.6 Tiên Yên 931 136 136 1 ÐD110kV 174 E51 - E56 371 371-1 JDJJ2-35 TUC31-1 TUC31-18 TUC31-14 373-75 373-7 373 373-15 373-1 373-76 375-75 375-7 375 375-15 375-1 375-76 C31 371-75 371-7 371-15 371-76 126 Ð? I BÌNH 2 100 kVA-35/0,4 AC50- 1,36 141 141- 72 147 154 172 175 185 187 204 ÐD 110kV 173 E51 - E56 ÐD 110kV 173 E56 - E57 ÐL Tiên Yên ÐL Ð?m Hà
Ranh gi?i qu?n lý du?ng dây, thi?t b? gi? a Ði?n l? c Tiên Yên và Ði?n l? c Ð?m Hà
146 141-7 141-34A 126-12 126-18 154-38 172 -1 141- 80 141-120 141- 80 -25 170 D141-73 373/E5.6 185 -7 109 AC70- 0,055 AC70- 0,09 AC70-0,94 AC50-0,6 AC95 -1,066
AC95 - 0,802 AC95 -0,46AC95 - 0,08AC95 -0,72 AC70 - 0,055
AC50-0,82
AC50-1,33
AC50-0,49
AC50-
0,76
AC70 - 0,26 AC70 - 0,385 AC70 - 1,43 AC70 - 0,25 AC70 - 0,35
AC70- 2km
AC50- 2,488
AC50- 2,269
112 AC95 - 0,28
112-5
AC95 - 0,95 AC95 - 0,03 AC70 - 0,21
168 AC70 - 0,32 154-29 161 AC95 - 0,757 138AC95 - 0,572 138-8 AC50- 0.572 D141-80-1 373/E5.6 D109 373/E5.6 AC50-0,57 154-39 154-7 Ð? M HÀ 9 250 kVA-35/0,4 TÂN BÌNH 5 100 kVA-35/0,4 X? LÝ NU? C XÃ Ð? M HÀ 75 kVA-35/0,4 Ð? M HÀ 3 180 kVA-35/0,4 TÂN L? P 2 160 kVA-35/0,4 Ð? I BÌNH 1 100 kVA-35/0,4 TÂN BÌNH 1 160 kVA-35/0,4 221 ÐL Ð?m Hà ÐL H?i Hà
Ranh gi?i qu?n lý du?ng dây, thi?t b? gi? a ÐL Ð?m Hà và ÐL H?i Hà 199 QU? NG AN 2 100 kVA-35/0,4 QU? NG AN 4 31,5 kVA-35/0,4 QU? NG AN 8 31,5 kVA-35/0,4 D112-1 373/E5.6 AC95 -0,2 AC50 -0,25 AC50-0,3 AC50-0 ,04 AC70 -0,03 128A 141- 74 141- 74 -11 AC5 0- 1,262 AC50- 2,125 D141-74-1 373/E5.6 QU? NG AN 9 50 kVA-35/0,4 141-96 AC50- 0,539 AC70- 1,64 AC50- 1,73 Ð? NG BÍ 250 kVA-35/0,4 126-12-5-36 185 -12 185 -21 185 -16 194 201 D221 373/E5.6 AC70 - 0,275 AC95-0,41
AC95 - 0,136 AC95 - 0,204 AC70 - 0,86AC70 - 1,505 AC70 - 2,407
AC50-1,105 AC5 0-0,56 AC50-0 ,44 AC70-1,737 131-3 131 131-1 131-0 331-15 331-1 331 331-35 331-3 T1-16MVA 115/38,5/23KV E5.19 Qu?ng Hà 371 371-1 JDJJ2-35 TUC31-1 TUC31-18 TUC31-14 373-75 373-7 373 373-15 373-1 373-76 C31 371-75 371-7 371-15 371-76 131-15 131-35 131-38 AC95 -0,2 141-2 AC70-0,59 AC50-0,01 Ð? M HÀ 12 180 kVA-35/0,4 154-20 Ð? M HÀ 10 180 kVA-35/0,4 Ð? M HÀ 13 100 kVA-35/0,4 154-39-10A 154-39-1A AC50-0,529 126-9A Ð? I BÌNH 5 100 kVA-35/0,4 AC50-0,057
Ðu?ng dây 35kV do Ði?n l? c Tiên Yên qu?n lýdây AC 95 - dài 26,16km
AC50-0,03
Ðu?ng dây 35kV do Ði?n l? c H?i Hà qu?n lý dây AC70 - dài 27,27km
