Thiết kế mạng điện 110kv

(19 + j13,81) + (0,102 + j1,107) + (0,096 + j1) = 19,198 + j15,907 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z1-2: S”1-2 = SR1-2 – x U2đm = 19,198 + j15,907 – j105,75x10-6 x 1102 = 19,198 + j14,627 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn 1-2: ΔP1-2 = = 0,456 (MW) ΔQ1-2 = = 0,438 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = S”1-2 + (ΔP1-2 + jΔQ1-2) = (19,198 + j14,627) + (0,456 + j0,438) = 19,654 + j15,065 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 1-2: S1-2 = S’1-2 – x U2đm = 19,654 + j15,065 – j105,75x10-6 x 1102 = 19,654 + j13,785 (MVA) Công sất đầu nguồn phát: SN = SN-1 + S1-2 = 20,384 + j15,387 + 119,654 + j13,785 = 40,038 + j29,172(MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-1: Công suất đầu tổng trở ZN-1: S’N-1 = P’N-1 + jQ’N-1 = 20,384 + j16,415 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-1: ΔUN-1 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-1 = = 1,62 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-1: UN-1 = UN – ΔUN-1 = 121 – 1,62 = 119,38 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B2: SB1 = (P1 + jQ1) + (ΔPB1 + jΔQB1) ΔPB1 và ΔQB1 đã có trong quá trình tính ngược => SB1 = (20 + j5,3) + (0,079 + j0,859) = 20,079 + j6,159 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B1: ΔUB1 = = 1,63 (kV) Điện áp phụ tải 1 quy đổi về phía cao áp: U’N-1 = UN-1– ΔUB1 = 119,38 – 1,63 = 118,75 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B1: Uhạ1 = = 26,125 (kV) %Độ lệch điện áp = = 18,75% b. Đoạn 1-2: Công suất đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = P’1-2 + jQ’1-2 = 19,654 + j15,065 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 1-2: ΔU1-2 = Với U1 = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔU1-2 = = 2,67 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 1-2: U1-2 = U1 – ΔU1-2 = 121 – 2,67 = 118,33 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B2: SB2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + jΔQB2) ΔPB2 và ΔQB2 đã có trong quá trình tính ngược => SB2 = (19 + j13,81) + (0,102 + j1,107) = 19,102 + j14,917 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B2: ΔUB2 = = 3,42 (kV) Điện áp phụ tải 2 quy đổi về phía cao áp: U’1-2 = U1-2 – ΔUB2 = 118,33 – 3,42 = 114,91 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B2: Uhạ2 = = 25,28 (kV) %Độ lệch điện áp = = 14,9% 2. Khu vực 2: Quá trình tính nghịch: ZN-3 3 Z3-4 4 N SN-3 S’N-3 S”N-3 SRN-3 S3-4 S’3-4 S”3-4 SR3-4 ΔSFe3 ΔSFe4 RB3 RB4 P3 + jQ3 P5 + jQ5 Các thông số đường dây: ZN-3 = RN-3 + jXN-3 = 4,17 + j12,58 (Ω) Z3-4 = R3-4 + jX4-3 = 7,38 + j9,63 (Ω) = j45,055 x 10-6 (1/Ω) = j29,4 x 10-6 (1/Ω) ZB3 = RB3 + jXB3 = 2,2 + j30,62 (Ω) ZB4 = RB4 + jXB4 = 4,48 + j48,59 (Ω) ΔSFe3 = ΔPFe3 + jΔQFe3 = 0,073 + j0,63 (MVA) ΔSFe4 = ΔPFe4 + jΔQFe4 = 0,048 + j0,5 (MVA) P3 + jQ3 = 18 + j12,15 (MVA) P4 + jQ4 = 16 + j4,88 (MVA) Đoạn 3-4: Tổn thất công suất trạm biến áp B5: ΔPB4 = = 0,103 (MW) ΔQB4 = = 1,123 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 3-4: SR3-4 = (P4 + jQ4) + (ΔPB + jΔQB4) + (ΔPFe4 + jΔQFe4) = (16 + j4,88) + (0,103 + j1,123) + (0,048 + j0,5) = 16,176 + j6,633 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z3-4: S”3-4 = SR3-4 – x U2đm = 16,176 +j6,633 – j29,4 x 10-6 x 1102 = 16,176 + j6,277 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 3-4: ΔP3-4 = = 0,183 (MW) ΔQ3-4 = = 0,239 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z3-4: S’3-4 = S”3-4 + (ΔP3-4 + jΔQ3-4 ) = (16,176 + j6,277) + (0,183 + j0,239) = 16,359 + j6,516 (MVA) Công xuất đầu đoạn 3-4: S3-4 = S’3-4 – x U2đm = 16,359 + j6,516 – j29,4 x 10-6 x 1102 = 16,359 + j6,16 (MVA) Đoạn N-3: Tổn thất công suất trạm biến áp B3: ΔPB3 = = 0,085 (MW) ΔQB3 = = 1,193 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-3: SRN-3 = S3-5 + (P3 + jQ3) + (ΔPB3 + jΔQB3) + (ΔPFe3 + jΔQFe3) = (16,359 + j6,16) + (18 + j12,15) + (0,085 + j1,193) + (0,073 + j0,63) = 34,517 + j20,133 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-3: S”N-3 = SRN-3 – x U2đm = 34,517 + j20,133 – j45,055 x 10-6 x 1102 = 34,517 + j19,587 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-3: ΔPN-3 = = 0,542 (MW) ΔQN-3 = = 1,637 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-3: S’N-3 = S”N-3 + (ΔPN-3 + jΔQN-3 ) = (34,517 + j19,587) + (0,542 + j1,637) = 35,059 + j21,224 (MVA) Công xuất đầu đoạn N-3 cũng là công suất của nguồn cung cấp cho toàn đường dây: SN = SN-3 = S’N-3 – x U2đm = 35,059 + j21,224 – j45,055 x 10-6 x 1102 = 35,059 + j20,678 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-3: Công suất đầu tổng trở ZN-3: S’N-3 = P’N-3 + jQ’N-3 = 35,059 +j21,224 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-3: ΔUN-3 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-3 = = 3,41 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-3: UN-3 = UN – ΔUN-3 = 121 – 3,41 = 117,5 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B3: SB3 = (P3 + jQ3) + (ΔPB3 + jΔQB3) ΔPB3 và ΔQB3 đã có trong quá trình tính ngược => SB3 = (18 + j12,15) + (0,085 + j1,193) = 18,085 + j13,343 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B3: ΔUB3 = = 3,81 (kV) Điện áp phụ tải 3 quy đổi về phía cao áp: U’N-3 = UN-3 – ΔUB3 = 117,5 – 3,81 = 113,6 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B3: Uhạ3 = = 24,99 (kV) %Độ lệch điện áp = = 13,59% b. Đoạn 3-5: Công suất đầu tổng trở Z3-4: S’3-4 = P’3-4 + jQ’3-4 = 16,359 + j6,516 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 3-4: ΔU3-4 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔU3-4 = = 1,51 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 3-4: U3-4 = UN – ΔU3-4 = 121 – 1,51 = 119,4 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B4: SB4 = (P4 + jQ4) + (ΔPB4 + jΔQB4) ΔPB4 và ΔQB4 đã có trong quá trình tính ngược => SB4 = (16 + j4,88) + (0,103 + j1,123) = 16,103 + j6,003 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B4: ΔUB4 = = 3,04 (kV) Điện áp phụ tải 4 quy đổi về phía cao áp: U’3-4 = U3-4 – ΔUB4 = 119,4 – 3,04 = 116,3 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B5: Uhạ4 = = 25,58 (kV) S’T5 ST6 S’T6 P5 + jQ5 ZB5 ΔSFe5 S’5 5 ZN-6 ZN-5 Z5-6 S*5 S*6 6 S*5-6 S’6 ΔSFe6 ZB6 P6 + jQ6 ST5 N %Độ lệch điện áp = = 16,27% 3. Khu vực 3: Quá trình tính nghịch: Các thông số đường dây: ZN-5 = RN-5 + jXN-5 = 8,45 + j13,38 (Ω) ZN-6 = RN-6 + jXN-6 = 