Đồ án Thiết kế lưới điện khu vực

điện –Nguyễn Văn Đạm NXBKHKT) ta chọn được tiết diện tiêu chuẩn gần nhất là: Ftc=70mm2 có ICP=265A. Mà Iscmax=2*69.98=139.96(A) < ICP Mặt khác tiết diện hồ quang là 70mm2 do đó tiết diện này hoàn toàn thoả mãn về mặt kĩ thuật. b, Tính Ubt, Usc: Với khoảng cách hai dây là 5m thì đường dây AC-70 có thông số kĩ thuật như sau: x0=0.442/km, r0=0.46/km, b0=2.58.10-6S /km. Vì đường dây hai mạch nên: R=r0.lN-1/2=0.46*80.62/2= 18.54(); X=x0lN-1/2=0.442*80.62/2=17.82(); Vậy: =5.39% Sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt một mạch trong hai mạch của đường dây ta có: Usc=2*Ubt= 2*5.38=10.78%. 2.3.1.2. Tính tương tự cho các đoạn N-2, N-3, N-4, N-5, N-6 ta được bảng sau: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 l(km) 80.62 55.90 80.00 53.85 50.99 60.82 Imax(A) 69.98 87.47 72.89 102.05 96.22 75.81 Isc(A) 139.96 174.94 145.78 204.1 192.44 151.62 Fkt(mm2) 63.62 79.52 66.26 92.77 87.47 68.92 Mã dây AC-70 AC-70 AC-70 AC-95 AC-95 AC-70 R() 18.64 12.86 18.40 8.88 8.41 13.99 X() 17.82 12.35 17.68 11.66 11.04 13.44 số mạch 2 2 2 2 2 2 ICP(A) 265 265 265 330 330 265 P(MW) 24 30 25 35 33 26 Q(MW) 11.62 14.53 12.11 16.95 15.98 12.55 Ubt% 5.39 4.67 5.57 4.20 3.75 4.40 Usc% 10.78 9.34 11.14 8.40 7.50 8.80 Từ bảng ta có: Utbmax%=5.57%; Uscmax%=11.14%. 2.3.2.Phương án 2: Ta có sơ đồ: Tính tương tự phương án 1 cho các đoạn N-1; N-4; N-5; N-6. 2.3.2.1. Xét đoạn 2--3 ta có: l4-3=26.92(km); ==>=72.89(A). Fkt=72.89/1,1=66.27(mm2) Isc=2* I2-3=145.78(A) Chọn Ftc=70(mm2); Với AC-70 ta có: x0=0,44(/km); r0=0,46(/km); b0=2,58.10-6(S/km); và dòng điện cho phép là 265(A); Ta thấy ICP>Iscvà tiết diện này lớn hơn tiết diện vầng quang do đó tiết diện ta chọn phù hợp về mặt kĩ thuật. suy ra: R2-3=r0.l2-3/2=0,46*26.92/2=6.19(); X2-3=x0.l2-3/2=0,44*26.92/2=5.92(); Vậy: Ubt%=1.87%. Usc%= 3.74%. 2.3.2.2. Xét đoạn N-2 LN—2 = 55.90km Ta có: IN-2= =160.37(A); Fkt=INĐ-1/Jkt=160.37/1,1=145.79(mm2). Isc=2.*IN-2=320.74(A) Vậy ta chọn tiết diện tiêu chuẩn gần nhất là: Ftc=150(mm2). Với AC_150 có: x0=0,42(/km); r0=0,21(/km); b0=2,74.10-6(S/km); ICP=512(A). Ta thấy ICP>Isc nên tiết diện ta chọn là phù hợp. Khi đó ta có: RN-2=r0.lNĐ-4/2=0,21*55.90/2=5.87(); XN-2=x0.lNĐ-4/2=0,42*55.90/2=11.74(); Suy ra: Usc%= 2*Utb%=10.50%. Đối với đoạn N-2-3 thì tổn thất ở chế độ bình thường là: Utb%=5.25+1.87=7.12%. Tổn thất sự cố lớn nhất khi đứt một dây ở đoạn đầu gần nguồn là: Usc%=10.50+1.87=12.37%. 2.3.2.3., Ta có bảng tổng kết như sau: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-5 N-6 l(km) 80.62 55.90 26.92 53.85 50.99 60.82 Imax(A) 69.98 160.37 72.89 102.05 96.22 75.81 Isc(A) 139.96 320.74 145.78 204.1 192.44 151.62 Fkt(mm2) 63.62 145.79 66.27 92.77 87.47 68.92 Mã dây AC-70 AC-150 AC-70 AC-95 AC-95 AC-70 R() 18.64 5.87 6.19 8.88 8.41 13.99 X() 17.82 11.74 5.92 11.66 11.04 13.44 số mạch 2 2 2 2 2 2 ICP(A) 265 512 265 330 330 265 P(MW) 24 55 25 35 33 26 Q(MW) 11.62 26.63 12.11 16.95 15.98 12.55 Ubt% 5.39 5.25 1.87 4.20 3.75 4.40 Usc% 10.78 10.50 3.74 8.40 7.50 8.80 Vậy Ubtmax%=7.12% và Uscmax%=12.37% 2.3.3.Phương án 3 : Sơ đồ Ta thấy chỉ có nhánh 1,2,3 là thay đổi so với phương án 1 còn các nhánh 4,5,6 không thay đổi so với phương án 1 . Tính toán hoàn toàn không thay đổi so với fương án trước nên ta có bảng tổng kết: Đoạn N-2 2-1 2-3 N-4 N-5 N-6 l(km) 55.90 33.54 26.92 53.85 50.99 60.82 Imax(A) 230.35 69.98 72.89 102.05 96.22 75.81 Isc(A) 460.71 139.96 145.78 204.1 192.44 151.62 Fkt(mm2) 209.42 63.62 66.27 92.77 87.47 68.92 Mã dây AC-240 AC-70 AC-70 AC-95 AC-95 AC-70 R() 3.63 7.11 6.19 8.88 8.41 13.99 X() 10.90 7.38 5.92 11.66 11.04 13.44 số mạch 2 2 2 2 2 2 ICP(A) 605 265 265 330 330 265 P(MW) 79 24 25 35 33 26 Q(MW) 38.26 11.62 12.11 16.95 15.98 12.55 Ubt% 5.82 2.11 1.87 4.20 3.75 4.40 Usc% 11.63 4.23 3.74 8.40 7.50 8.80 -Đối với đoạn N –2-1 thì tổn thất ở chế độ bình thường là: ΔUbt% = 5.82 + 2.11 =7.93% Khi có sự cố đứt 1 dây ở gần nguồn thì tổn thất là: ΔUsc% = 11.62 + 2.11 = 13.73% - Đối với đoạn N-2-3 thì tổn thất ở chế độ bình thường là: ΔUbt% = 5.82+ 1.87 =7.69% Khi có sự cố đứt 1 dây ở gần nguồn thì tổn thất là: ΔUsc% = 11.62 + 1.87 = 13.49% Vậy Ubtmax%=7.93% và Uscmax%=13.73% 2.3.4. Phương án 4 Sơ đồ: Ta thấy phương án này giống fương án 3 ở các nhánh 1,2,3,4. Chỉ khác fương án 3 ở các nhánh 5,6 nên việc tính toán hoàn toàn tương tự như fương án trước và ta có bảng tổng kết: Đoạn N-2 2-1 2-3 N-4 N-5 5-6 l(km) 55.90 33.54 26.92 53.85 50.99 22.36 Imax(A) 230.35 69.98 72.89 102.05 172.03 75.81 Isc(A) 460.71 139.96 145.78 204.1 344.07 151.63 Fkt(mm2) 209.42 63.62 66.27 92.77 156.39 68.92 Mã dây AC-240 AC-70 AC-70 AC-95 AC-150 AC-70 R() 3.63 7.11 6.19 8.88 5.35 5.14 X() 10.90 7.38 5.92 11.66 10.71 4.92 số mạch 2 2 2 2 2 2 ICP(A) 605 265 265 330 512 265 P(MW) 79 24 25 35 59 26 Q(MW) 38.26 11.62 12.11 16.95 28.58 12.59 Ubt% 5.82 2.11 1.87 4.20 5.14 1.62 Usc% 11.63 4.23 3.74 8.40 10.28 3.23 -Đối với đoạn N –2-1 thì tổn thất ở chế độ bình thường là: ΔUbt% = 5.82 + 2.11 =7.93% Khi có sự cố đứt 1 dây ở gần nguồn thì tổn thất là: ΔUsc% = 11.62 + 2.11 = 13.73% - Đối với đoạn N-2-3 thì tổn thất ở chế độ bình thường là: ΔUbt% = 5.82+ 1.87 =7.69% Khi có sự cố đứt 1 dây ở gần nguồn thì tổn thất là: ΔUsc% = 11.62 + 1.87 = 13.49% - Đối với đoạn N-5-6 thì tổn thất ở chế độ bình thường là: ΔUbt% = 5.14+ 1.62=6.76% Khi có sự cố đứt 1 dây ở gần nguồn thì tổn thất là: ΔUsc% = 10.28 + 1.62 = 11.90% Vậy Ubtmax%=7.93% và Uscmax%=13.73% 2.3.5.phương án 5 Sơ đồ: Ta thấy fương án này gần giống fương án 3 ở các nhánh 1,2,3,6. chỉ khác ở nhánh 4,5 Tính toán cho nhánh 4,5 ta có: a) Tính công suất truyền tải trên các đoạn dây: Công suất truyền trên N- PT4 là : SN-4 = . Mà ta có S4 = 35 + 16.95j (MVA) S5 = 33 + 15.98j (MVA) Do đó ta có: SN-4 = = 33.69+16.32j (MVA) Tương tự ta có công suất truyền trên đoạn N-5 là: SN-5 = =34.31+16.61j (MVA) Công suất truyền tải trên 5-4 là: S5-4 = 1.31+0.63j (MVA). Vậy phụ tải 4 là điểm phân công suất