185 -12A NUÔI TR? NG TH? Y S? N TÂN BÌNH 250KVA-35/0,4KV 185-12A-20 D185-12A-1 373/E5.6 AC70-1,5 126-12-5-27 TH? C PH? M BIM 320 kVA-35/0,4 126-12-5-27-2 D126-12-5-27-1 373/E5.6 169B 124- 18AC50-0,46 D? C YÊN 4 75 kVA-35/0,4 141-120 124 - 18AC50-0,46 D? C YÊN 2 75 kVA-35/0,4 124 - 18AC50-0,46 D? C YÊN 1 75 kVA-35/0,4 D? C YÊN 5 75 kVA-35/0,4 UBND HUY? N 250 kVA-35/0,4 AC95-0.05 196-96-2 AC50-0,155 QU? NG AN 5 31,5 kVA-35/0,4 141-120-1 QU? NG AN 6 100 kVA-35/0,4 AC50-0,12 141-115 AC50- 2,269 QU? NG AN 7 31,5 kVA-35/0,4 MC R D126-1 373/E5.6 D141-1 373/E5.6 D128A-1 373/E5.6 CHƯƠNG 4
ỨNG DỤNG PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ GIẢI TÍCH ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO CÁC PHỤ TẢI CỦA LỘ 373E5.6
THUỘC LƯỚI ĐIỆN HUYỆN ĐẦM HÀ 4.1. Đặt vấn đề
Qua các kết quả phân tích hiện trạng lưới điện 35kV của Điện lực Đầm Hà trong chương 3 ở trên, nhận thấy lộ đường dây 373E5.6 có các đặc điểm như: sơ đồ kết dây điển hình nhất, công suất phụ tải có công suất trung bình và nhỏ. Do đó ta có thể lựa chọn để nghiên cứu đánh giá độ tin cậy cung cấp điện từ đó làm cơ sở để đánh giá các đường dây còn lại. Phương pháp tính toán đồ thị giải tích được trình bầy trong chương 2 có ưu điểm đơn giản, có thể thực hiện cả tính toán bằng tay cũng như chương trình máy tính. Trong chương này để tính toán ĐTC cho lộ 373E5.6 ta Áp dụng phần mền tính toán ĐTCCCĐ của sơ đồ nghiên cứu bằng phần mềm của thầy Trần Bách cho thực tế lưới điện khu vực huyện Đầm Hà, tỉnh Quảng Ninh:
SƠ ĐỒ NGUYÊN LÝ LƯỚI ĐIỆN ĐẦM HÀ:
Sơ đồ có sử dụng hệ thống các DCL để phân đoạn lưới. Lưới được chia làm làm ba khu vực và có thể liên kết dự phòng từ nguồn dự phòng Sgh2 thông qua KV 4
Trạm phân phối làm nhiệm vụ cung cấp điện năng trực tiếp cho phụ tải với công suất đã được Điện Lực thiết kế từ trước và có tính toán dự phòng theo sự phát triển của phụ tải.
Dao cách ly trong sơ đồ tương ứng với từng vị trí của trạm biến áp phân phối và đường dây trên không. DCL làm nhiệm vụ tạo ra khoảng cách, khoảng trống an toàn, cách ly giữa phần tử mang điện và không mang điện. DCL đóng cắt cho trường hợp không mang tải và giới hạn chiều dài đường dây nằm trong phạm vi cho phép.
Với sơ đồ lưới điện đã biết, dựa vào vị trí dao cách ly có thể phân miền sơ đồ thành 3 khu vực như trên hình 4.1 tương ứng với sơ đồ rút gọn hình 4.2 b. Để áp dụng phương pháp đồ thị ta cần thiết lập đồ thị phụ tải theo các khu vực đã phân chia và tính toán chiều dài lưới đẳng trị. Sau khi tổng hợp phụ tải thuộc mỗi khu vực (số liệu cung cấp của điện lực Đầm Hà) ta có số liệu đồ thị phụ tải 3 khu vực như trong bảng 4.1.