12,07 + j18,92 (Ω) Z5-6 = R5-6 + jX5-6 = 14,54 + j13,97 (Ω) = j42,53 x 10-6 (1/Ω) = j60,15 x 10-6 (1/Ω) = j40,55 x 10-6 (1/Ω) ZB5 = RB5 + jXB5 = 3,58 + j42,2 (Ω) ZB6 = RB6 + jXB6 = 2,24 + j24,295 (Ω) ΔSFe5 = ΔPFe5 + jΔQFe5 = 0,1 + j1,05 (MVA) ΔSFe6 = ΔPFe6 + jΔQFe6 = 0,096 + j1 (MVA) P5 + jQ5 = 17 + j0,39 (MVA) P6 + jQ6 = 21 + j18,52 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B5: ΔPB5 = = 0,085 (MW) ΔQB5 = = 1,008 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B5: S’T5 = (P5 + jQ5) + (ΔPB5+ jΔQB5) = (17 + j0,39) + (0,085 + j1,008) = 17,085 + j1,398 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B5: ST5 = PT5 + jQT5 = P’T5 + ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5) = (17,085 + 0,1) + j(1,398 +1,05) = 17,185 + j2,448 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của doạn đường dây N-5 và 5-6 phát ra: ΔQCN-5 = x U2đm = 0,515 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 5 (phía cao áp): S’5 = PT5 + j(QT5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = P’T5 + ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = (17,085 + 0,096) + j(1,398 +1 – 0,515 – 0,49) = 17,181 + j1,4 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B6: ΔPB6 = = 0,145 (MW) ΔQB6 = = 1,574 (MW) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B6: S’T6 = (P6 + jQ6) + (ΔPB6 + jΔQB6) = (21 + j18,52) + (0,145 + j1,574) = 21,145 + j20,094 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B6: ST6 = PT6 + jQT6 = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6) = (21,145 + 0,096) + j(20,094 +1) = 21,241 + j21,094 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của đoạn đường dây N-6 và 5-6 phát ra: ΔQCN-6 = x U2đm = 0,727 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 6 (phía cao áp): S’6 = PT6 + j(QT6 – ΔQCN-6 – ΔQC5-6) = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6 – ΔQCN-6 – ΔQC5-6) = (21,145 + 0,096) + j(21,094 +1 – 0,727 – 0,49) = 21,241 + j20,877 (MVA) Phân bố gần đúng công suất theo tổng trở: Công suất trên đoạn N-5: => SN-5 = 21,123 + j8,9 (MVA) Công suất trên đoạn N-6: => SN-6 = 17,115 + j13,521 (MVA) Kiểm tra lại: SN-5 + SN-6 = 21,123 + j8,9 + 17,115 + j13,521 = 38,238 + j22,421 S’T5 + S’T6 = 17,181 + j1,444 + 21,241 + j20,877 = 38,442 +j22,321 => SN-5 + SN-6 = S’T5 + S’T6 Suy ra công suất trên doạn 5-6 có chiều như hình vẽ S5-6 = SN-5 – S’5 = (21,123 + j8,9) – (17,181 + j1,444) = 3,942 – j7,456 (MVA) Điểm phân công suất tại nút số 6. S’6 N SN-5 S’N-5 S”N-1 SRN-1 1 S1-6 S’1-6 S”1-6 6 6 S”N-6 S’N-6 SN-6 N ZN-5 Z5-6 ZN-6 ST5 S’T5 S’6 ZB5 P5 + jQ5 Như vậy việc tính toán mạng điện kín được chuyển về tính toán theo mạng điện hở hình tia. a. Đoạn N-6: Công suất ở cuối tổng trở ZN-6: S”N-6 = SN-6 = 17,115 + j13,521 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn N-6: ΔUN-6 = = 4,2 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-6: ΔPN-6 = = 0,474 (MW) ΔQN-6 = = 0,743 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-6: S’N-6 = S”N-6 + (ΔPN-6 + jΔQN-6 ) = (17,115 + j13,521) + (0,474 + j0,743) = 17,589 + j14,264 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-6: SN-6 = S’N-6 – x U2đm = 17,589 + j14,264 – j60,15x10-6 x 1102 = 17,589 + j13,53 (MVA) b. Đoạn 5-6: Công suất ở cuối tổng trở Z5-6: S”5-6 = S5-6 = 3,942 – j7,456 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6 = = 1,46 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 5-6: ΔP5-6 = = 0,085 (MW) ΔQ5-6 = = 0,082 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = S”5-6 + (ΔP5-6 + jΔQ5-6 ) = (3,942 – j7,456) + (0,085 + j0,084) = 4,027 – j7,374 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 5-6: S5-6 = S’5-6 – x U2đm = 4,027 – j7,374 – j40,55x10-6 x 1102 = 4,027 – j7,86 (MVA) c. Đoạn N-5: Công suất cuối đoạn N-5: SRN-5 = S5-6 + ST5 = (4,027 – j7,86) + (17,185 + j2,448) = 21,212 + j5,4 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-5: S”N-5 = SRN-5 – x U2đm = 21,212 +j5,4 – j42,24x10-6 x 1102 = 20,70 + j5,4 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn N-5: ΔUN-5 = = 2,26 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-5: ΔPN-5 = = 0,28 (MW) ΔQN-5 = = 0,44 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = S”N-5 + (ΔPN-5 + jΔQN-5 ) = (20,7 + j5,4) + (0,28 + j0,44) = 20,98 + j4,96 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-5: SN-5 = S’N-5 – x U2đm = 20,98 + j4,96 – j42,53x10-6 x 1102 = 20,465 + j4,96 (MVA) Công suất đầu nguồn phát 5: S5 = SN-5 + SN-6 = 20,465 + j4,96 + 17,589 + j13,53 = 38,054 + j8,57 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-5: Công suất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = P’N-5 + jQ’N-5 = 20,98 + j4,96 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-5: ΔUN-5 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-5 = = 2,02 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-5: UN-5 = UN – ΔUN-5 = 121 – 2,02 = 118,98 (kV) Công suất S’T5 đầu tổng trở của máy biến áp B1 đã được tính trong quá trình tính ngược: S’T5 = 17,085 + j1,398 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B5: ΔUB5 = = 1,009 (kV) Điện áp phía thứ cấp máy biến áp B5 quy đổi về cao áp: U’N-5 = UN-5 – ΔUB5 = 118,98 – 1,009 = 117,97 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B5: Uhạ5 = = 25,95 (kV) %Độ lệch điện áp = = 17,95% b. Đoạn 5-6: Công suất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = P’5-6 + jQ’5-6 = 3,942 – j7,456 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔU5-6 = = 1,33 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 5-6: U5-6 = UN – ΔU5-6 = 121 – 1,33 = 119,67 (kV) Công suất S’T6 đầu tổng trở của máy biến áp B6 đã được tính trong quá trình tính ngược: S’T6 = 21,145 + j20,094 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B6: ΔUB6 = = 8,03 (kV) Điện áp phía thứ cấp máy biến áp B6 quy đổi về cao áp: U’5-6 = U5-6 – ΔUB6 = 119,67 – 8,03 = 111,64 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B6: Uhạ6 = = 24,56 (kV) %Độ lệch điện áp = = 11,63% c. Đoạn N-6: Công suất đầu tổng trở ZN-6: S’N-6 = P’N-6 + jQ’N-6 = 17,589 + j13,53 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-6: ΔUN-6 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-6 = = 3,86 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-6: UN-6 = UN – ΔUN-6 = 121 – 3,86 = 117,14 (kV) Do trong quá trình tính toán có sai số chút ít. Tạm tính điện áp tại nút số 6 = = 118,4 (kV) BẢNG KẾT QUẢ TÍNH TỔN THẤT ĐƯỜNG DÂY Khu vực Đường dây Tổn thất công suất tác dụng ∆PL (MW) Tổn thất công suất phản kháng ∆QL (MVAr) Công suất kháng do ½ điện dung đường dây sinh ra ΔQC (MVAr) 1 N-1 0,209 0,366 1,02 1-2 0,456 0,438 1,27 2 3-4 0,183 0,239 0,355 N-3 0,542 1,637 0,545 3 N-6 0,474 0,743 0,727 5-6 0,085 0,082 0,49 N-5 0,28 0,44 0,515 TỔNG 2,229 3,945 4,922 BẢNG TỔN THẤT CÔNG SUẤT TRONG TRẠM BIẾN ÁP Trạm biến áp ΔPFe (kW) ΔQFe (kVAr) ΔPCu = ΔPB (MW) ΔQCu = ΔQB (MVAr) 1 96 1000 0,079 0,859 2 96 1000 0,102 1,107 3 73 630 0,085 1,193 4 48 500 0,103 1,123 5 100 1050 0,085 1,088 6 96 1000 0,145 1,574 TỔNG 509 5180 0,575 8,294 BẢNG KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP LÚC PHỤ TẢI CỰC ĐẠI Phụ tải Điện áp phía cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp (kV) % Độ lệch điện áp phía thứ cấp 1 119,38 118,75 26,125 18,75 2 118,33 114,91 25,28 14,9 3 117,5 113,6 24,99 18,59 4 119,4 116,3 25,58 16,27 5 118,98 117,97 25,95 17,95 6 118,4 111,64 24,56 11,63 BẢNG CÔNG SUẤT ĐẦU ĐƯỜNG DÂY CÓ NỐI VỚI NGUỒN STT Đường dây Công suất tác dụng đầu đường dây PS (MW) Công suất phản kháng đầu đường dây QS (MVAr) 1 N-1 40,38 29,172 2 N-3 35,059 20,678 3 N-5 20,98 4,96 4 N-6 17,589 13,53 TỔNG CÔNG SUẤT NGUỒN 113,666 68,34 7.3 Tính toán phân bố công suất lúc phụ tải cực tiểu: Không vận hành thiết bị bù, dùng phụ tải Pmin , cosφ theo đề cho Pmin = 40%Pmax => Qmin = tgφ.Pmin Ta có bảng sau: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 Pmin (MW) 8 7,6 7,2 6,4 6,8 8,4 Cosφ 0,7 0,8 0,7 0,8 0,8 0,75 Tgφ 1,02 0,75 1,02 0,75 0,88 0,88 Qmin (MW) 8,16 5,7 7,34 4,8 5,98 7,39 1. Khu vực 1: Quá trình tính nghịch: ZN-1 N SN-1 S’N-1 S”N-1 SRN-1 1 ΔPFe1 + jΔQFe1 ZB1 P1 + jQ1 a. Đoạn N-1 : Các thông số đường dây : ZN-1 = RN-1 + jXN-1 = 3,82 + j6,67 (Ω) ZB1 = RB1 + jXB1 = 2,24 + j24,295 (Ω) = j84,9x10-6 (1/Ω) ΔPFe1 + jΔQFe1 = 0,096 + j1 (MVA) P1 + jQ1 = 8 + j8,16 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B1 : ΔPB1 = = 0,024 (MW) ΔQB1 = = 0,262 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-1 : SRN-1 = (P1 + jQ1) + (ΔPB1 + ΔQB1) + (ΔPFe1 + jΔQFe1) = (8 + j8,16) + (0,024+ j0,262) + (0,096 + j1) = 8,12 + j9,422 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-1: S”N-1 = SRN-1 – x U2đm = 8,12 + j9,442 – j84,9x10-6 x 1102 = 7,092 + j9,422 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn N-1 : ΔPN-1 = = 0,044 (MW) ΔQN-1 = = 0,076 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở ZN-2: S’N-2 = S”N-2 + (ΔPN-2 + jΔQN-2) = (8,516 + j6,62) + (0,04 + j0,06) = 8,556 + j6,68 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-1 : SN-1 = S’N-1 – x U2đm = 7,136 + j9,518 – j84,9x10-6 x 1102 = 7,136 + j8,49 (MVA) Z1-2 1 S1-2 S’1-2 S”1-2 SR1-2 2 ΔPFe2 + jΔQFe2 ZB2 P2 + jQ2 b. Đoạn 1-2 : Các thông số đường dây : Z1-2 = R1-2 + jX1-2 = 9,48 + j9,11 (Ω) ZB2 = RB2 + jXB2 = 2,24 + j24,3 (Ω) = j105,75x10-6 (1/Ω) ΔPFe2 + jΔQFe2 = 0,096 + j1 (MVA) P2 + jQ2 = 7,6 + j5,7 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B2: ΔPB2 = = 0,016 (MW) ΔQB2 = = 0,181 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 1-2 : SR1-2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + ΔQB2) + (ΔPFe2 + jΔQFe2) = (7,6 + j5,7) + (0,016 + j0,181) + (0,096 + j1) = 7,712 + j6,881 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z1-2: S”1-2 = SR1-2 – x U2đm = 7,712 + j6,881 – j105,75x10-6 x 1102 = 7,712 + j5,6 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn 1-2: ΔP1-2 = = 1,46 (MW) ΔQ1-2 = = 1,4 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = S”1-2 + (ΔP1-2 + jΔQ1-2) = (7,712 + j5,6) + (1,46 + j1,4) = 9,172 +j7 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 1-2: S1-2 = S’1-2 – x U2đm = 9,712 + j7 – j105,75x10-6 x 1102 = 9,172 + j5,72 (MVA) Công sất đầu nguồn phát: SN = SN-1 + S1-2 = 7,136 + j8,49 + 9,172 + j5,72 = 16,308 + j14,21 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-1: Công suất đầu tổng trở ZN-1: S’N-1 = P’N-1 + jQ’N-1 = 7,136 + j9,518 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-1: ΔUN-1 = Với UN = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔUN-1 = = 0,78 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-1: UN-1 = UN – ΔUN-1 = 115,5 – 0,78 = 114,7 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B1: SB1 = (P1 + jQ1) + (ΔPB1 + jΔQB1) ΔPB1 và ΔQB1 đã có trong quá trình tính ngược => SB1 = (8 + j8,16) + (0,024 + j0,262) = 8,024 + j8,42 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B1: ΔUB1 = = 1,94 (kV) Điện áp phụ tải 1 quy đổi về phía cao áp: U’N-1 = UN-1 – ΔUB1 = 114,7 – 1,94= 112,76 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B2: Uhạ1 = = 23,67 (kV) %Độ lệch điện áp = = 7,59% b. Đoạn 1-2: Công suất đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = P’1-2 + jQ’1-2 = 9,172 + j7 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 1-2: ΔU1-2 = Với U1 = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔU1-2 = = 1,304 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 1-2: U1-2 = U1 – ΔU1-2 = 115,5 – 1,304 = 114,19 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B2: SB2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + jΔQB2) ΔPB2 và ΔQB2 đã có trong quá trình tính ngược => SB2 = (7,6 + j5,7) + (0,096 + j1) = 7,696 + j6,7 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B2: ΔUB2 = = 1,57 (kV) Điện áp phụ tải 2 quy đổi về phía cao áp: U’1-2 = U1-2 – ΔUB2 = 114,35 – 1,59 = 112,75 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B2: Uhạ2 = = 23,67 (kV) %Độ lệch điện áp = = 7,59% 2. Khu vực 2: Quá trình tính nghịch: ZN-3 3 Z3-4 4 N SN-3 S’N-3 S”N-3 SRN-3 S3-4 S’3-4 S”3-4 SR3-4 ΔSFe3 ΔSFe4 ZB3 ZB4 P3 + jQ3 P4 + jQ4 Các thông số đường dây: ZN-3 = RN-3 + jXN-3 = 4,17 + j12,58 (Ω) Z3-4 = R3-4 + jX5-3 = 7,38 + j9,63 (Ω) = j45,055 x 10-6 (1/Ω) = j29,4 x 10-6 (1/Ω) ZB3 = RB3 + jXB3 = 2,2 + j30,62 (Ω) ZB4= RB4 + jXB4 = 4,48 + j48,59 (Ω) ΔSFe3 = ΔPFe3 + jΔQFe3 = 0,073 + j0,63 (MVA) ΔSFe4 = ΔPFe4 + jΔQFe4 = 0,048 + j0,5 (MVA) P3 + jQ3 = 7,2 + j7,34 (MVA) P4 + jQ4 = 6,4 + j4,8 (MVA) Đoạn 3-4: Tổn thất công suất trạm biến áp B4: ΔPB4 = = 0,02 (MW) ΔQB4 = = 0,25 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 3-4: SR3-4 = (P4 + jQ4) + (ΔPB4 +jΔQB4) + (ΔPFe4 + jΔQFe4) = (6,4 + j4,8) + (0,02 + j0,25) + (0,048 +j0,5) = 6,468 + j5,53 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z3-4: S”3-4 = SR3-4 – x U2đm = 6,468 +j5,53 – j48,59x10-6 x 1102 = 6,468 + j4,94 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 3-4: ΔP3-4 = = 0,04 (MW) ΔQ3-4 = = 0,05 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z3-4: S’3-4 = S”3-4 + (ΔP3-4 + jΔQ3-4 ) = (6,468 + j4,94) + (0,04 + j0,05) = 6,058 + j4,99 (MVA) Công xuất đầu đoạn 3-4: S3-4 = S’3-4 – x U2đm = 6,508 + j4,99 – j29,4x10-6 x 1102 = 6,058 + j4,63 (MVA) Đoạn N-3: Tổn thất công suất trạm biến áp B3: ΔPB3 = = 0,019 (MW) ΔQB3 = = 0,267 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-3: SRN-3 = S3-5 + (P3 + jQ3) + (ΔPB3 + jΔQB3) + (ΔPFe3 + jΔQFe3) = (6,508 + j4,63) + (7,2 + j7,34) + (0,019 + j0,267) + (0,073 + j0,63) = 13,8 + j12,86 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-3: S”N-3 = SRN-3 – x U2đm = 13,8 + j12,86 – j45,055 x 10-6 x 1102 = 13,8 + j12,32 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-3: ΔPN-3 = = 0,117 (MW) ΔQN-3 = = 0,355 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-3: S’N-3 = S”N-3 + (ΔPN-3 + jΔQN-3 ) = (13,8 + j12,32) + (0,117 + j0,355) = 13,917 + j12,675 (MVA) Công xuất đầu đoạn N-3 cũng là công suất của nguồn cung cấp cho toàn đường dây: SN = SN-3 = S’N-3 – x U2đm = 13,917 + j12,675 – j45,055x10-6 x 1102 = 13,917 + j12,12 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-3: Công suất đầu tổng trở ZN-3: S’N-3 = P’N-3 + jQ’N-3 = 13,917 + j12,675 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-3: ΔUN-3 = Với UN = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔUN-3 = = 1,88 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-3: UN-3 = UN – ΔUN-3 = 115,5 – 1,88 = 113,6 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B3: SB3 = (P3 + jQ3) + (ΔPB3 + jΔQB3) ΔPB3 và ΔQB3 đã có trong quá trình tính ngược => SB3 = (7,2 + j7,34) + (0,019 + j0,267) = 7,2 + j7,6 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B3: ΔUB3 = = 2,18 (kV) Điện áp phụ tải 3 quy đổi về phía cao áp: U’N-3 = UN-3 – ΔUB3 = 113,6 – 2,18 = 111,4 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B3: Uhạ3 = = 23,39 (kV) %Độ lệch điện áp = = 6,3% b. Đoạn 3-4: Công suất đầu tổng trở Z3-4: S’3-4 = P’3-4 + jQ’3-4 = 6,058 + j4,63 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 3-4: ΔU3-4 = Với UN = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔU3-4 = = 0,8 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 3-4: U3-4 = UN – ΔU3-4 = 115,5 – 0,8 = 114,69 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B4: SB4 = (P4 + jQ4) + (ΔPB4 + jΔQB4) ΔPB4 và ΔQB4 đã có trong quá trình tính ngược => SB4 = (6,4 + j4,8) + (0,02 + j0,25) = 6,42 + j5,05 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B4: ΔUB4 = = 2,39 (kV) Điện áp phụ tải 4 quy đổi về phía cao áp: U’3-4 = U3-4 – ΔUB4 = 114,69 – 2,39 = 112,29 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B4: Uhạ4 = = 23,58 (kV) S’T5 ST6 S’T6 P5 + jQ5 ZB5 ΔSFe5 S’5 5 ZN-6 ZN-5 Z5-6 S*5 S*6 6 S*5-6 S’6 ΔSFe6 ZB6 P6 + jQ6 ST5 N %Độ lệch điện áp = = 7,18% 3. Khu vực 3: Quá trình tính nghịch: Các thông số đường dây: ZN-5 = RN-5+ jXN-5 = 8,45 + j13,38 (Ω) ZN-6 = RN-6 + jXN-6 = 12,07 + j18,92 (Ω) Z5-6 = R5-6 + jX5-6 = 14,54 + j13,97 (Ω) = j42,53 x 10-6 (1/Ω) = j60,15 x 10-6 (1/Ω) = j40,55 x 10-6 (1/Ω) ZB5 = RB5 + jXB5 = 3,58 + j42,2 (Ω) ZB6 = RB6 + jXB6 = 2,24 + j24,29 (Ω) ΔSFe5 = ΔPFe5 + jΔQFe5 = 0,1 + j1,05 (MVA) ΔSFe6 = ΔPFe6 + jΔQFe6 = 0,096 + j1 (MVA) P5 + jQ5 = 6,8 + j5,98 (MVA) P6 + jQ6 = 8,4 + j7,39 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B5: ΔPB5 = = 0,02 (MW) ΔQB5 = = 0,28 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B5: S’T5 = (P5 + jQ5) + (ΔPB5 + jΔQB5) = (6,8 + j5,98) + (0,02 + j0,28) = 6,82 + j6,26 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B5: ST5 = PT5 + jQT5 = P’T5+ ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5) = (6,82 + 0,1) + j(6,26 +1,05) = 6,82 + j7,41 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của doạn đường dây N-5 và 5-6 phát ra: ΔQCN-5 = x U2đm = 0,515 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 5 (phía cao áp): S’5 = PT5 + j(QT5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = P’T5 + ΔPFe5 + j(Q’T5 +ΔQFe5 – ΔQCN-5 – ΔQC5-6) = (6,82 + 0,1) + j(6,26 +1,05 – 0,515 – 0,49) = 8,116 + j7,306 (MVA) Tổn thất công suất trạm biến áp B6: ΔPB6 = = 0,02 (MW) ΔQB6 = = 0,25 (MW) Công suất ở đầu tổng trở của trạm biến áp B6: S’T6 = (P6 + jQ6) + (ΔPB6 + jΔQB6) = (8,4 + j7,39) + (0,02 + j0,25) = 8,42 + j7,64 (MVA) Công suất vào trạm biến áp B6: ST6 = PT6 + jQT6 = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6) = (8,42 + 0,096) + j(7,64 +1) = 8,516 + j8,64 (MVA) Công suất kháng do 1/2 điện dung của đoạn đường dây N-6 và 5-6 phát ra: ΔQCN-6 = x U2đm = 0,727 (MVAr) ΔQC5-6 = x U2đm = 0,49 (MVAr) Công suất tính toán tại nút số 6 (phía cao áp): S’6 = PT6 + j(QT6 – ΔQCN-6 – ΔQC5-6) = P’T6 + ΔPFe6 + j(Q’T6 +ΔQFe6 – ΔQCN-6 – ΔQC5-6) = (8,42 + 0,096) + j(7,64 +1 – 0,727 – 0,49) = 8,516 + j7,423 (MVA) Phân bố gần đúng công suất theo tổng trở: Công suất trên đoạn N-5: => SN-5 = 8,407 + j7,33 (MVA) Công suất trên đoạn N-6: => SN-6 = 7,029 + j6,379 (MVA) Kiểm tra lại: SN-5 + SN-6 = 8,407 + j7,33 + 7,029 + j6,379 = 15,436 + j13,709 S’T5 + S’T6 = 6,82 + j6,26 + 8,42 + j7,64 = 15,24 + j13,9 => SN-5 + SN-6 = S’T5 + S’T6 Suy ra công suất trên doạn 5-6 có chiều như hình vẽ S5-6 = SN-5 – S’5 = (8,407 + j7,33) – (6,92 + j6,305) = 1,487 – j1,025 (MVA) Điểm phân công suất tại nút số 6. S’6 N SN-5 S’N-5 S”N-1 SRN-1 1 S1-6 S’1-6 S”1-6 6 6 S”N-6 S’N-6 SN-6 N ZN-5 Z5-6 ZN-6 ST5 S’T5 S’6 ZB5 P5 + jQ5 Như vậy việc tính toán mạng điện kín được chuyển về tính toán theo mạng điện hở hình tia. Đoạn N-6: Công suất ở cuối tổng trở ZN-6: S”N-6 = SN-6 = 7,029 + j6,379 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn N-6: ΔUN-6 = = 1,86 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-6: ΔPN-6 = = 0,089 (MW) ΔQN-6 = = 0,14 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-6: S’N-6 = S”N-6 + (ΔPN-6 + jΔQN-6 ) = (7,029 + j6,379) + (0,089 + j0,14) = 7,118 + j6,519 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-6: SN-6 = S’N-6 – x U2đm = 7,118 + j6,519 – j60,15x10-6 x 1102 = 7,118 + j5,79 (MVA) Đoạn 5-6: Công suất ở cuối tổng trở Z5-6: S”5-6 = S5-6 = 1,487 – j1,025 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6 = = 0,32 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 5-6: ΔP5-6 = = 0,0039 (MW) ΔQ5-6 = = 0,0037 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = S”5-6 + (ΔP5-6 + jΔQ5-6) = (1,487 – j1,025) + (0,0039 + j0,0037) = 1,49 – j1,02 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 5-6: S5-6 = S’5-6 – x U2đm = 1,49 – j1,02 – j40,55x10-6 x 1102 = 1,49 – j1,51 (MVA) Đoạn N-5: Công suất cuối đoạn N-5: SRN-5 = S5-6 + ST5 = (1,49 – j1,51) + (6,82 + j7,41) = 8,31+ j5,89 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-5: S”N-5 = SRN-5 – x U2đm = 8,31 + j5,89 – j42,53x10-6 x 1102 = 8,31 + j5,37 (MVA) Tổn thất điện áp trên đoạn N-5: ΔUN-5 = = 1,29 (kV) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-5: ΔPN-5 = = 1,4 (MW) ΔQN-5 = = 2,2 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = S”N-5 + (ΔPN-5 + jΔQN-5 ) = (8,31 + j5,37) + (1,4 + j2,2) = 9,71 + j7,57 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-5: SN-5 = S’N-5 – x U2đm = 9,71 + j7,57 – j42,53x10-6 x 1102 = 9,71 + j7,05 (MVA) Công suất đầu nguồn phát N: SN = SN-5 + SN-6 = 9,71 + j7,05 + 7,188 + j5,79 = 16,828 + j12,84 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-5: Công suất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = P’N-5 + jQ’N-5 = 9,71 + j7,57 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-5: ΔUN-5 = Với UN = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔUN-5 = = 1,59 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-5: UN-5 = UN – ΔUN-5 = 115,5 – 1,59 = 113,91 (kV) Công suất S’T5 đầu tổng trở của máy biến áp B5 đã được tính trong quá trình tính ngược: S’T5 = 6,82 + j6,26 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B5: ΔUB5 = = 2,53 (kV) Điện áp phía thứ cấp máy biến áp B5 quy đổi về cao áp: U’N-5 = UN-5 – ΔUB5 = 113,91 – 2,53 = 111,38 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B5: Uhạ5 = = 23,8 (kV) %Độ lệch điện áp = = 8,18% b. Đoạn 5-6: Công suất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = P’5-6 + jQ’5-6 = 1,49 – j1,02 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6 = Với UN = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔU5-6 = = 0,31 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 5-6: U5-6 = UN – ΔU5-6 = 115,5 – 0,31 = 115,18 (kV) Công suất S’T6 đầu tổng trở của máy biến áp B6 đã được tính trong quá trình tính ngược: S’T6 = 8,42 + j7,64 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B6: ΔUB6 = = 1,77 (kV) Điện áp phía thứ cấp máy biến áp B6 quy đổi về cao áp: U’5-6 = U5-6 – ΔUB6 = 115,18 – 1,77 = 113,4 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B6: Uhạ6 = = 23,81 (kV) %Độ lệch điện áp = = 8,22% c. Đoạn N-6: Công suất đầu tổng trở ZN-6: S’N-6 = P’N-6 + jQ’N-6 = 7,118 + j6,519 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-6: ΔUN-6 = Với UN = 1,05Uđm = 1,05x110 = 115,5 (kV) => ΔUN-6 = = 1,81 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-6: UN-6 = UN – ΔUN-6 = 115,5 – 1,81 = 113,68 (kV) Do trong quá trình tính toán có sai số chút ít. Tạm tính điện áp tại nút số 6 = = 114,43 (kV) BẢNG KẾT QUẢ TÍNH TỔN THẤT ĐƯỜNG DÂY Khu vực Đường dây Tổn thất công suất tác dụng ∆PL (MW) Tổn thất công suất phản kháng ∆QL (MVAr) Công suất kháng do ½ điện dung đường dây sinh ra ΔQC (MVAr) 1 N-1 0,044 0,076 1,02 1-2 1,46 1,4 1,27 2 3-4 0,04 0,05 0,355 N-3 0,117 0,355 0,545 3 N-6 0,089 0,44 0,727 5-6 0,0039 0,0037 0,49 N-5 1,4 2,2 0,515 TỔNG 3,15 4,22 4,922 BẢNG TỔN THẤT CÔNG SUẤT TRONG TRẠM BIẾN ÁP Trạm biến áp ΔPFe (kW) ΔQFe (kVAr) ΔPB (MW) ΔQB (MVAr) 1 96 1000 0,02 0,28 2 96 1000 0,024 0,262 3 73 630 0,019 0,267 4 48 500 0,016 0,181 5 100 1050 0,02 0,25 6 96 1000 0,02 0,25 TỔNG 509 5180 0,119 1,49 BẢNG KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP LÚC PHỤ TẢI CỰC TIỂU Phụ tải Điện áp phía cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp (kV) % Độ lệch điện áp phía thứ cấp 1 114,7 112,75 23,67 7,59 2 114,19 112,75 23,67 7,59 3 113,6 111,4 23,39 6,3 4 114,69 112,29 23,58 7,18 5 113,91 111,38 23,8 8,18 6 114,43 113,4 23,1 8,22 BẢNG CÔNG SUẤT ĐẦU ĐƯỜNG DÂY CÓ NỐI VỚI NGUỒN STT Đường dây Công suất tác dụng đầu đường dây PS (MW) Công suất phản kháng đầu đường dây QS (MVAr) 1 N-1 16,308 8,49 2 N-3 13,917 12,12 3 N-5 8,407 7,33 4 N-6 7,029 6,379 TỔNG CÔNG SUẤT NGUỒN 45,661 40,039 7.4 Tính toán phân bố công suất lúc sự cố: 1. Khu vực 1: Khi đứt 01 dây trên đường dây lộ kép, dây còn lại phải tải toàn bộ dòng điện phụ tải còn lại. Quá trình tính nghịch: ZN-1 N SN-1 S’N-1 S”N-1 SRN-1 1 ΔPFe1 + jΔQFe1 ZB1 P1 + jQ1 a. Đoạn N-1 : Các thông số đường dây : ZN-1 = RN-1 + jXN-1 = 7,64 + j13,34 (Ω) ZB1= RB1 + jXB1 = 2,24 + j24,295 (Ω) = j42,45x10-6 (1/Ω) ΔPFe1 + jΔQFe1 = 0,096 + j1 (MVA) P1 + jQ1 = 8+ j8,16 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B1 : ΔPB1 = = 0,024 (MW) ΔQB1 = = 0,262 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-2 : SRN-2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + ΔQB2) + (ΔPFe2 + jΔQFe2) = (8,4 + j6,3) + (0,02+ j0,22) + (0,096 + j1) = 8,516 + j7,52 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-1: S”N-1 = SRN-1 – x U2đm = 8,12 + j9,42 – j42,45x10-6 x 1102 = 8,12 + j8,9 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn N-1 : ΔPN-1 = = 0,09 (MW) ΔQN-1 = = 0,16 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở ZN-1: S’N-1 S”N-1 + (ΔPN-1 + jΔQN-1) = (8,12 + j8,9) + (0,09 + j0,16) = 8,12 + j9,06 (MVA) Công suất ở đầu đoạn N-1 : SN-1 = S’N-1 – x U2đm = 8,12 + j9,061– j42,45x10-6 x 1102 = 8,21 + j8,54 (MVA) Z1-2 N S1-2 S’1-2 S”1-2 SR1-2 2 ΔPFe2 + jΔQFe2 ZB2 P2 + jQ2 b. Đoạn 1-2 : Các thông số đường dây : Z1-2= R1-2+ jX1-2= 18,96 + j18,22 (Ω) ZB2 = RB2 + jXB2 = 2,24 + j24,3 (Ω) = j52,875x10-6 (1/Ω) ΔPFe2 + jΔQFe2 = 0,096 + j1 (MVA) P2+ jQ2 = 7,6 + j5,7 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm B2: ΔPB2 = = 0,016 (MW) ΔQB2 = = 0,181 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 1-2 : SR1-2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + ΔQB2) + (ΔPFe2 + jΔQFe2) = (7,6 + j5,7) + (0,016 + j0,181) + (0,096 + j1) = 7,71 + j6,88 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z1-2: S”1-2 = SR1-2 – x U2đm = 7,71 + j6,88 – j52,87x10-6 x 1102 = 7,71 + j6,24 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng đoạn 1-2: ΔP1-2 = = 0,15 (MW) ΔQ1-2= = 0,14 (MVAr) Công suất ở đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = S”1-2 + (ΔP1-2+ jΔQ1-2) = (7,71 + j6,24) + (0,15 + j0,14) = 7,86 + j6,38 (MVA) Công suất ở đầu