b) Tính các dòng điện và chọn tiết diện dây dẫn. IN-4==*1000=196.48(A). Tương tự cho các đoạn N-5, 5-4 : IN-5=200.07(A); I5-4=7.63(A). Với mật độ dòng điện kinh tế 1,1(A/mm2) ta có các tiết diện kinh tế là: FN-4=196.48/1,1=178.62(mm2); FN-5=200.07/1,1=181.88(mm2); F5-4=7.6/1,1=6.91(mm2); Vậy ta chọn các tiết diện tiêu chuẩn gần nhất như sau: FN-4=FN-5=185mm2 có ICP=510A và F5-4=70 mm2 có ICP=265A Sự cố nguy hiểm nhất là đứt một trong các đoạn đầu đường dây trong mạch kín khi đó dòng điện chạy trên đoạn dây đầu còn lại bằng: I scmax=396.53(A) Và dòng điện sự cố lớn nhất chạy trên đoạn 5-4 xảy ra khi đứt đoạn N-4 và có giá trị là: I sc5-4max=204.11(A) Như vậy tiết diện ta chọn là phù hợp, thoả mãn điều kiện vầng quang và phát nóng. c) Tính Ubt, Usc: Các thông số đường dây: Với dây AC-185 có: r0=0.17(/km); x0=0.41(/km); b0=2.82.10-6(S/km); và dòng điện cho phép là: 510(A); +) Đối với đoạn N-4 ta có: RN-4=r0*lN-4=0.17*53.85=9.15(); XN-4=x0*lN-4= 0.41*53.85=22.08() Đối với đoạn N-4 thì sự cố đứt đoạn N-5 là sự cố nguy hiểm nhất ta có: +) Đoạn N-5 RN-5=r0*lN-5=0.17*50.99=8.67(); XN-5=x0*lN-5=0,41*50.99=20.91(); Tương tự như đoạn N-4 ta có: +) Đoạn 5-4: Với dây AC-70 ta có: r0=0,46(/km); x0=0,44(/km); b0=2,58*10-6(S/km); Vậy: R5-4=r0*l5-6=0,46*50=23(/km); X5-4=x0*l5-6=0,44*50=22(/km); Sự cố nguy hiểm nhất, tổn thất lớn nhất là khi đứt dây một trong hai đoạn đầu gần nguồn. Khi đứt đoạn N-5: Khi đứt đoạn N-4: Đối với đoạn N-5-4: Tổn thất điện áp ở chế độ vận hành bình thường lớn nhất trên nó là: Utb%=5.52+0.36=5.88%. Tổn thất điện áp lớn nhất ở chế độ sự cố xảy ra khi đứt đoạn N-5 ta có: Uscmax=11..15+9.73=20.88%. Ta có bảng tổng kết như sau: Đoạn N-2 2-1 2-3 N-4 N-5 5-4 N-6 l(km) 55.90 33.54 26.92 53.85 50.99 50 60.82 Imax(A) 230.35 69.98 72.89 196.48 200.07 7.63 75.81 Isc(A) 460.71 139.96 145.78 396.53 396.53 204.11 151.62 Fkt(mm2) 209.42 63.62 66.27 178.62 181.88 6.93 68.92 Mã dây AC-240 AC-70 AC-70 AC-185 AC-185 AC-70 AC-70 R() 3.63 7.11 6.19 9.15 8.67 23 13.99 X() 10.90 7.38 5.92 22.08 20.91 22 13.44 số mạch 2 2 2 1 1 1 2 ICP(A) 605 265 265 510 510 265 265 P(MW) 79 24 25 33.69 34.31 1.61 26 Q(MW) 38.26 11.62 12.11 16.32 16.61 0.63 12.55 Ubt% 5.82 2.11 1.87 5.52 5.33 0.36 4.40 Usc% 11.63 4.23 3.74 11.15 10.56 9.73 8.80 Vậy ta có: Ubtmax%=5.88% và Uscmax%=20.88%. 2.3.6. Bảng tổng kết kết quả: Từ bảng các số liệu tính toán ta có bảng tổng kết như sau: U% PA1 PA2 PA3 PA4 PA5 Ubtmax% 5.57 7.12 7.93 7.93 5.88 Uscmax% 11.14 12.37 13.37 13.37 20.88 Từ bảng tổng kết ta thấy cả năm phương án đều thoả mãn điều kiện kĩ thuật vì vậy ta giữ lại cả 5 phương án xét và so sánh về mặt kinh tế để tìm ra phương án tối ưu nhất. 2.4. So sánh các phương án về mặt kinh tế. Để so sánh về mặt kinh tế các phương án ta dựa vào hàm chi phí tính toán hàng năm sau: z=(avh+atc).k+A.C; trong đó: avh: Hệ số khấu hao về hao mòn, sửa chữa thường kì và phục vụ đường dây trong năm, được tính theo vốn đầu tư K, ở đây ta lấy avh=0,04 vì ta dùng cột thép . K: Vốn đầu tư để xây dựng đường dây. atc: hệ số định mức hiệu quả vốn đầu tư, atc=0,125. C: Giá của 1kwh, C=500đ/kwh. A: Tổn thất trong mạng điện, được tính: ΔA= K = ΣKi*li Với: : thời gian tổn thất công suất lớn nhất tính theo công thức sau = (0.124+Tmax)*10-4)*8700 = (0.124 + 5000*10-4)*8700 = 3411 (h) Ki: Vốn đầu tư cho một km đường dây. li: Chiều dài đường dây. Pimax: Tổn thất công suất tác dụng trong chế độ phụ tải cực đại. Tmax: Thời gian sử dụng công suất lớn nhất ở đây Tmax=5000h. Sau đây ta sẽ tính cụ thể cho từng phương án: Dự kiến các phương án đều dùng cột thép, vốn đầu tư cho 1km đường dây đối với một số loại dây là: AC-70: k=208*106đ/km. AC-95: k=283*106đ/km. AC120: k=354*106đ/km AC-150: k= 403*106đ/km. AC-185: k= 441*106đ/km. ACO-240: k=500*106đ/km. Đối với đường dây hai mạch vốn đầu tư tăng 1,6 lần so với vốn đầu tư đường dây một mạch 2.4.1. Phương án 1 Ta có vốn đầu tư để xây dựng đường dây được tính. KN-1=1.6*208.106 *80.62=26.83*109đ. KN-2=1.6*208.106 *55.90=18.603*109đ KN-3=1.6*208.106 *80.00=26.63*109đ. KN-4=1.6*283.106 *53.85=24.38*109đ. KN-5=1.6*283.106 *50.99=23.09*109đ. KN-6=1.6*208.106 *60.82=20.24*109đ. Suy ra: K= KN1+ KN2 +KN3 +KN4 +KN5 +KN6 =139.77*109(đ). Bảng tổng kết: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 l(km) 80.62 55.90 80.00 53.85 50.99 60.82 Mã dây AC-70 AC-70 AC-70 AC-95 AC-95 AC-70 Số mạch 2 2 2 2 2 2 k0i(106đ/km) 1.6*208 1.6*208 1.6*208 1.6*283 1.6*283 1.6*208 Ki(tỉ đồng) 26.83 18.603 26.63 24.38 23.09 20.24 (ti đồng)= 139.77(tỉ đồng) Tổn thất trên mỗi đoạn đường dây là: . 1.18(MW). 1.17(MW). 1.11(MW). 0.96(MW). PN1+PN2+PN3+PN4+PN5+PN6=6.445(MW) Vậy: Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 R() 18.64 12.86 18.40 8.88 8.41 13.99 P(MW) 24 30 25 35 33 26 Q(MW) 11.62 14.53 12.11 16.95 15.98 12.55 1.095 1.18 1.17 1.11 0.93 0.96 =6.445 A=.=6.45*103*3411=21.98*106(KW); suy ra:Z=(0,04+0,125)*139.77*109+21.98*106*500=34.052*109(đ) 2.4.2.Phương án 2 Tính tương tự ta có bảng tổng kết sau: Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-5 N-6 l(km) 80.62 55.90 26.92 53.85 50.99 60.82 Mã dây AC-70 AC-150 AC-70 AC-95 AC-95 AC-70 Số mạch 2 2 2 2 2 2 k0i(106đ/km) 1.6*208 1.6*403 1.6*208 1.6*283 1.6*283 1.6*208 Ki(tỉ đồng) 26.71 36.04 8.96 24.38 23.09 20.24 (ti đồng)= 139.42(tỉ đồng) Vậy K = 139.42( tỉ đồng). Đoạn N-1 N-2 2-3 N-4 N-5 N-6 R() 18.64 5.87 6.19 8.88 8.41 13.99 P(MW) 24 55 25 35 33 26 Q(MW) 11.62 26.63 12.11 16.95 15.98 12.55 1.095 1.81 0.39 1.11 0.93 0.96 =6.30 A=.=6.30*103*3411=21.49*106(KW); suy ra:Z=(0,04+0,125)*139.42*109+21.49*106*500=33.75*109(đ) 2.4.3.Phương án3 Tính tương tự ta có bảng tổng kết sau: Đoạn N-2 2-1 2-3 N-4 N-5 N-6 l(km) 55.90 33.54 26.92 53.85 50.99 60.82 Mã dây ACO-240 AC-70 AC-70 AC-95 AC-95 AC-70 Số mạch 2 2 2 2 2 2 k0i(106đ/km) 1.6*500 1.6*208 1.6*208 1.6*283 1.6*283 1.6*208 Ki(tỉ đồng) 44.72 11.16 8.96 24.38 23.09 20.24 (tỉ đồng)= 132.55(tỉ đồng) Vậy K = 132.55( tỉ đồng). Đoạn N-2 2-1 2-3 N-4 N-5 N-6 R() 3.63 7.11 6.19 8.88 8.41 13.99 P(MW) 79 24 25 35 33 26 Q(MW) 38.26 11.62 12.11 16.95 15.98 12.55 2.31 0.42 0.39 1.11 0.93 0.96 =6.80 A=.