Chiều dài đẳng trị đoạn lưới khu vực 1 là 10km, Khu vực 2 là 12km, khu vực 3 là 15km, khu vực 4 là 40km.
KV1 KV2 KV3 KV4 S Sgh S Sgh KV1 KV2 KV3 KV4
Hình 4.2: Sơ đồ CCĐ với phân miền khu vực
t(h) Ghi chú:
+ Series 2: phụ tải khu vực 1 và 3 + Series 3: phụ tải khu vực 2 + Series 4: phụ tải khu vực 4
Hình 4.3: Biểu đồ phụ tải các khu vực
Hạng mục Mức 1 Mức 2 Mức 3 Khu vực 1 a. P(MW) 0,1 0,28 0,2 b. Thời gian 0-24(h) 23-5 17-22 6-16 Khu vực 2 a. P(MW) 0,45 1,2 1,0 b. Thời gian 0-24(h) 23-5 17-22 6-16 Khu vực 3 a. P(MW) 0,1 0,28 0,2 b. Thời gian 0-24(h) 23-5 17-22 6-16 Khu vực 4 a. P(MW) 0,6 1,4 1,2 b. Thời gian 0-24(h) 23-5 17-22 6-16 - Lộ 373E5.6 Khu vực 1: Có 4 khách hàng (TBA); Khu vực 2: Có 10 khách hàng (TBA); Khu vực 3: Có 3 khách hàng (TBA); Khu vực 4: Có 10 khách hàng (TBA);
Để phục vụ cho mục đích tính toán biểu đồ được thiết lập dưới dạng số như trong bảng 4.1.
4.2.Các số liệu tính toán khác
+ Lưới phân phối có cường độ hỏng hóc 0 = 2 (lần/100km.năm), thời gian sửa chữa sự cố là r = 6 h/lần sửa chữa.
+ Dao cách ly thường có thời gian thao tác sự cố là rpđ = 2h/lần thao tác sự cố, 0,5h/lần thao tác công tác.
+ Số lần ngừng điện công tác năm là 6 lần/năm, thời gian ngừng điện mỗi lần thao tác là 2h/lần. Thời gian thao tác chuyển đổi DCL để sửa chữa rCL = 0,5 h.
4.3. Tính toán độ tin cậy của lộ 373E5.6 xét đến hiệu quả sử dụng nguồn dự phòng:
4.3.1. Trường hợp sử dụng TBPĐ là Dao cách ly thường
KV1 KV2 KV3 KV4 S Sgh S Sgh KV1 KV2 KV3 KV4
- Sơ đồ được phân chia thành 4 khu vực chính. Nguồn S1 với giả thiết là cung cấp điện liên tục cho cả ba khu vực.
- Từ nguồn chính các phụ tải điện được nhận điện rẽ nhánh từ đường dây trên không, các trạm biến áp độc lập nhau và có các tiết điện dây cấp vào trạm là dây nhôm lõi thép AC95, AC70, AC50.
- Các TBPĐ đều là DCL thường (trừ máy cắt đầu nguồn) như sơ đồ hiện trạng.