đoạn 1-2: S1-2 = S’1-2– x U2đm = 7,86 + j6,38 – j52,87x10-6 x 1102 = 7,86 + j5,74 (MVA) Công sất đầu nguồn phát: SN = SN-1 + S1-2 = 8,21 + j8,54 + 7,86 + j5,74 = 16,07 + j14,28 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-1: Công suất đầu tổng trở ZN-1: S’N-1 = P’N-1 + jQ’N-1 = 8,21 + j9,06 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-2: ΔUN-1 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-1 = = 1,51 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-1: UN-1 = UN – ΔUN-1 = 121 – 1,51 = 119,49 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B1: SB1 = (P1 + jQ1) + (ΔPB1 + jΔQB1) ΔPB1 và ΔQB1 đã có trong quá trình tính ngược => SB1 = (8 + j8,16) + (0,024 + j0,262) = 8,024 + j8,42 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B1: ΔUB1 = = 1,83 (kV) Điện áp phụ tải 1 quy đổi về phía cao áp: U’N-1 = UN-1 – ΔUB1 = 119,49 – 1,83 = 117,66 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B1: Uhạ1 = = 265,88 (kV) %Độ lệch điện áp = = 17,66% b. Đoạn 1-2: Công suất đầu tổng trở Z1-2: S’1-2 = P’1-2+ jQ’1-2= 7,86 + j6,38 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 1-2: ΔU1-2= Với U1 = 1,1Uđm = 1,05x110 = 121 (kV) => ΔU1-2= = 2,26 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 1-2: U1-2 = U1 – ΔU1-2= 121 – 2,26 = 118,73 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B2: SB2 = (P2 + jQ2) + (ΔPB2 + jΔQB2) ΔPB2 và ΔQB2 đã có trong quá trình tính ngược => SB2 = (7,6 + j5,7) + (0,016 + j0,181) = 7,616 + j5,88 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B2: ΔUB2 = = 1,34 (kV) Điện áp phụ tải 2 quy đổi về phía cao áp: U’1-2= U1-2– ΔUB2 = 118,73 – 1,34 = 117,39 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B2: Uhạ2 = = 25,8 (kV) %Độ lệch điện áp = = 17,27% 2. Khu vực 2: do không liên tục nên không cần tính sự cố: 3. Khu vực 3: Sự cố mạch kín, đứt đoạn N-6 là nặng nhất Quá trình tính nghịch: ZN-5 5 Z5-6 6 N SN-5 S’N-5 S”N-5 SRN-5 S5-6 S’5-6 S” 5-6 SR5-6 ΔSFe5 ΔSFe6 ZB5 ZB6 P5 + jQ5 P6 + jQ6 Các thông số đường dây: ZN-5 = RN-5 + jXN-5 = 8,45 + j13,38 (Ω) Z5-6 = R5-6 + jX5-6 = 14,54 + j13,97 (Ω) = j42,53 x 10-6 (1/Ω) = j40,55 x 10-6 (1/Ω) ZB5= RB5 + jXB5 = 3,58 + j42,2 (Ω) ZB6 = RB6 + jXB6 = 2,24 + j24,295 (Ω) ΔSFe5 = ΔPFe5 + jΔQFe5 = 0,1 + j1,05 (MVA) ΔSFe6 = ΔPFe6 + jΔQFe6 = 0,096 + j1 (MVA) P5 + jQ5 = 17 + j0,39 (MVA) P6 + jQ6 = 21+ j18,52 (MVA) Đoạn 5-6: Tổn thất công suất trạm biến áp B6: ΔPB6 = = 0,145 (MVAr) ΔQB6 = = 1,574 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn 5-6: SR5-6 = (P6 + jQ6) + (ΔPB6 +jΔQB6) + (ΔPFe6 + jΔQFe6) = (21 + j18,52) + (0,145 + j1,57) + (0,096 + j1) = 21,241+ j21,09 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở Z5-6: S”5-6 = SR5-6 – x U2đm = 21,241 + j21,09– j40,55x 10-6 x 1102 = 21,24 + j20,59 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn 5-6: ΔP1-6 = = 1,05 (MW) ΔQ5-6 = = 1,01 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = S”5-6 + (ΔP5-6 + jΔQ5-6 ) = (21,24+ j20,59) + (1,05 + j1,01) = 22,29 + j21,6 (MVA) Công xuất đầu đoạn 5-6: S5-6 = S’5-6 – x U2đm = 22,29 + j21,6 – j40,55 x 10-6 x 1102 = 22,29 + j21,1 (MVA) Đoạn N-5: Tổn thất công suất trạm biến áp B5: ΔPB5 = = 0,085 (MW) ΔQB5 = = 1,008 (MVAr) Công suất ở cuối đoạn N-5: SRN-5 = S5-6 + (P5 + jQ5) + (ΔPB5 +jΔQB5) + (ΔPFe5 + jΔQFe5) = (22,29 + j21,1) + (17 +j0,39) + (0,085 + j1,008) + (0,1 + j1,05) = 39,47 + j23,55 (MVA) Công suất ở cuối tổng trở ZN-5: S”N-5 = SRN-5 – x U2đm = 39,47 + j23,55– j42,53 x 10-6 x 1102 = 39,47 + j23 (MVA) Tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đoạn N-5: ΔPN-5 = = 1,45 (MW) ΔQN-5 = = 2,3 (MVAr) Công xuất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = S”N-5 + (ΔPN-5 + jΔQN-5 ) = (39,47 + j23) + (1,45 + j2,3) = 40,92 + j25,3 (MVA) Công xuất đầu đoạn N-5 cũng là công suất của nguồn cung cấp cho toàn đường dây: SN = SN-5 = S’N-5 – x U2đm = 40,92 + j25,3– j42,53x10-6 x 1102 = 40,92 + j24,78 (MVA) Quá trình tính thuận: a. Đoạn N-5: Công suất đầu tổng trở ZN-5: S’N-5 = P’N-5 + jQ’N-5 = 40,92+ j25,3 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn N-5: ΔUN-5 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔUN-5 = = 5,65 (kV) Điện áp ở cuối đoạn N-5: UN-5 = UN – ΔUN-5 = 121 – 5,65 = 115,34 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B5: SB5 = (P5 + jQ5) + (ΔPB5 + jΔQB5) ΔPB5 và ΔQB5 đã có trong quá trình tính ngược => SB5 = (17 + j0,39) + (0,085 + j1,008) = 17,085 + j1,39 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B5: ΔUB5 = = 1,03 (kV) Điện áp phụ tải 5 quy đổi về phía cao áp: U’N-5 = UN-5 – ΔUB5 = 115,34– 1,03 = 114,3 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B1: Uhạ5 = = 25,146 (kV) %Độ lệch điện áp = = 14,3% b. Đoạn 5-6: Công suất đầu tổng trở Z5-6: S’5-6 = P’5-6 + jQ’5-6 = 22,29 + j21,6 (MVA) (Có được từ quá trình tính ngược) Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6: ΔU5-6 = Với UN = 1,1Uđm = 1,1x110 = 121 (kV) => ΔU5-6 = = 5,17 (kV) Điện áp ở cuối đoạn 5-6: U5-6 = UN – ΔU5-6 = 121 – 5,17 = 115,82 (kV) Công suất đầu tổng trở của máy biến áp B5: SB6 = (P6 + jQ6) + (ΔPB6 + jΔQB6) ΔPB6 và ΔQB6 đã có trong quá trình tính ngược => SB6 = (21 + j18,52) + (0,145 + j1,57) = 22,145+ j19,82 (MVA) Sụt áp qua máy biến áp B6: ΔUB6 = = 0,82 (kV) Điện áp phụ tải 6 quy đổi về phía cao áp: U’5-6 = U5-6 – ΔUB6 = 115,82 – 0,82 = 114,99 (kV) Điện áp phía thứ cấp của máy biến áp B6: Uhạ6 = = 25,29 (kV) %Độ lệch điện áp = = 14,95% BẢNG KẾT QUẢ TÍNH TỔN THẤT ĐƯỜNG DÂY Khu vực Đường dây Tổn thất công suất tác dụng ∆PL (MW) Tổn thất công suất phản kháng ∆QL (MVAr) Công suất kháng do ½ điện dung đường dây sinh ra ΔQC (MVAr) 1 N-1 0,09 0,16 0,5 1-2 0,15 0,14 0,63 3 5-6 1,05 1,01 0,439 N-5 1,45 2,3 0,51 TỔNG 2,74 3,61 2,079 BẢNG TỔN THẤT CÔNG SUẤT TRONG TRẠM BIẾN ÁP Trạm biến áp ΔPFe (kW) ΔQFe (kVAr) ΔPB (MW) ΔQB (MVAr) 1 96 1000 0,02 0,28 2 96 1000 0,024 0,262 5 100 1050 0,085 1,008 6 96 1000 0,145 1,57 TỔNG 509 5180 0,274 3,12 BẢNG KẾT QUẢ ĐIỆN ÁP LÚC SỰ CỐ Phụ tải Điện áp phía cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp (kV) % Độ lệch điện áp phía thứ cấp 1 119,49 117,66 25,88 17,66 2 118,73 117,39 25,8 17,27 5 115,34 114,3 25,14 14,3 6 115,84 114,99 25,29 14,95 BẢNG CÔNG SUẤT ĐẦU ĐƯỜNG DÂY CÓ NỐI VỚI NGUỒN STT Đường dây Công suất tác dụng đầu đường dây PS (MW) Công suất phản kháng đầu đường dây QS (MVAr) 1 N-1 8,21 8,54 2 N-3 35,059 20,67 3 