=6.12*103*3411=20.88*106(KW); suy ra:Z=(0,04+0,125)*132.55*109+23.29*106*500=33.52*109(đ) 2.4.4.Phương án4 Tính tương tự ta có bảng tổng kết sau: Đoạn N-2 2-1 2-3 N-4 N-5 5-6 l(km) 55.90 33.54 26.92 53.85 50.99 22.36 Mã dây ACO-240 AC-70 AC-70 AC-95 AC-150 AC-70 Số mạch 2 2 2 2 2 2 k0i(106đ/km) 1.6*500 1.6*208 1.6*208 1.6*283 1.6*403 1.6*208 Ki(tỉ đồng) 44.72 11.15 8.93 24.38 32.88 7.44 (tỉ đồng)= 129.51(tỉ đồng) Vậy K = 129.51( tỉ đồng). Đoạn N-2 2-1 2-3 N-4 N-5 5-6 R() 3.63 7.11 6.19 8.88 5.35 5.14 P(MW) 79 24 25 35 59 26 Q(MW) 38.26 11.62 12.11 16.95 28.58 12.55 2.31 0.42 0.39 1.11 1.90 0.96 =7.09 A=.=7.09*103*3411=24.18*106(KW); suy ra:Z=(0,04+0,125)*129.51*109+24.18*106*500=33.45*109(đ) 2.4.5. Phương án 5: Tính tương tự ta có bảng tổng kết sau: Đoạn N-2 2-1 2-3 N-4 N-5 4-5 N-6 l(km) 55.90 33.54 26.92 53.85 50.99 50 60.82 Mã dây ACO-240 AC-70 AC-70 AC-185 AC-185 AC-70 AC-70 Số mạch 2 2 2 1 1 1 2 k0i(106đ/km) 1.6*500 1.6*208 1.6*208 441 441 208 1.6*208 Ki(tỉ đồng) 44.72 11.16 8..96 23.74 22.48 10.4 20.24 (tỉ đồng)= 141.7(tỉ đồng) Vậy K = 141.7( tỉ đồng). Đoạn N-2 2-1 2-3 N-4 N-5 5-4 N-6 R() 3.63 7.11 6.19 9.15 8.67 23 13.99 P(MW) 79 24 25 33.69 34.31 1.61 26 Q(MW) 38.26 11.62 12.11 16.32 16.61 0.63 12.55 2.31 0.42 0.39 1.07 1.04 0.01 0.96 =6.2 A=.=6.2*103*3411=21.15*106(KW); suy ra:Z=(0,04+0,125)*141.7*109+21.15*106*500=33.95*109(đ) 2.4.6.Bảng kết quả: Phương án 1 2 3 4 5 Utbmax% 5.57 7.12 7.93 7.93 5.88 Uscmax% 11.14 12.37 13.37 13.37 20.88 z(109đ) 34.052 33.75 33.52 33.45 33.95 Căn cứ vào bảng tổng kết ta thấy ba phương án 4 là phương án có chi phí kinh tế là thấp nhất nên ta chọn phương án 4 là phương án tối ưu. Chương III Lựa chọn mba và sơ đồ nối dây 3.1. Lựa chọn MBA. 3.1.1. Lựa chọn số lượng MBA. Do các hộ loại tiêu thụ là hộ loại một nên để đảm bảo độ tin cậy cho cung cấp điện một cách liên tục, thì mỗi trạm BA cần phải chọn hai MBA vận hành song song mỗi máy được nối vào một phân đoạn thanh góp riêng và giữa các phân đoạn này có một máy cắt tự động đóng cắt khi cần thiết. 3.1.2 Lựa chọn công suất MBA. Công suất MBA được chọn phải đảm bảo cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường lúc phụ tải làm việc cực đại khi có sự cố một MBA phải ngừng làm việc thì MBA còn lại phải đảm bảo cung cấp công suất cho các phụ tải. Do trạm có hai MBA làm việc song song, nên công suất lựa chọn MBA phải thoả mãn: Trong đó: n: số MBA trong trạm ,ta chọn n=2. k: là hệ số hiệu quả của MBA trong trạm, k=1,4; Smax: Công suất cực đại của phụ tải. Vậy: ;đặt S*=;suy ra SS* Tên : Phụ tải 1 Phụ tải 2 Phụ tải 3 Phụ tải 4 Phụ tải 5 Phụ tải 6 Pi(MW) 24 30 25 35 33 26 Qi(MW) 11.62 14.53 12.11 16.95 15.98 12.55 Si* 19.05 23.81 19.84 27.78 26.19 20.63 Loại máy biến áp TPDH- 25000/110 TPDH- 25000/110 TPDH- 25000/110 TPDH- 32000/110 TPDH- 32000/110 TPDH- 25000/110 Các thông số của MBA TPDH-25000/110 là: Uc=115(KV); Un%=10,5%; Pn=120(KW); P0=29(KW); I0%=0,8; R=2,54(); X=55,9();Q0=200(KW); Các thông số của MBA TPDH-32000/110 là: Uc=115(KV); Un%=10,5%; Pn=145(KW); P0=35(KW); I0%=0.75; R=1.87(); X=43.5();Q0=240(KW); 3.2. Sơ đồ trạm biến áp. 3.2.1. Trạm nguồn. Dùng sơ đồ hai hệ thống thanh góp (liên hệ với nhau bởi máy cắt liên lạc-MCLL). 3.2.2. Trạm trung gian. Dùng sơ đồ hệ thống hai phân đoạn thanh góp. 3.2.3. Trạm cuối. Dùng hệ thống có hai phân đoạn thanh góp: + Nếu l>70(km) thì đặt máy cắt cao áp ở phía đường dây bởi vì với chiều lớn thì sự cố đường dây xảy ra nhiều . + Với l<70(km) thì đặt máy cắt điện áp ở phía MBA ta có sơ đồ trạm biến áp của mạng điện thiết kế. Chương IV tính chính xác trạng thái vận hành của lưới điện Trong chương này ta đi xác định các trạng thái vận hành của mạng điện cụ thể là tính chính xác các trạng thái vận hành của mạng điện. Có ba trạng thái cơ bản: phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và chế độ sau sự cố. 4.1. Trạng thái phụ tải cực đại. Vì chỉ biết điên áp trên thanh góp của nhà máy điện do đó ta tính chế độ qua hai giai đoạn.Mà điện áp trên thanh góp nhà máy điện trong chhế độ phụ tải cực đại được xác định theo công thức sau: UN=110%Uđm=110*110/100=121(KV). Bảng thông số các đường dây như sau:(các số liệu tính cho đường dây 2 mạch) Đoạn N-2 2-1 2-3 N-4 N-5 5-6 Mã dây AC-240 AC-70 AC-70 AC-95 AC-150 AC-70 l(km) 55.90 33.54 26.92 53.85 50.99 22.36 R() 3.63 7.11 6.19 8.88 5.35 5.14 X() 10.90 7.38 5.92 11.66 10.71 4.92 B(10-6S) 320 173 139 286 280 116 B/2(10-6S) 160 86.5 69.5 143 140 58 4.1.1.Tính cho đoạn N-2-3-1 Giai đoạn 1: Tính tổn thất công suất Sơ đồ, sơ đồ thay thế như sau: Ta có các loại thông số Đường dây: 1=7.11+j 7.38(); 2=3.63+j 10.90(); 3=6.19+j 5.92(); Bỏ qua G ta có: Y1/2=B1/2=0.87.10-4(S); Y2/2=B2/2=1.6.10-4(S); Y3/2=B3/2=0.7.10-4(S); Trạm biến áp 1, 2 và 3: ( 2TPDH-25000/110 ) ZB1= ZB2 =B3= 1/2*(2.54+j55.9)=1.27+j 27.95(); ΔS01=ΔS02=ΔS03=2(29+j 200)/1000=0.058+j 0.4(MVA); Công suất phụ tải : 1=24 +j11.62(MVA); 2=30+j14.53 (MVA); 3=25+j12.11 (MVA); Chọn điện áp tại các của mạng điện bằng điện áp định mức của mạng điện ta có: *)Tính cho đoạn 2-3: 3=25+j12.11 (MVA); B3= 1.27+j 27.95();03=0.058+j 0.4(MVA); Y3/2=B3/2=0.7*10-4(S); 3=6.19+j5.92(); 0.081+j 1.782 (MVA) 'B3= 3+B3= 25+j12.11+0.081+j 1.782=25.081+j 13.892(MVA); c3='B3+ 03=25.081+j13.892+0.058+j0.4=25.139+j 14.292 (MVA) Qc3c=Qc3d=B3.U2đm/2=1102*0.7*10-4=0.847 (MVAr); 3''=c3-jQc3c= 25.139+j14.292 -j 0.847=25.139+j 13.445(MVA); 0.416+j 0.398(MVA); Vậy '3=''3+d3=25.139+j 13.445 +0.416+j .398=25.555+j13.843(MVA) *)Tính cho đoạn 2-1: 0.075+j 1.642(MVA) 'B1= 1+B1=24+j 11.62 +0.075+j 1.642=24.075+j 13.262(MVA); c1='B1+ 01=24.075+j 13.262+0.058+j 0.4=24.133+j 13.662(MVA); Qc1c=Qc1d=B1*U2đm/2=1102*0.87*10-4=1.052(MVAr); 1''=c1'-jQc1c =24.133+j13.662-j1.052 =24.133+j12.61(MVA) 0.452+j0.469(MVA) Vậy ’ 1 =’’ 1+d1=24.133+j12.61+0.452+j0.469=24.585+j 13.079(MVA) *) Tính toán cho đoạn N-2: 