1- Số liệu được nhập vào từ bàn phím là các thông số của lưới trong hình 4.1. Số liệu trước khi tính toán có thể xem, sửa được cho chính xác:
2- Đọc số liệu:
Hình 4.5: Đọc số liệu để tính toán
Hình 4.6: Kết quả tính
4- Ghi kết quả tính toán:
FILE SO LIEU : DCL THUONG.dat so nhanh nut co nguon thu 2 4 4
so lieu nhanh
i ND NC Dai k m lamdao Tc ttt pmax Tmax 1 0 1 10.000 0 1 2.000 6.00 1.00 280.0 2190.0 2 1 2 12.000 1 1 2.000 6.00 1.00 1200.0 2190.0 3 1 3 15.000 1 1 2.000 6.00 1.00 280.0 2190.0 4 2 4 40.000 1 1 2.000 6.00 1.00 1400.0 2190.0 Kết quả đẳng trị lưới điện:
file số liệu lưới điện: DCL THUONG.dat/ số nút đẳng trị /nút nguồn thứ 2 : 4 4
1 0 1 1 10.00 0 1 2.0 6.0 1.0 280.0 2190 2 1 2 1 12.00 1 1 2.0 6.0 1.0 1200.0 2190 3 1 3 1 15.00 1 1 2.0 6.0 1.0 280.0 2190 4 2 4 1 40.00 1 1 2.0 6.0 1.0 1400.0 2190 1* 2* 3* 4* ********************************************
KET QUA TINH DO TIN CAY của lưới điện 1 nguồn File số liệu: DCL THUONG.dat
File kết quả: out.tex Ghi chú : Không có nguồn 2 số nút ban đầu: 4 số nút sau khi đẳng trị: 4 Tên các nhánh trong nhóm đẳng trị: nhánh: 1= 1 * nhánh: 2= 2 * nhánh: 3= 3 * nhánh: 4= 4 *
i nd nc sopt l(km) k m lamdao lamda(1/n) tc(h) ttt(h) pmax tmax 1 0 1 1 10.00 0 1 2.0 0.20 6.0 1.0 280.0 2190 2 1 2 1 12.00 1 1 2.0 0.24 6.0 1.0 1200.0 2190 3 1 3 1 15.00 1 1 2.0 0.30 6.0 1.0 280.0 2190 4 2 4 1 40.00 1 1 2.0 0.80 6.0 1.0 1400.0 2190 Kết quả độ tin cậy:
nuttai T mat dien(h) DN mat(kWh) Solan MD(1/nam) 1 2.540 178 1.540
2 3.740 1122 1.540 3 4.040 283 1.540 4 7.740 2709 1.540
Tổng điện thoi gian mat-h: 18.1 Tổng điện so lan mat dien-1/nam: 6.2 Tổng điện năng mất-kWh: 4291.6
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải -h: 4.51 Số lần mất điện trung bình năm cho một nút tải -1/năm: 1.54 ---
Kết quả trung gian Matran duong noi:B(i,j)= 1 1 1 1
0 1 0 1 0 0 1 0 0 0 0 1
Matran anh huong thoi gian mat dien:ah(i,j)= 1.20 1.20 1.20 1.20
0.24 1.44 0.24 1.44 0.30 0.30 1.80 0.30 0.80 0.80 0.80 4.80 2.54 3.74 4.04 7.74
Matran anh huong so lan mat dien:as(i,j)= 0.200 0.200 0.200 0.200 0.240 0.240 0.240 0.240 0.300 0.300 0.300 0.300 0.800 0.800 0.800 0.800 1.540 1.540 1.540 1.540 --- --- KET QUA TINH DO TIN CAY lưới điện 2 nguồn Nút đăng nguồn dự phòng: 4
Số nút ban đầu: 4
Số nút sau khi đẳng trị: 4
nhánh: 1= 1*nhánh: 2= 2*nhánh: 3= 3*nhánh: 4= 4*
i nd nc l(km) k m lamdao lamda(1/n) tc(h) ttt(h) pmax tmax 1 0 1 10.00 0 1 2.0 0.20 6.0 1.0 280.0 2190 2 1 2 12.00 1 1 2.0 0.24 6.0 1.0 1200.0 2190 3 1 3 15.00 1 1 2.0 0.30 6.0 1.0 280.0 2190 4 2 4 40.00 1 1 2.0 0.80 6.0 1.0 1400.0 2190 Kết quả độ tin cậy
nuttai T mat dien(h) DN mat(kWh) Solan MD(1/nam) 1 1.54 108 1.54
2 1.54 462 1.54 3 3.04 213 1.54 4 1.54 539 1.54
Tổng điện thoi gian mat-h: 7.7
Tổng điện so lan mat dien-1/nam: 6.2 Tổng điện năng mất-kWh: 1321.6
Thời gian mất điện trung bình cho một nút tải đẳng trị-h: 1.92 Thời gian mất điện trung bình cho một nút tải gốc-h: 1.92 Số lần mất điện trung bình cho một nút tải -1/năm 1.54 ---