N-5 40,92 24,78 4 N-6 17,58 13,53 TỔNG CÔNG SUẤT NGUỒN 109,62 73,26 CHƯƠNG 8 ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN 8.1 Nội dung: Nhiều biện pháp điều chỉnh điện áp tại phụ tải được áp dụng nhằm đảm bảo chất lượng điện áp vận hành, đặt thiết bị bù, phân bố công suất hợp lí trong mạng điện, thay đổi đầu phân áp của máy biến áp thường và máy biến áp điều áp dưới tải Trong phạm vi đồ án môn học ngoài việc điều chỉnh thanh cái cao áp của nguồn sẽ tính toán chọn đầu phân áp tại các trạm giảm áp nhằm đảm bảo điện áp tại thanh cái ha áp trong phạm vi độ lệch cho phép. Việc chọn máy biến áp có đầu phân áp điều chỉnh thường (phải cắt điện máy biến áp khi thay đổi đầu phân áp), hay máy biến áp có đầu phân áp điều dưới tải phụ thuộc vào việc tính toán chọn đầu phân áp ứng với các chế độ làm việc khác nhau của mạng điện và vào yêu cầu phải điều chỉnh.Yêu cầu điều chỉnh điện áp phía hạ áp của Mạng điện là : +5% 8.2 Chọn đầu phân áp: Trong chương 7 ta đã có kết qủa tính toán điện áp phía hạ và độ lệch điện áp khi phía cao áp giả thiết đang dùng đầu định mức. Đầu phân áp Upa cao hay Upa tiêu chuẩn (kV) +14,24% 125,664 +12,46% 123,706 +10,68% 121,748 +8,90 % 119,79 +7,12 % 117,832 +5,34 % 115,874 +3,56 % 113,916 +1,78 % 111,958 0 % 110 kV (đầu định mức) - 1.78% 108.042 - 3.56% 106.084 - 5.34% 104.126 - 7.12% 102.168 - 8.90% 100.21 - 10.68% 98.252 -12.46% 96.294 - 14.24% 94.366 Chọn máy biến áp có 1 đầu định mức và ±8 × 1,78% theo bảng PL 4.4 Uđm cao / Uđm hạ = 110 / 22 (kV) Chọn Ukt hạ = 1,05 x Udm hạ = 1,05 x 22= 23,1 (kV) Với Uyc hạ = 22 + 5% = 22 - 23,1 (kV) Sơ đồ thay thế của máy biến áp lúc không tải Sơ đồ thay thế của máy biến áp lúc mang tải 8.3 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trong các trình trạng làm việc của mạng điện: 8.3.1 - Lúc phụ tải cực đại: - Máy biến áp 1: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp. Chọn đầu phân áp (+5) ứng với Upa cao = 119,79kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 2: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+3) ứng với Upa cao = 115,874 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 3: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 4: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+4) ứng với Upa cao = 117,832 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 5: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+5) ứng với Upa cao = 119,79kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 6: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916kV (kV) Độ lệch điện áp: BẢNG KẾT QUẢ CHỌN ĐẦU PHÂN ÁP LÚC PHỤ TẢI CỰC ĐẠI Trạm biến áp Uhạ trước khi chọn đầu phân áp Đầu phân áp chọn Uhạ sau khi chọn đầu phân áp % Độ lệch điện áp sau khi điều chỉnh 1 26,12 +5 x 1,78% 22,89 4,04 2 25,28 +3 x 1,78% 22,9 4,09 3 24,99 +2 x 1,78% 23,03 4,68 4 25,58 +4 x 1,78% 22,79 3,59 5 25,95 +5 x 1,78% 22,74 3,36 6 24,06 +2 x 1,78% 22,63 2,86 8.3.2 - Lúc phụ tải cực tiểu: - Máy biến áp 1: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp. Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 2: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 3: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+1) ứng với Upa cao = 111,958 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 4: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 5: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916 kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 6: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+2) ứng với Upa cao = 113,916 kV (kV) Độ lệch điện áp: BẢNG KẾT QUẢ CHỌN ĐẦU PHÂN ÁP LÚC PHỤ TẢI CỰC TIỂU Trạm biến áp Uhạ trước khi chọn đầu phân áp Đầu phân áp chọn Uhạ sau khi chọn đầu phân áp % Độ lệch điện áp sau khi điều chỉnh 1 23,67 +2 x 1,78% 22,92 4,18 2 23,67 +2 x 1,78% 22,86 3,9 3 23,39 +1 x 1,78% 22,98 4,45 4 23,58 +2 x 1,78% 22,77 3,5 5 23,38 +2 x 1,78% 22,58 2,63 6 23,81 +2 x 1,78% 22,99 4,5 8.3.3 - Lúc mạng điện bị sự cố: - Máy biến áp 1: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp. Chọn đầu phân áp (+4) ứng với Upa cao = 117,832kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 2: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+4) ứng với Upa cao = 117,832kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 5: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+3) ứng với Upa cao = 115,874kV (kV) Độ lệch điện áp: - Máy biến áp 6: (kV) : điện áp ở thanh cái hạ áp qui về phía cao áp Chọn đầu phân áp (+4) ứng với Upa cao = 115,874kV (kV) Độ lệch điện áp: BẢNG KẾT QUẢ CHỌN ĐẦU PHÂN ÁP LÚC SỰ CỐ Trạm biến áp Uhạ trước khi chọn đầu phân áp Đầu phân áp chọn Uhạ sau khi chọn đầu phân áp % Độ lệch điện áp sau khi điều chỉnh 14 25,88 +2 x 1,78% 23,06 4,81 2 25,8 +5 x 1,78% 23,01 4,59 5 25,14 +5 x 1,78% 22,78 3,54 6 25,29 +4 x 1,78% 22,92 4,18 CHƯƠNG 9 TỔNG KẾT CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN 9.1 Nội dung: Phần cuối của bản thiết kế là dự án kinh phí công trình và tính toán các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật. Việc lập dự toán công trình chỉ có thể tiến hành sau khi đã có bàn thiết kế chi tiết cụ thể từ đó lập ra các bản dự toán về các chi phí xây dựng trạm, chi phí xây dựng đường dây. Dự toán công tròn gồm các phần chủ yếu như xây dựng, lắp đặt máy, các hạn mục về thiết kế cơ bản. Trong phần tổng kết này chủ yếu tính giá thành tải điện thông qua việc tính toán tổn thất điện năng và thống kê các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật. 9.2 Tính toán tổn thất điện năng: Tính toán tổn thất điện năng ứng với tình trạng phụ tải cực đại. Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện chia ra làm 2 phần : 1- Tổn thất công suất trên đường dây: ∑∆PL = 2,229 MW 2 - Tổn thất công suất trong máy biến áp bao gồm: - Tổn thất đồng: = 0,599 MW - Tổn thất sắt: = 0,509 MW - Tổn thất công suất trong thiết bị bù: ∑∆Pbù = ∆P*. ∑Qbù= 0,005 . 