0.117+j 2.567(MVA) 'B2= 2+B2= 30+j 14.53+0.117+j 2.567=30.117+j 17.097 (MVA); c2='B2+ 02=30.117+j 17.097+0.058+j 0.4=30.175+j 17.497 (MVA) Qc2c=Qc2d=B2.U2đm/2=1102*1.6.10-4=1.936 (MVAr); 2''=c2-jQc2c+S1’+S3’-jQc1d-jQc3d= 80.315+j 38.653 (MVA); 2.383+j7.163(MVA); '2=''2+d2= 80.315+j 38.653+2.383+j 7.163=82.698+j 45.816 (MVA) Vậy ta có SN2=S2’-jQc2d=82.698+j45.817-j1.936=82.698+j43.881(MVA) Giai đoạn 2: Tính điện áp tại các nút. Tổn thất điện áp trên đoạn N-2 là: 6.434(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 2 là: Uc2=UN- Ud2=121-6.434=114.566(KV); Tổn thất điện áp trên MBA 2 là: 3.877(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 2 đã quy về điện áp cao là: Uh2=Uc2- UB2=114.566-3.877=110.689(KV); Tổn thất điện áp trên đoạn 2-3 là: 2.053(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA3 là: Uc3=Uc2- Ud3=114.566-2.053=112.513(KV); Tổn thất điện áp trên MBA 3 là: 3.290(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 3 đã quy về điện áp cao là: Uh3=Uc3- UB3=112.513-3.29=109.223(KV); Tổn thất điện áp trên đoạn 2-1 là: 2.368(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 1 là: Uc1=Uc2- Ud1=114.566-2.368=112.198(KV); Tổn thất điện áp trên MBA 1 là: 3.166(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 1 đã quy về điện áp cao là: Uh1=Uc1- UB1=112.198-3.166=109.032(KV); 4.1.2. Tính toán cho đoạn N-4: Sơ đồ dây và sơ đồ thay thế: *) Giai đoạn 1: tính dòng công suất Ta có số liệu ban đầu S4=35+j16.95(MVA); Máy biến áp B4( 2TPDH-32000/110 ): B4=1/2*(1.87+j43.5)=0.935+j 21.75(); 04=2(35+j240)/1000=0.07+j 0.48(MVA); Thông số của đường dây: Zd4= 8.88+j11.66() Y4/2=B4/2=1.43*10-4(S); Ta có : 0.117+j 2.718(MVA) 'B4= 4+B4=35+j 16.95+0.117+j 2.718=35.117+j 19.668 (MVA); c4='B4+ 04=35.117+j 19.668 +0.07+j 0.48=35.187+j 20.16(MVA); Qc4c=Qc4d=B4*U2đm/2=1102*1.43.10-4=1.730(MVAr); 4''=c4-jQc4c =35.187+j20.16-j 1.730 =35.187+j 18.43(MVA) 1.158+j 1.520(MVA) ’ 4 =’’ 4+d4=35.187+j 18.43 +1.158+j 1.520 =36.345+j 19.95(MVA) N4=’ 4-jQc4d=36.345+j 19.95-j 1.730= 36.345+j 18.22(MVA) *)Giai đoạn 2 : Tính độ sụt áp 4.358(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 4là: Uc4=UN- Ud4=121- 4.358=116.642 (KV); Tổn thất điện áp trên MBA 4 là: 3.441(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 4đã quy về điện áp cao là: Uh4=Uc4- UB4=116.642-3.441=113.201 (KV); 4.1.3. Tính toán cho đoạn N-5-6: Sơ đồ dây và sơ đồ thay thế. *) Giai đoạn 1: Tính dòng công suất : - Đường dây Zd5=5.35+j10.71(Ω) Zd6=5.14+j4.92(Ω) Y5/2=B5/2=1.4*10-4(S); Y6/2=B6/2=0.58*10-4(S); -Trạm biến áp 5( 2TPDH-32000/110 ): B5=1/2*(1.87+j43.5)=0.935+j 21.75(); 05=2(35+j240)/1000=0.07+j 0.48(MVA); -Trạm biến áp 6 ( 2TPDH-25000/110 ) B6= 1/2*(2.54+j55.9)=1.27+j 27.95(); 06=2(29+j 200)/1000=0.058+j 0.4(MVA); -Phụ tải .S5= 33+j15.98(MVA); S6=26+j12.59(MVA); Tính cho đoạn 5-6 = 0.088+j 1.927(MVA) 'B6= 6+B6= 26+j 12.59 +0.088+j 1.927=26.088+j 14.517 (MVA); c6='B6+ 06=26.088+j 14.517 +0.058+j 0.4=26.146+j 14.917 (MVA) Qc2c=Qc2d=B2.U2đm/2=1102*0.58*10-4=0.701 (MVAr); 6''=c6-jQc6c= 26.146+j 14.917 -j 0.701=26.146+j 14.216(MVA); 0.376+j0.360(MVA); '6=''6+d6= 26.146+j 14.216 +0.376+j 0.360=26.522+j 14.567(MVA) Tính cho đoạn N-5: 0.104+j 2.416(MVA) 'B5= 5+B5=33+j 15.98 +0.104+j 2.416=33.104+j 18.396 (MVA); c5='B5+ 05=33.104+j 18.396 +0.07+j 0.48 =33.174+j 18.876(MVA); Qc5c=Qc5d=B5*U2đm/2=1102*1.4*10-4=1.694(MVAr); 5''=c5'-jQc5c +Sc6-jQc6d=33.174+j 18.876-j 1.694+26.522+j14.567-j0.701 = 59.696+j 31.048(MVA) 2.002+j4.007(MVA) ’ 5 =’’ 5+d5=59.696+j 31.048 +2.002+j4..007=61.698+j 35.055(MVA) Vậy SN5 = S5’—jQc5d = 61.698+j35.055-j1.694=61.698+j33.361(MVA). *) Giai đoạn 2 : Tính điện áp tại các nút. Tổn thất điện áp trên đoạn N-5 là: 5.831(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 5là: Uc5=UN- Ud5=121- 5.831=115.169(KV); Tổn thất điện áp trên MBA5 là: 3.285(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 5đã quy về điện áp cao là: Uh5=Uc5- UB5=115.169-3.285=111.883 (KV); Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6 là: 1.806(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 6 là: Uc6=Uc5- Ud6=115.169-1.806=113.363(KV); Tổn thất điện áp trên MBA6 là: 3.395(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 6 đã quy về điện áp cao là: Uh6=Uc6- UB6=113.363-3.395=109.967(KV); Bảng tổng kết điện áp nút ở chế độ phụ tải cực đại : Đoạn (KV) Uci(KV) (KV) Uhi(KV) N-2 6.434 114.566 3.877 110.689 2-1 2.368 112.198 3.166 109.032 2-3 2.053 112.513 3.290 109.223 N-4 4.358 116.642 3.441 113.201 N-5 5.831 115.169 3.285 111.883 5-6 1.906 113.363 3.395 109.967 Ghi chú: các điện áp Uhi ghi trên bảng ở thanh hạ áp là điện áp qui đổi về phía cao áp. Bảng : Dòng công suất của mạng trong chế độ cực đại Đoạn N-2 2-1 2-3 N-4 N-5 5-6 TOTAL (MVA) 30+j14.53 24+j11.62 25+.j12.11 35+j16.95 33+j15.98 26+j12.59 MVA) 0.058+j0.4 0.058+j0.4 0.058+j0.4 0.07+j0.48 0.07+j0.48 0.058+ j0.4 0.372+j2.56 (MVA) 0.117+ j2.567 0.075+ j1.642 0.081+j1.782 0.117+ j2.718 0.104+ j2.416 0.088+ j1.927 0.309+j13.052 (MVA) 30.117+ j17.097 24.08+ j13.26 25.081+ j13.892 35.117+ j19.668 33.104+ j18.396 26.088+ j14.517 (MVA) 30.175+ j17.497 24.13+ j13.66 25.139+ j14.292 35.187+ j20.16 33.174+ j18.876 26.146+ j14.917 Qcic=Qcid_ (MVAr) 1.936 1.052 0.847 1.730 1.694 0.701 (MVA) 80.315+ j30.653 24.133+ j12.61 25.139+ j13.445 35.187+ j18.43 59.696+ j31.048 26.146+ j14.216 (MVA) 2.383+ j7.163 0.452+ j0.469 0.416+j0.398 1.158+ j1.520 2.002+j4.007 0.376+ j0.360 6.787+j13.917 (MVA) 82.698+ j45.816 24.585+ j13.075 25.558+ j13.843 36.345+ j19.95 61.698+ j35.055 26.622+ j14.567 (MVA) 82.698+ j43.881 36.345+ j18.22 61.698+ j33.361 180.741+j95.462 Cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện: SN2=82.698+j 43.881(MVA); SN$=36.345+j 18.22(MVA); SN5=61.698+j 33.361(MVA); Tổng công suất yêu cầu trên thanh cái của nguồn là: SN=SN1+SN4+SN5=180.741+j 95.962(MVAr); Tổng công suất phản kháng theo yêu cầu là: =95.962 (MVAr): Giả thiết nguồn cung cấp đủ công suất theo yêu cầu : =180.741(MW) Tổng công suất phản kháng do nguồn phát ra là: =180.741*0.619=112.013(MVAr) Vì nên ta không cần bù kĩ thuật khi vận hành ở chế độ cực đại. 4.2. Chế độ phụ tải cực tiểu. Điện áp trên thanh cái của nguồn UN=105%.Uđm=115,5(KV); ở chế độ phụ tải cực tiểu thì công suất phụ tải bằng 50% công suất phụ tải ở chế độ cực đại. Vì công Công suất phụ tải nhỏ nên để vận hành kinh tế ta xem xét có thể cắt bớt một máy biến áp ở các trạm hay không. Điều kiện để cắt bớt một máy biến áp trong trạm là: Smin; Trong đó: Sđm: Công suất định mức của máy biến áp. 0: Tổng tổn thất công suất khi không tải. n: Tổng tổn thất công suất khi ngắn mạch. Xét trạm 1: Smin==13.33(MVA) SC=17.380(MVA); Vậy trạm 1 được cắt bớt 1 MBA. Tính tương tự cho các trạm còn lại ta có bảng sau: Trạm Smin S\C Số máy còn lại 1 13.33 17.380 1 2 16.67 17.380 1 3 13.89 17.380 1 4 19.44 22.234 1 5 18.33 22.234 1 6 14.44 17.380 1 Vậy tất cả các trạm đều cắt đi một máy biến áp . 4.2.1.Tính cho đoạn N-2-3-1 Giai đoạn 1: Tính tổn thất công suất Sơ đồ, sơ đồ thay thế như sau: Ta có các loại thông số Đường dây: 1=7.11+j 7.38(); 2=3.63+j 10.90(); 3=6.19+j 5.92(); Bỏ qua G ta có: Y1/2=B1/2=0.87.10-4(S); Y2/2=B2/2=1.6.10-4(S); Y3/2=B3/2=0.7.10-4(S); Trạm biến áp 1, 2 và 3: ( 2TPDH-25000/110 ) ZB1= ZB2 =B3= 2.54+j55.9 ΔS01=ΔS02=ΔS03=(29+j 200)/1000=0.029+j 0.2(MVA); Công suất phụ tải : 1=12 +j5.81MVA); 2=15+j7.26 (MVA); 3=12.5+j6.054(MVA); Chọn điện áp tại các của mạng điện bằng điện áp định mức của mạng điện ta có: *)Tính cho đoạn 2-3: 3=12.5+j6.054(MVA); B3= 2.54+j 55.9();03=0.029+j 0.2(MVA); Y3/2=B3/2=0.7*10-4(S); 3=6.19+j5.92(); 0.04+j 0.891 (MVA) 'B3= 3+B3= 12.5+j6.05+0.04+j 0.891=12.54+j 6.941(MVA); c3='B3+ 03=12.54+j6.941+0.029+j0.2=12.569+j 7.141 (MVA) Qc3c=Qc3d=B3.U2đm/2=1102*0.7*10-4=0.847 (MVAr); 3''=c3-jQc3c= 12.569+j7.141-j 0.847=12.569+j 6.294(MVA); 0.101+j 0.0966(MVA); Vậy '3=''3+d3=12.569+j 6.294 +0.101+j .0.097=12.67+j6.391(MVA) *)Tính cho đoạn 2-1: 0.037+j 0.821(MVA) 'B1= 1+B1=12+j 5.81 +0.037+j 0.821=12.037+j 6.631(MVA); c1='B1+ 01=12.037+j 6.631+0.029+j 0.2=12.066+j 6.831(MVA); Qc1c=Qc1d=B1*U2đm/2=1102*0.87*10-4=1.052(MVAr); 1''=c1'-jQc1c =12.066+j6.831-j1.052 =12.066+j5.779(MVA) 0.105+j0.109(MVA) Vậy ’ 1 =’’ 1+d1=12.066+j5.779+0.105+j0.109=12.171+j 5.888(MVA) *) Tính toán cho đoạn N-2: 0.058+j 1.283(MVA) 'B2= 2+B2=15+j 7.265+0.058+j 1.283=15.058+j 8.548 (MVA); c2='B2+ 02=15.058+j 8.548+0.029+j 0.2=15.087+j 8.748 (MVA) Qc2c=Qc2d=B2.U2đm/2=1102*1.6.10-4=1.936 (MVAr); 2''=c2-jQc2c+S1’+S3’-jQc1d-jQc3d= 39.928+j 17.191 (MVA); 0.567+j1.702(MVA); '2=''2+d2= 39.928+j 17.191+0.567+j 1.702=40.495+j 18.893 (MVA) Vậy ta có SN2=S2’-jQc2d=40.495+j18.893-j1.936=40.495+j16.957(MVA) Giai đoạn 2: Tính điện áp tại các nút. Tổn thất điện áp trên đoạn N-2 là: 3.056(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 2 là: Uc2=UN- Ud2=115.5-3.056=112.44(KV); Tổn thất điện áp trên MBA 2 là: 3.948(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 2 đã quy về điện áp cao là: Uh2=Uc2- UB2=112.44-3.948=108.492(KV); Tổn thất điện áp trên đoạn 2-3 là: 1.034(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA3 là: Uc3=Uc2- Ud3=112.44-1.034=111.406(KV); Tổn thất điện áp trên MBA 3 là: 3.322(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 3 đã quy về điện áp cao là: Uh3=Uc3- UB3=111.406-3.322=108.08(KV); Tổn thất điện áp trên đoạn 2-1 là: 1.156(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 1 là: Uc1=Uc2- Ud1=112.44-1.156=111.28(KV); Tổn thất điện áp trên MBA 1 là: 3.912(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 1 đã quy về điện áp cao là: Uh1=Uc1- UB1=111.28-3.912=108.08(KV); 4.2.2. Tính toán cho đoạn N-4: Sơ đồ dây và sơ đồ thay thế: *) Giai đoạn 1: tính dòng công suất Ta có số liệu ban đầu S4=17.5+j8.476(MVA); Máy biến áp B4( 2TPDH-32000/110 ): B4=1.87+j43.5(); 04=(35+j240)/1000=0.035+j 0.24(MVA); Thông số của đường dây: Zd4= 8.88+j11.66() Y4/2=B4/2=1.43*10-4(S); Ta có : 0.058+j 1.359(MVA) 'B4= 4+B4=17.5+j 8.476+0.058+j 1.359=17.558+j 9.835 (MVA); c4='B4+ 04=17.558+j 9.835 +0.035+j 0.24=17.593+j 10.075(MVA); Qc4c=Qc4d=B4*U2đm/2=1102*1.43.10-4=1.730(MVAr); 4''=c4-jQc4c =17.593+j10.075-j 1.730 =17.593+j 8.345(MVA) 0.278+j 0.365(MVA) ’ 4 =’’ 4+d4=17.593+j 8.345 +0.278+j 0.365 =17.871+j 8.710(MVA) N4=’ 4-jQc4d=17.781+j 8.710-j 1.730= 17.781+j 6.98(MVA) *)Giai đoạn 2 : Tính độ sụt áp 2.253(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 4là: Uc4=UN- Ud4=115.5- 2.253=113.246 (KV); Tổn thất điện áp trên MBA 4 là: 3.544(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 4đã quy về điện áp cao là: Uh4=Uc4- UB4=113.246-3.544=109.701 (KV); 4.2.3. Tính toán cho đoạn N-5-6: Sơ đồ dây và sơ đồ thay thế. *) Giai đoạn 1: Tính dòng công suất : - Đường dây Zd5=5.35+j10.71(Ω) Zd6=5.14+j4.92(Ω) Y5/2=B5/2=1.4*10-4(S); Y6/2=B6/2=0.58*10-4(S); -Trạm biến áp 5( 2TPDH-32000/110 ): B5=1.87+j43.5(); 05=(35+j240)/1000=0.035+j 0.24(MVA); -Trạm biến áp 6 ( 2TPDH-25000/110 ) B6=2.54+j55.9(); 06=(29+j 200)/1000=0.029+j 0.2(MVA); -Phụ tải .S5= 16.5+j7.99(MVA); S6=13+j6.296(MVA); Tính cho đoạn 5-6 = 0.043+j 0.963(MVA) 'B6= 6+B6= 13+j 6.296 +0.043+j 0.963=13.043+j 7.259 (MVA); c6='B6+ 06=13.043+j 7.259 +0.029+j 0.2=13.072+j 7.459 (MVA) Qc2c=Qc2d=B2.U2đm/2=1102*0.58*10-4=0.701 (MVAr); 6''=c6-jQc6c= 13.072+j 7.459 -j 0.701=13.072+j 6.758(MVA); 0.092+j0.088(MVA); '6=''6+d6= 13.072+j 6.758 +0.092+j 0.088=13.164+j 6.846(MVA) Tính cho đoạn N-5: 0.052+j 1.208(MVA) 'B5= 5+B5=16.5+j 7.99 +0.052+j 1.208=16.552+j 9.198 (MVA); c5='B5+ 05=16.552+j 9.198 +0.035+j 0.24=16.587+j 9.438(MVA); Qc5c=Qc5d=B5*U2đm/2=1102*1.4*10-4=1.694(MVAr); 5''=c5'-jQc5c +Sc6-jQc6d=16.587+j 9.438-j 1.694+13.072+j7.459-j0.701 = 29.659+j 14.502(MVA) 0.482+j0.967(MVA) ’ 5 =’’ 5+d5=29.695+j 14.502 +0.482+j0.967=30.177+j 15.469(MVA) Vậy SN5 = S5’—jQc5d = 30.177+j15.469-j1.694=30.177+j13.775(MVA). *) Giai đoạn 2 : Tính điện áp tại các nút. Tổn thất điện áp trên đoạn N-5 là: 2.832(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 5là: Uc5=UN- Ud5=115.5- 2.832=112.667(KV); Tổn thất điện áp trên MBA5 là: 3.359(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 5đã quy về điện áp cao là: Uh5=Uc5- UB5=112.667-3.359=109.308 (KV); Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6 là: 0.899(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 6 là: Uc6=Uc5- Ud6=112.667-0.899=111.767(KV); Tổn thất điện áp trên MBA6 là: 3.444(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 6 đã quy về điện áp cao là: Uh6=Uc6- UB6=111.767-3.444=108.322(KV); Bảng tổng kết điện áp nút ở chế độ phụ tải cực tiểu : Đoạn (KV) Uci(KV) (KV) Uhi(KV) N-2 3.056 112.44 3.948 108.492 2-1 1.156 111.28 3.912 108.08 2-3 1.034 111.406 3.322 108.08 N-4 2.253 113.246 3.544 109.701 N-5 2.832 112.267 3.359 109.308 5-6 0.899 111.767 3.444 108.332 Ghi chú: các điện áp Uhi ghi trên bảng ở thanh hạ áp là điện áp qui đổi về phía cao áp. Đoạn N-2 2-1 2-3 N-4 N-5 5-6 TOTAL (MVA) 15+j7.26 12+j5.81 12.5+j6.054 17.5+j8.476 16.5+j7.99 13+j6.296 MVA) 0.029+j0.2 0.029+j0.2 0.029+j0.2 0.035+j0.24 0.035+j0.24 0.029+j0.2 0.186+j1.28 (MVA) 0.058+ j1.283 0.037+ j0.821 0.04+j0.891 0.058+ j1.359 0.052+ j1.208 0.043+ j0.963 0.288+j6.625 (MVA) 15.058+ j8.548 12.037+ j6.631 12.54+j6.941 17.558+ j9.835 16.552+ j9.198 13.043+ j7.259 (MVA) 15.087+ j8.747 12.066+ j6.831 12.569+j7.141 17.593+ j10.07 16.587+ j9.438 13.072+ j7.459 Qcic=Qcid_ (MVAr) 1.936 1.052 0.847 1.730 1.694 0.701 (MVA) 39.928+ j17.191 12.066+ j5.779 12.569+j6.294 17.593+ j8.345 29.659+ j14.502 13.072+ j6.759 (MVA) 0.56+ j1.072 0.105+ j0.169 0.101+j0.0966 0.278+ j0.365 0.482+ j0.967 0.092+ j0.088 1.618+j2.758 (MVA) 49.495+ j18.893 12.171+ j5.888 12.67+j6.391 17.87+j8.71 30.177+ j15.468 13.164+ j6.846 (MVA) 40.495+ j16.957 17.781+ j6.98 30.177+ j13.775 88.453+ j37.712 Cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện: SN2=40.495+j 16.957(MVA); SN$=17.781+j 6.98(MVA); SN5=30.177+j 13.775(MVA); Tổng công suất yêu cầu trên thanh cái của nguồn là: SN=SN1+SN4+SN5=88.453+j 37.712(MVAr); Tổng công suất phản kháng theo yêu cầu là: =37.712 (MVAr): Giả thiết nguồn cung cấp đủ công suất theo yêu cầu : =88.453(MW) Tổng công suất phản kháng do nguồn phát ra là: =88.453*0.619=54.752(MVAr) Vì nên ta không cần bù kĩ thuật khi vận hành ở chế độ cực đại. 4.3. Tính các thông số mạng điện ở chế độ sự cố. Ta xét trường hợp sự cố nặng nề nhất đó là trường hợp đứt một dây trên mạch kép ở gần nguồn khi hệ thống ở chế độ phụ tải cực đại, ở chế độ sự cố điện áp trên thanh cái cao áp của máy phát bằng 110%Uđm của mạng điện. UN=110%Uđm =110%.110=121(KV); Khi đó điện trở và điện kháng của đường dây gặp sự cố tăng gấp đôi còn điện dẫn dung dẫn giảm một nửa. Bảng thông số các đường dây như sau:(các số liệu tính cho đường dây khi bị sự cố) Đoạn N-2 2-1 -2-3 N-4 N-5 5-6 Mã dây AC-240 AC-70 AC-70 AC-95 AC-150 AC-70 Số mạch khi có sự cố 1 2 2 1 1 2 l(km) 55.90 33.54 26.92 53.85 50.99 22.36 R() 7.26 7.11 6.19 17.76 10.7 5.14 X() 21.8 7.38 5.92 23.32 21.42 4.92 B(10-6S) 160 173 139 143 140 116 B/2(10-6S) 80 86.5 69.5 71.5 70 58 4.3.1.Tính cho đoạn N-2-3-1 Giai đoạn 1: Tính tổn thất công suất Sơ đồ, sơ đồ thay thế như sau: Ta có các loại thông số Đường dây: 1=7.11+j 7.38(); 2=7.26+j 21.8(); 3=6.19+j 5.92(); Bỏ qua G ta có: Y1/2=B1/2=0.87.10-4(S); Y2/2=B2/2=0.8.10-4(S); Y3/2=B3/2=0.7.10-4(S); Trạm biến áp 1, 2 và 3: ( 2TPDH-25000/110 ) ZB1= ZB2 =B3= 1/2*(2.54+j55.9)=1.27+j 27.95(); ΔS01=ΔS02=ΔS03=2(29+j 200)/1000=0.058+j 0.4(MVA); Công suất phụ tải : 1=24 +j11.62(MVA); 2=30+j14.53 (MVA); 3=25+j12.11 (MVA); Chọn điện áp tại các của mạng điện bằng điện áp định mức của mạng điện ta có: *)Tính cho đoạn 2-3: 3=25+j12.11 (MVA); B3= 1.27+j 27.95();03=0.058+j 0.4(MVA); Y3/2=B3/2=0.7*10-4(S); 3=6.19+j5.92(); 0.081+j 1.782 (MVA) 'B3= 3+B3= 25+j12.11+0.081+j 1.782=25.081+j 13.892(MVA); c3='B3+ 03=25.081+j13.892+0.058+j0.4=25.139+j 14.292 (MVA) Qc3c=Qc3d=B3.U2đm/2=1102*0.7*10-4=0.847 (MVAr); 3''=c3-jQc3c= 25.139+j14.292 -j 0.847=25.139+j 13.445(MVA); 0.416+j 0.398(MVA); Vậy '3=''3+d3=25.139+j 13.445 +0.416+j .398=25.555+j13.843(MVA) *)Tính cho đoạn 2-1: 0.075+j 1.642(MVA) 'B1= 1+B1=24+j 11.62 +0.075+j 1.642=24.075+j 13.262(MVA); c1='B1+ 01=24.075+j 13.262+0.058+j 0.4=24.133+j 13.662(MVA); Qc1c=Qc1d=B1*U2đm/2=1102*0.87*10-4=1.052(MVAr); 1''=c1'-jQc1c =24.133+j13.662-j1.052 =24.133+j12.61(MVA) 0.452+j0.469(MVA) Vậy ’ 1 =’’ 1+d1=24.133+j12.61+0.452+j0.469=24.585+j 13.079(MVA) *) Tính toán cho đoạn N-2: 0.117+j 2.567(MVA) 'B2= 2+B2= 30+j 14.53+0.117+j 2.567=30.117+j 17.097 (MVA); c2='B2+ 02=30.117+j 17.097+0.058+j 0.4=30.175+j 17.497 (MVA) Qc2c=Qc2d=B2.U2đm/2=1102*0.8.10-4=0.968 (MVAr); 2''=c2-jQc2c+S1’+S3’-jQc1d-jQc3d= 80.315+j 37.685 (MVA); 4.722+j14.180(MVA); '2=''2+d2= 80.315+j 37.685+4.722+j 14.180=84.857+j 51.865 (MVA) Vậy ta có SN2=S2’-jQc2d=84.857+j51.865-j0.968=84.857+j50.897(MVA) Giai đoạn 2: Tính điện áp tại các nút. Tổn thất điện áp trên đoạn N-2 là: 14.43(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 2 là: Uc2=UN- Ud2=121-14.43=106.564(KV); Tổn thất điện áp trên MBA 2 là: 3.877(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 2 đã quy về điện áp cao là: Uh2=Uc2- UB2=106.564-3.877=102.687(KV); Tổn thất điện áp trên đoạn 2-3 là: 2.053(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA3 là: Uc3=Uc2- Ud3=106.564-2.053=104.511(KV); Tổn thất điện áp trên MBA 3 là: 3.290(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 3 đã quy về điện áp cao là: Uh3=Uc3- UB3=104.511-3.29=101.221(KV); Tổn thất điện áp trên đoạn 2-1 là: 2.368(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 1 là: Uc1=Uc2- Ud1=106.564-2.368=104.196(KV); Tổn thất điện áp trên MBA 1 là: 3.166(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 1 đã quy về điện áp cao là: Uh1=Uc1- UB1=104.196-3.166=101.03(KV); 4.3.2. Tính toán cho đoạn N-4: Sơ đồ dây và sơ đồ thay thế: *) Giai đoạn 1: tính dòng công suất Ta có số liệu ban đầu S4=35+j16.95(MVA); Máy biến áp