55,05 = 0,275 MW - Tổn thất công suất tổng: ∆P∑ = ∑∆PL + ∑∆PCu + ∑∆PFe + ∑∆Pbù = = 2,229 + 0,599 + 0,509 + 0,275 = 3,612 MW - Tổn thất công suất tính theo % của toàn bộ phụ tải trong mạng điện: Trong đó : là tổng công suất tác dụng của phụ tải. 3 - Tổn thất điện năng hàng năm trong mạng điện: chia làm 2 phần - Tổn thất điện năng trong thép của MBA: ∆AFe = ∑∆PFe x T = 0,509 x 8760 = 4458,84 MWh - Tổn thất điện năng trên đường dây và trong cuộn dây của MBA: ∆AR = (∑∆PL + ∑∆PCu) x τ = (2,229 + 0,599) x 3411 = 9646,308MWh Trong đó τ : thời gian tổn thất công suất cực đại : τ = (0,124 + Tmax.10-4)2 x 8760 = (0,124 + 5000.10-4)2 x 8760= 3411 giờ/năm - Tổn thất điện năng trong thiết bị bù được tính như sau: ∆Abù = ∑∆Pbù x Tmax = 0,275 x 5000 = 1375 MWh - Tổng tổn thất điện trong toàn mạng điện: ∆A∑ = ∆AFe + ∆AR + ∆Abù = 4458,84 + 9646,308 + 1375 = 11021,308 MWh - Tổng tổn thất điện trong toàn mạng điện tính theo % của tổng điện năng cung cấp phụ tải: A∑ = P∑ x Tmax = 111 x 5000 = 555000 MWh 9.3 Tính toán giá thành tải điện: - Tính toán phí tổn vận hành hàng năm của mạng điện: Trong đó : - avh(L) : hệ số vận hành (khấu hao, tu sửa, phục vụ) của đường dây : + cột bêtông cốt thép : avh(L) = 0,04. avh(T) : hệ số vận hành của trạm biến áp. Ta lấy avh(T) = 0,1 KL : Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây = 4756880 USD c : giá tiền 1 kWh điện năng tổn thất = 0,05$/ kWh = 50 $/MWh KT : Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp, kết quả theo bảng sau : Trạm biến áp Số lượng máy Công suất định mức Giá tiền 1 máy 103 USD Giá tiền toàn trạm 103 USD 1 2 20.000 64 128 2 2 20.000 64 128 3 1 31.500 73,1 73,1 4 1 20.000 64 64 5 2 15.000 53,9 107,8 6 2 20.000 64 128 KT = 628,9. 103 (USD) Y = avh(L) x KL + avh(T) x KT + c x ∆A∑ = 0,04 x 475688 + 0,1 x 628,9 x103 + 50 x 11021,308 = 632982,92 (USD) - Giá thành tải điện : (USD/MWh) - Giá thành xây dựng mạng điện do 1 MW công suất phụ tải cực đại: (USD/MW) Trong đó 9.4 Bảng các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật: TT Các chỉ tiêu Đơn vị Trị số Ghi chú 1 Độ lệch điện áp lớn nhất % 4,81 Thanh góp hạ áp 1 2 Độ lệch điện áp lớn nhất lúc sự cố % 4,81 Thanh góp hạ áp 1 3 Tổng độ dài đường dây Km 234,79 4 Tổng công suất các TBA MVA 201,5 5 Tổng công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra MVAr 4,92 6 Tổng dung lượng bù MVAr 55,05 7 Vốn đầu tư đường dây 103USD 475688 8 Vốn đầu tư trạm biến áp 103USD 628,9 9 Tổng phụ tải max, P∑ MW 111 10 Điện năng tải hàng năm MWh 555000 11 Tổng tổn thất công suất ∆P∑ MW 3,612 12 Tổng tổn thất công suất ∆P∑ % % 3,254 13 Tổng tổn thất điện năng ∆A∑ MWh 11021,308 14 Tổng tổn thất điện năng ∆A∑ % % 1,98 15 Giá thành xây dựng mạng điện cho 1 MW phụ tải 103USD/MW 48,520 16 Phí tổn kim loại màu Tấn 420,601 17 Giá thành tải điện USD/MWh 1,14 18 Phí tổn vận hành hàng năm 103USD 632982 MỤC LỤC Trang Chương 1. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 1.1 Nội dung………………………………………………. 1 1.2 Cân bằng công suất tác dụng………………………….. 1 1.3 Cân bằng công suất phản kháng………………………. 2 1.4 Tính toán bù sơ bộ công suất kháng…………………... 3 Chương 2. DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT 2.1 Lựa chọn điện áp tải điện……………………………... 4 2.2 Chọn sơ đồ nối dây của mạng điện……………………. 4 2.3 Chọn tiết diện dây cho các phương án………………… 7 2.3.1 Phương án a, khu vực 1………………………. 7 2.3.2 Phương án b, khu vực 1………………………. 8 2.3.3 Phương án c, khu vực 1………………………. 9 2.3.4 Phương án cho khu vực 2.……………………. 11 2.3.5 Phương án cho khu vực 3.……………………. 12 Bảng số liệu tổng trở các đường dây……………….. 14 2.4 Tính toán tổn thất công suất…………………………… 15 2.4.1 Phương án a, khu vực 1………………………. 15 2.4.2 Phương án b, khu vực 1………………………. 16 2.4.3 Phương án c, khu vực 1………………………. 18 2.4.4 Phương án cho khu vực 2.……………………. 22 2.4.5 Phương án cho khu vực 3.……………………. 24 2.5 Các bảng số liệu tính toán…………………………….. 28 2.5.1 Khu vực 1…………………………………….. 28 2.5.2 Khu vực 2…………………………………….. 28 2.5.3 Khu vực 3…………………………………….. 28 2.6 Bảng tổn thất công suất tác dụng và phần trăm sụt áp cả 5 phương án………………………………………… 29 2.7 Chọn số bát sứ…………………………………………. 29 2.8 Chỉ tiêu về công suất kháng điệndo điện dung đường dây 29 Bảng tính toán cho 5 phương án…………………………… 30 2.9 Tổn hao vầng quang…………………………………… 30 Bảng tính toán cho 5 phương án (về tổn hao vầng quang) 31 Chương 3. SO SÁNH PHƯƠNG ÁN VỀ KINH TẾ 3.1 Nội dung……………………………………………….. 32 3.2 Tính toán………………………………………………. 32 3.3 Bảng tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế của 3 khu vực…….. 35 Chương 4. SƠ ĐỒ NỐI DÂY CHI TIẾT CHO MẠNG ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP 4.1 Nội dung……………………………………………….. 37 4.2 Chọn số lượng và công suất của máy biến áp trong trạm giảm áp…………………………………………… 37 4.2.1 Phụ tải 1……………………………………….. 37 4.2.2 Phụ tải 2……………………………………….. 37 4.2.3 Phụ tải 3……………………………………….. 37 4.2.4 Phụ tải 4……………………………………….. 37 4.2.5 Phụ tải 5……………………………………….. 38 4.2.6 Phụ tải 6……………………………………….. 38 4.3 Các thông số của máy biến áp………………………….. 38 Bảng tính tổng trở và tổn thất sắt của 1 máy biến áp trong trạm 39 Tổng trở tương đương và tổn thất sắt của trạm biến áp…….. 39 4.4 Sơ đồ nguyên lý………………………………………… 40 Chương 5. XÁC ĐỊNH DUNG LƯỢNG BÙ KINH TẾ VÀ GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 5.1 Nội dung……………………………………………….. 41 5.2 Tính toán bù kinh tế……………………………………. 41 5.2.1 Phí tổn tính toán của mạng khi đặt thiết bị bù 41 5.2.2 Tính toán dung lượng bù kinh tế……………… 43 Bảng kết quả bù kinh tế……………………………………. 47 Chương 6. TÍNH TOÁN CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG VÀ TÍNH TOÁN PHÂN BỐ THIẾT BỊ BÙ CƯỠNG BỨC 6.1 Nội dung……………………………………………….. 48 6.2 Tính cân bằng công suất kháng………………………… 48 6.2.1 Khu vực 1……………………………………… 48 6.2.2 Khu vực 2……………………………………… 51 6.2.3 Khu vực 3……………………………………… 53 6.2.4 Bảng số liệu…………………………………… 58 Chương 7. TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN 7.1 Nội dung……………………………………………….. 60 7.2 Tính toán phân bố công suất lúc phụ tải cực đại………. 60 7.3 Tính toán phân bố công suất lúc phụ tải cực tiểu………. 77 7.4 Tính toán phân bố công suất lúc sự cố…………………. 94 Chương 8. ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN 8.1 Nội dung……………………………………………….. 104 8.2 Chọn đầu phân áp……………………………………… 104 8.3 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trong các tình trạng làm việc của mạng điện………………………………………….. 105 8.3.1 Lúc phụ tải cực đại……………………………. 105 8.3.2 Lúc phụ tải cực tiểu……………………………. 107 8.3.3 Lúc mạng điện bị sự cố………………………… 109 Chương 9. TỔNG KẾT CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN 9.1 Nội dung……………………………………………….. 111 9.2 Tính toán tổn thất điện năng……………………………. 111 9.3 Tính toán giá thành tải điện…………………………….. 112 9.4 Bảng chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật………..…………………. 113 Mục lục…………………………………………………………………… 115