B4( 2TPDH-32000/110 ): B4=1/2*(1.87+j43.5)=0.935+j 21.75(); 04=2(35+j240)/1000=0.07+j 0.48(MVA); Thông số của đường dây: Zd4= 17.76+j23.32() Y4/2=B4/2=0.715*10-4(S); Ta có : 0.117+j 2.718(MVA) 'B4= 4+B4=35+j 16.95+0.117+j 2.718=35.117+j 19.668 (MVA); c4='B4+ 04=35.117+j 19.668 +0.07+j 0.48=35.187+j 20.16(MVA); Qc4c=Qc4d=B4*U2đm/2=1102*0.715*10-4=0.865(MVAr); 4''=c4-jQc4c =35.187+j20.16-j 0.865 =35.187+j 19.295(MVA) 2.364+j 3.104(MVA) ’ 4 =’’ 4+d4=35.187+j 19.295 +2.364+j 3.104 =37.551+j 22.399(MVA) N4=’ 4-jQc4d=37.551+j 22.399-j 0.865= 37.551+j 21.534(MVA) *)Giai đoạn 2 : Tính độ sụt áp 9.828(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 4là: Uc4=UN- Ud4=121- 9.828=111.171 (KV); Tổn thất điện áp trên MBA 4 là: 3.441(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 4đã quy về điện áp cao là: Uh4=Uc4- UB4=111.171-3.441=107.730 (KV); 4.3.3. Tính toán cho đoạn N-5-6: Sơ đồ dây và sơ đồ thay thế. *) Giai đoạn 1: Tính dòng công suất : - Đường dây Zd5=10.7+j21.4(Ω) Zd6=5.14+j4.92(Ω) Y5/2=B5/2=0.7*10-4(S); Y6/2=B6/2=0.58*10-4(S); -Trạm biến áp 5( 2TPDH-32000/110 ): B5=1/2*(1.87+j43.5)=0.935+j 21.75(); 05=2(35+j240)/1000=0.07+j 0.48(MVA); -Trạm biến áp 6 ( 2TPDH-25000/110 ) B6= 1/2*(2.54+j55.9)=1.27+j 27.95(); 06=2(29+j 200)/1000=0.058+j 0.4(MVA); -Phụ tải .S5= 33+j15.98(MVA); S6=26+j12.59(MVA); Tính cho đoạn 5-6 = 0.088+j 1.927(MVA) 'B6= 6+B6= 26+j 12.59 +0.088+j 1.927=26.088+j 14.517 (MVA); c6='B6+ 06=26.088+j 14.517 +0.058+j 0.4=26.146+j 14.917 (MVA) Qc2c=Qc2d=B2.U2đm/2=1102*0.58*10-4=0.701 (MVAr); 6''=c6-jQc6c= 26.146+j 14.917 -j 0.701=26.146+j 14.216(MVA); 0.376+j0.360(MVA); '6=''6+d6= 26.146+j 14.216 +0.376+j 0.360=26.522+j 14.567(MVA) Tính cho đoạn N-5: 0.104+j 2.416(MVA) 'B5= 5+B5=33+j 15.98 +0.104+j 2.416=33.104+j 18.396 (MVA); c5='B5+ 05=33.104+j 18.396 +0.07+j 0.48 =33.174+j 18.876(MVA); Qc5c=Qc5d=B5*U2đm/2=1102*0.7*10-4=0.847(MVAr); 5''=c5'-jQc5c +Sc6-jQc6d=33.174+j 18.876-j 0.847+26.522+j14.567-j0.701 = 59.696+j 31.895(MVA) 4.051+j8.102(MVA) ’ 5 =’’ 5+d5=59.696+j 31.895 +4.051+j8.102=63.747+j 39.997(MVA) Vậy SN5 = S5’—jQc5d = 63.747+j39.997-j0.865=63.747+j39.132(MVA). *) Giai đoạn 2 : Tính điện áp tại các nút. Tổn thất điện áp trên đoạn N-5 là: 12.711(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 5là: Uc5=UN- Ud5=121- 12.711=108.289 (KV); Tổn thất điện áp trên MBA5 là: 3.285(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 5đã quy về điện áp cao là: Uh5=Uc5- UB5=108.289-3.285=105.004 (KV); Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6 là: 1.806(KV) Điện áp trên thanh cái cao áp của MBA 6 là: Uc6=Uc5- Ud6=108.289-1.806=106.483(KV); Tổn thất điện áp trên MBA6 là: 3.395(KV) Vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của MBA 6 đã quy về điện áp cao là: Uh6=Uc6- UB6=106.483-3.395=103.088(KV); Bảng tổng kết điện áp nút ở chế độ phụ tải sự cố : Đoạn (KV) Uci(KV) (KV) Uhi(KV) N-2 14.43 106.564 3.877 102.687 2-1 2.368 104.196 3.166 101.03 2-3 2.053 104.511 3.290 101.221 N-4 9.828 111.171 3.441 107.730 N-5 12.711 108.289 3.285 105.004 5-6 1.806 106.483 3.395 103.088 Ghi chú: các điện áp Uhi ghi trên bảng ở thanh hạ áp là điện áp qui đổi về phía cao áp. Đoạn N-2 2-1 2-3 N-4 N-5 5-6 TOTAL (MVA) 30+j14.53 24+j11.62 25+.j12.11 35+j16.95 33+j15.98 26+j12.59 MVA) 0.058+j0.4 0.058+j0.4 0.058+j0.4 0.07+j0.48 0.07+j0.48 0.058+ j0.4 0.372+j2.56 (MVA) 0.117+j2.567 0.075+ j1.642 0.081+j1.782 0.117+j2.718 0.104+j2.476 0.088+ j1.927 0.582+j13.052 (MVA) 30.117+j17.097 24.08+ j13.26 25.081+ j13.892 35.117+ j19.668 33.104+ j18.396 26.088+ j14.517 (MVA) 30.175+ j17.497 24.13+ j13.66 25.139+ j14.292 35.187+ j20.16 33.174+ j18.876 26.146+ j14.917 Qcic=Qcid_ (MVAr) 0.968 1.052 0.847 0.865 0.847 0.701 (MVA) 80.318+ j37.685 24.133+ j12.61 25.139+ j13.445 35.187+ j19.295 59.696+ j31.895 26.146+ j14.216 (MVA) 4.722+ j14.180 0.452+ j0.469 0.416+j0.398 2.364+j3.104 4.051+ j8.102 0.376+ j0.360 12.381+ j26.613 (MVA) 84.857+ j51.865 24.585+ j13.075 25.558+ j13.843 37.551+ j22.399 63.747+ j39.997 26.622+ j14.567 (MVA) 84.857+ j50.897 37.551+ j21.534 63.747+ j39.132 186.155+j111.563 Cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện: SN2=80.857+j 50.897(MVA); SN$=37.551+j 21.534(MVA); SN5=63.747+j 39.132(MVA); Tổng công suất yêu cầu trên thanh cái của nguồn là: SN=SN1+SN4+SN5=186.155+j 111.563(MVAr); Tổng công suất phản kháng theo yêu cầu là: =111.563 (MVAr): Giả thiết nguồn cung cấp đủ công suất theo yêu cầu : =186.155(MW) Tổng công suất phản kháng do nguồn phát ra là: =186.155*0.619=115.229(MVAr) Vì nên ta không cần bù kĩ thuật khi vận hành ở chế độ cực đại. Chương V Chọn phương pháp điều chỉnh điện áp - Điện áp là một trong những chỉ tiêu quan trọng.Trong đó chỉ tiêu về điện áp là một trong những chỉ tiêu quan trọng nhất. Trong quá trình vận hành phụ tải thay đổi từ cực tiểu đến cực đại hoặc bị sự cố nặng nề dẫn đến điện áp trên thanh cái hạ áp thay đổi vượt quá giới hạn cho phép vì vậy ta phải điều chỉnh để đảm bảo điện áp nằm trong giới hạn cho phép. - Có nhiều phương pháp điều chỉnh điện áp khác nhau: thay đổi điện áp máy phát trong nhà máy điện, thay đổi tỉ số điện áp trong các trạm biến áp và thay đổi dòng công suất phản kháng trong máy điện. Trong thưc tế mạng điện lớn không thể thay đổi điện áp tại các nhà máy điện, việc thay đổi các dòng công suất phản kháng truyền tải trên các đường dây cũng khó khăn vì các lý do như: ổn định của hệ thống, vận hành phức tạp vốn đầu tư cao. Vì vậy phương pháp lựa chọn đầu điều chỉnh của các máy biến áp trong các trạm hạ áp được sử dụng rộng rãi để điều chỉnh điện áp trong trong hệ thống. Vì các hộ tiêu thụ trong đồ án đều yêu cầu điều chỉnh khác thường nên điện áp trên thanh hạ áp phải thoả mãn: Chế độ phụ tải cực đại: U%=5%. Chế độ phụ tải cực tiểu: U%=0%. Chế độ sự cố: U%= 0%-5%. Vì các hộ tiêu thụ là loại hộ loại một nên ta dùng máy biến áp là điều chỉnh dưới tải. Các máy biến áp có Uđm=115KV và có phạm vi điều chỉnh là: 91,78%. Điện áp các đầu điều chỉnh tiêu chuẩn được tính chọn theo công thức: ; Trong đó: Ucđm: là điện áp định mức phía cao áp. n: là đầu điều chỉnh thứ n. E: là mức độ điều chỉnh của mỗi một đầu: E=1,78%. Bảng điện áp các đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: n +9 +8 +7 +6 +5 +4 +3 +2 +1 0 UkV 133,45 131,4 129,35 127,3 125,25 123,2 121,15 119,1 117,05 115 n 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 UkV 115 112,95 110,9 108,85 106,8 104,75 102,7 100,65 98,6 96,55 Bảng 5.1. Theo tính toán ở trên ta có bảng các giá trị điện áp của các chế độ như sau: 5.1.Chế độ phụ tải cực đại : Đoạn (KV) Uci(KV) (KV) Uhi(KV) N-2 6.434 114.566 3.877 110.689 2-1 2.368 112.198 3.166 109.032 2-3 2.053 112.513 3.290 109.223 N-4 4.358 116.642 3.441 113.201 N-5 5.831 115.169 3.285 111.883 5-6 1.906 113.363 3.395 109.967 5.2.Chế độ phụ tải cực tiểu : Đoạn (KV) Uci(KV) (KV) Uhi(KV) N-2 3.056 112.44 3.948 108.492 2-1 1.156 111.28 3.912 108.08 2-3 1.034 111.406 3.322 108.08 N-4 2.253 113.246 3.544 109.701 N-5 2.832 112.267 3.359 109.308 5-6 0.899 111.767 3.444 108.332 5.3.Chế độ sự cố : Đoạn (KV) Uci(KV) (KV) Uhi(KV) N-2 14.43 106.564 3.877 102.687 2-1 2.368 104.196 3.166 101.03 2-3 2.053 104.511 3.290 101.221 N-4 9.828 111.171 3.441 107.730 N-5 12.711 108.289 3.285 105.004 5-6 1.806 106.483 3.395 103.088 Xét phụ tải 2. Điện áp qui đổi về cao áp trên thanh góp hạ áp trong các chế độ Smax, Smin và sự cố là: U'2qd-max =110.689(KV); U'2qd-min =108.492(KV); U'2qd-sc =102.687(KV); Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp trong các chế độ là: U'2yc-max =Uđm+U%.Uđm=22+5%.22=23,1(KV); U'2yc-min =Uđm+U%.Uđm=22+0%.22=22(KV); U'2yc-sc =Uđm+U%.Uđm=22+5%.22=23,1(KV); + Khi phụ tải cực đại. Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh phía cao áp trong chế độ phụ tải lớn nhất là: U2đc-max= Với Uhđm=22(KV); U2đc-max==105.418(KV) Vậy ta chọn đầu tiêu chuẩn là n=-4 khi đó U2TC-max=106.8(KV); Điện áp thực trên thanh hạ áp là: U2h-thực-max=22.801(KV) Độ lệch điện áp trên thanh hạ áp của MBA là: Vậy đầu đã chọn là phù hợp. +> Khi phụ tải là cực tiểu. Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh phía cao áp trong chế độ phụ tải cực tiểu là: U2đc-min=(KV) Vậy ta chọn đầu tiêu chuẩn là n=-3 khi đó U2TC-min =108.85(KV); Điện áp thực trên thanh hạ áp là: U2h-thực-min=21.93(KV) Độ lệch điện áp trên thanh hạ áp của MBA là: Vậy đầu đã chọn là phù hợp. +> Khi phụ tải ở chế độ sự cố. Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh phía cao áp trong chế độ sự cố là: U2đc-sc=(KV) Vậy ta chọn đầu tiêu chuẩn là n=-8 khi đó =98.6(KV); Điện áp thực trên thanh hạ áp là: U2h-thực-sc=22.911(KV) Độ lệch điện áp trên thanh hạ áp của MBA là: Vậy đầu đã chọn là phù hợp. Tính tương tự cho các phụ tải còn lại ta được các bảng số liệu sau: +Khi phụ tải ở chế độ cực đại. Phụ tải 1 2 3 4 5 6 U'1qd-max (KV) 109.032 110.689 109.223 113.201 111.883 109.967 U1đc-max (KV) 103.84 105.418 104.02 107.81 106.55 104.73 n -5 -4 104.75 -3 -4 -5 U1TC-max (KV) 104.75 106.8 -3 108.85 106.8 104.75 U1h-thực-max(KV) 22.89 22.801 22.94 22.87 23.047 23.09 Ui% 4.08 3.04 4.27 4 4.75 4.98 + Khi phụ tải ở chế độ cực tiểu. Phụ tải 1 2 3 4 5 6 U'1qd-min (KV) 108.08 108.492 108.08 109.701 109.308 108.332 U1đc-min (KV) 108.08 108.492 108.08 109.701 109.309 108.332 n -3 -3 -3 -2 -2 -3 U1TC-min (KV) 108.85 108.85 108.85 110.9 110.92 108.85 U1h-thực-min (KV) 21.84 21.93 21.84 21.76 21.68 21.89 Ui% -0.7 -0.33 -0.7 -1.08 -1.4 -0.5 + Khi phụ tải ở chế độ sự cố. Phụ tải 1 2 3 4 5 6 U'1qd-sc (KV) 101.03 102.687 101.221 107.730 105.004 103.088 U1đc-sc (KV) 96.22 97.97 96.4 102.6 100.00 98.179 n -9 -8 -9 -6 -7 -8 U1TC-sc (KV) 96.55 98.6 96.55 102.7 100.65 98.6 U1h-thực-sc(KV) 23.021 22.911 23.064 23.077 22.95 23.00 Ui% 4.6 4.14 4.8 4.9 4.3 4.6 Chương VI Các chỉ tiêu kinh tế kĩ thuật của mạng điện 6.1.Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện. Tổng vốn đầu tư xây dựng được xác định theo công thức: K=KD+Ktba; Trong đó: KD: Vốn đầu tư xây dựng đường dây( đã tính ở chương trước) KD= 129.51 (tỷ đồng); Ktba: Vốn đầu tư xây dựng trạm BA: Ktba=1.8*4*19+2*1.8*22=216(tỷ đồng); Vậy tổng vốn đầu tư là: K=KD+Ktba= 345.51(tỷ đồng) 6.2. Tính tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện. Theo kết quả tính toán ta có tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây là: ;7.09(MW) Tổng tổn thất công suất trong cuộn dây MBA là: 0.385(MW) Tổng tổn thất công suất trong lõi thép các MBA được xác định là: 0.372(MW) Vậy tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện là: 7.847(MW) 4.53% 6.3. Tổn thất điện năng trong mạng điện. Với: . Do đó: =(7.09+0.385)*3411+0.372*8760. =28755.95 (MWh). Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được trong một năm là: A==173*5000=865000(MWh); Tổn thất điện năng trong mạng tính theo % là: 3.32% 6.4. Tính chi phí và giá thành tải điện. 1, Chi phí vận hành hàng năm. Y=avhdd.KD+avhba.Kba+C. =(0,04*129.51 +0,1*216)*109+500. 28755.95*103. =41.16*109(đ); 2, Chi phí tính toán hàng năm. z=atc.K+Y=0,125*345.5*109+41.16*109. =84.348*109(đ); 3, Giá thành tải điện. 47.58(đ/kwh); 4, Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải trong trong chế độ vận hành cực đại K0=1.997*109(đ); 6.5. Bảng tổng kết. Thứ tự Các chỉ tiêu Số đo Đơn vị Ghi chú 1 DUbt-tmax 7.93 % 2 DUscmax 13.37 % 3 Tổng độ dài đường dây 243.56 km Lộ kép 4 Tổng dung lượng các trạm BA 328 MVA 5 Tổng dung lượng bù 0 MVAR 6 Vốn đầu tư: - Đường dây: - Trạm biến áp: -Tổng vốn đầu tư: 129.51 216 345.5 x109 đ 7 Tổng công suất phụ tải cực đại 173 MW 8 Tổng tổn thất công suất DPS 7.847 MW 9 Tổng tổn thất công suất DPS% 4.53 % 10 Tổng tổn thất điện năng DAS 28755.95 MWh 11 Tổng tổn thất điện năng DAS% 3.32 % 12 Phí tổn vận hành hàng năm 41.16 x109 đ 13 Giá thành tải điện 47.58 đ/kWh 14 Giá thành mạng điện cho1MW 1.997 x109.đ/MW Tài liêu tham khảo 1. Thiết kế các mạng và hệ thống điện (NXBKHKT)- NGUYẾN VĂN ĐẠM 2. Mạng lưới điện (NXBKHKT)- NGUYỄN VĂN ĐẠM 3.Lưới điện (NXBKHKT)-TRẦN BÁCH