MỤC LỤC
Chương 1 TỔNG QUAN
1.1 Giới thiệu hệ thống điện 9
1.2 Trạm biến áp 9
1.2.1 Theo điện áp 9
1.2.2 Theo địa dư 9
1.3 Cấu trúc của trạm biến áp 9
1.3.1 Các thành phần chính của trạm biến áp 9
1.3.2 Những vấn đề chính khi chọn vị trí đặt trạm 10
1.4 Yêu cầu khi thiết kế 10
Chương 2 ĐỒ THỊ PHỤ TẢI
2.1 Khái niệm 11
2.2 Các đại lượng đặc trưng của đồ thị phụ tải 11
2.3 Xây dựng đồ thị phụ tải 12
2.4 Xác định
Chương 3 CÁC PHƯƠNG ÁN SƠ ĐỒ TRẠM 15
3.1 Giới thiệu về sơ đồ cấu trúc 15
3.2 Các phương án chọn sơ đồ cấu trúc 15
3.3 Phân tích ưu khuyết điểm của từng phương án 15
3.3.1 Phương án 1 15
3.3.2 Phương án 2 16
3.3.3 phương án 3 16
3.4 Lựa chọn phương án
Chương 4 CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHO CÁC PHƯƠNG ÁN 18
4.1 Chọn máy biến áp 18
4.1.1 Khái niệm chung 18
4.1.2 Tính toán chọn máy biến áp cho trạm 19
4.2 Sơ đồ nối điện cho các phương án 22
4.2.1 Khái niệm 22
4.2.2 Một số sơ đồ nối điện cơ bản 23
4.2.3 Chọn sơ đồ nối điện cho các phương án
Chương 5 TÍNH TOÁN DÒNG ĐIỆN NGẮN MẠCH VÀ LỰA CHỌN MÁY CẮT CHO CÁC PHƯƠNG ÁN 27
5.1 Tính toán dòng điện ngắn mạch 27
5.1.1 Khái niệm 27
5.1.2 Nguyên nhân và hậu quả của ngắn mạch 27
5.1.3 Phương pháp tính ngắn mạch 27
5.1.4 Tính toán ngắn mạch cho trạm 29
5.2 Chọn máy cắt cho các phương án 34
5.2.1 Yêu cầu và điều kiện chọn máy cắt 34
5.2.2 Chọn máy cắt cho các phương án
Chương 6 TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG MÁY BIẾN ÁP TÍNH TOÁN KINH TẾ - KỸ THUẬT QUYẾT ĐỊNH PHƯƠNG ÁN KINH TẾ 41
6.1 Tổn thất điện năng trong máy biến áp 41
6.1.1 Khái niệm 41
6.1.2 Tổn thất điện năng trong máy biến áp 3 pha 2 cuộn dây 41
6.1.3 Tính tổn thất điện năng cho các phương án 42
6.2 Tính toán kinh tế- kỹ thuật 43
6.2.1 Khái niệm 43
6.2.2 Tính toán kinh tế-kỹ thuật, so sánh các phương án 43
6.2.3 Tính toán chi phí kinh tế cho từng phương án 45
6.2.4 Đánh giá và lựa chọn phương án
Chương 7 CHỌN CÁC KHÍ CỤ ĐIỆN VÀ CÁC PHẦN DẪN ĐIỆN 48
7.1 Khái niệm chung 48
7.2 Lựa chọn các khí cụ điện và các phần dẫn điện 48
7.2.1 Chọn máy cắt 48
7.2.2 Chọn dao cách ly 49
7.2.3 Chọn thanh dẫn-thanh góp 50
7.2.3.1 Điều kiện chọn và kiểm tra thanh dẫn-thanh góp 51
7.2.3.2 Chọn thanh dẫn-thanh góp cho trạm 53
7.2.4 Chọn sứ cách điện 57
7.2.5 Chọn cáp điện lực 58
7.2.6 Chọn máy biến dòng điện 61
7.2.7 Chọn máy biến điện áp 65
7.3 Chọn máy biến áp tự dùng cho trạm
Chương 8 TỔNG KẾT PHƯƠNG ÁN THIẾT KẾ 71
8.1 Sơ đồ cấu trúc 71
8.2 Máy biến áp chính của trạm 71
8.3 Sơ đồ nối điện 71
8.4 Dòng điện ngắn mạch 72
8.5 Máy cắt 72
8.6 Tổn hao, chi phí tính toán 73
8.7 Các khí cụ và phần dẫn điện 73
8.7.1 Dao cách ly 110 kV 73
8.7.2 Thanh góp – thanh dẫn 73
8.7.3 Sứ cách điện 74
8.7.4 Cáp điện lực 74
8.7.5 Máy biến dòng điện 75
8.7.6 Máy biến điện áp 76
8.8 Máy biến áp tự dùng
Chương 9 THIẾT KẾ HỆ THỐNG CHỐNG SÉT 77
9.1 Khái niệm chung 77
9.2 Một số yêu cầu kinh tế - kỹ thuật 77
9.3 Cột thu sét và phạm vi bảo vệ 77
9.3.1 Cột chống sét sử dụng kim thu sét 77
9.3.2 Phạm vi bảo vệ của cột thu sét 78
9.4 Tính toán bảo vệ cột chống sét
Chương 10 THIẾT KẾ HỆ THỐNG NỐI ĐẤT
10.1 Các vấn đề cơ bản khi thiết kế hệ thống nối đất 87
10.1.1 Nối đất tự nhiên 87
10.1.2 Hệ thống nối đất nhân tạo (Rnt) 88
10.2 Tính toán và thiết kế hệ thống nối đất 90
10.2.1 Tính toán nối đất tự nhiên 90
10.2.2 Tính toán nối đất nhân tạo 91
10.2.3 Kết luận 93
10.3 Tính tổng trở xung của hệ thống nối đất có bổ sung 93
10.4 Kiểm tra hệ thống nối đất theo điều kiện chống sét 96
10.5 Thiết kế hệ thống thanh cân bằng điện thế
Phần II THIẾT KẾ ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI
Chương 11 THIẾT KẾ ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI
11.1 Khái niệm 101
11.2 Tính toán thiết kế 101
11.2.1 Tính toán sụt áp và chọn dây cho 101 đường dây phân phối 101
11.2.1.1 Tính sụt áp cho một đoạn của phát tuyến 101
11.2.1.2 Trình tự chọn dây cho phát tuyến 103
11.2.2 Tính toán tổn thất công suất trên đường dây phân phối 106
11.2.3 Tính toán tổn thất điện năng 108
11.3 Tính toán chi phí hàng năm 108
11.4 Tính toán thiết kế 110
11.4.1 Chọn dây cho phát tuyến và tính tổn thất điện áp 110
11.4.2 Tính toán tổn thất công suất trên đường dây 111
11.4.3 Tính tổn thất điện năng 111
11.4.4 Tính tổng chi phí hàng năm của phát tuyến
Chương 12 TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG VÀ BÙ ỨNG ĐỘNG
12.1 Khái niệm 113
12.2 Tính toán bù công suất kháng 113
12.3 Tính toán mẫu cho phương án 4 vị trí bù 114
12.4 Phương án 5 vị trí tụ bù 119
12.5 Phương án 6 vị trí tụ bù 120
12.6 Phương án 7 vị trí tụ bù 121
12.7 So sánh lựa chọn phương án bù 122
12.8 Tính toán tổn thất lúc phụ tải cực đại có bù công suất kháng 124
12.9 Tính toán bù ứng động 127
12.10 Tính toán lúc phụ tải cực tiểu và có bù ứng động
Chương 13 PHÂN BỐ CÔNG SUẤT CHO TRẠM
13.1 Kết quả bù công suất kháng 136
13.2 Kết quả tổng tiết kiệm theo bù tổng Ct 137
13.3 Sơ đồ tuyến đường dây lúc phụ tải max và lúc phụ tải min = 40% phụ tải max 140
13.4 Phân bố công suất và phân bố trạm cho tuyến đường dây sau khi có bù công suất kháng 140
13.5 Tính phân bố công suất lúc phụ tải cực đại 142
13.6 Tính phân bố công suất lúc phụ tải cực tiểu
Chương 14 TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH VÀ PHỐI HỢP BẢO VỆ
14.1 Tính toán ngắn mạch 157
14.1.1 Các công thức tính tổng trở trong đường dây phân phối hình tia 157
14.1.2 Các dạng ngắn mạch 158
14.1.3 Tính dòng ngắn mạch 159
14.1.3.1 Tính dòng ngắn mạch ứng với Zf = 0 161
14.1.3.2 Tính dòng ngắn mạch ứng với Zf = 10 163
14.1.3.3 Tính dòng ngắn mạch cho đường dây nhánh đến trạm biến áp 164
14.2 Phối hợp bảo vệ 166
14.2.1 Phối hợp Recloser và cầu chì (ACR - FCO) 166
14.2.2 Tính toán bảo vệ
Chương 15 KẾT LUẬN
Tài liệu tham khảo
171 trang |
Chia sẻ: banmai | Lượt xem: 2269 | Lượt tải: 4
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Thiết kế trạm biến áp 110/22KV và đường dây phân phối, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
ng điện , bao gồm cả tổn thất truyền tải và tổn thất phân phối
- Vấn đề đặt ra là thế nào làm giảm nhỏ các tổn thất này. Một trong những biện pháp giảm tổn thất điện năng là đặt tụ bù để nâng cao cos đường dây
- Tác dụng của tụ bù ngang trong mạg phân phối
+ Tăng khả năng tải của đường dây
+ Giảm tổn thất công suất và tổn thất điện năng
+ Cải thiện tình trạng điện áp
12.2 Tính toán bù công suất kháng
Sơ đồ tuyến đường dây
Các thông số tính toán
- Điện trở đường dây: R = 2,52
- Cấp điện áp: Uđm = 22kV
- Công suất phản kháng tập trung ở cuối kể cả có bù phía sau: 600kVAr
- Công suất phản kháng bù phía sau: 0kVAr
- Công suất phản kháng phân bố: 4800kVAr
- Công suất tác dụng tải tập trung :800kW
- Công suất tác dụng tải phân bố: 6400 kW
- Hệ số phụ tải Kpt = 0,75
- Tiền điện năng: K1 = 0,05$/kWh
- Chi phí hàng năm nguồn phát: K2 = 20($/kW/năm)
- Chi phí hàng năm của tụ bù: K3 = 0,5($/kVAr/năm)
- Thời gian đóng tụ: T = 8760 h/năm
- Chỉ có tải phân bố:
12.3 Tính toán mẫu cho phương án 4 vị trí bù
Hệ số bù tổng
CT = 0,55
Tổng công suất tụ bù
Qtt = 600 kVAr
Qpb = 4800 kVAr
Qtổng = Qtt + Qpb = 600 + 4800 = 5400 kVAr
Qbù = CT.Qtổng = 0,55.5400 = 2970 kVAr
Số vị trí bù dự kiến: 4 vị trí
Hệ số bù ở 1 vị trí
c =
Vị trí bù
Thế vào phương trình ta có kết quả
x1 = 1
x2 = 0,82
x3 = 0,617
x4 = 0,413
Vị trí bù tính từ đầu phát tuyến
x1 = 0,413 ; x2 = 0,617 ; x3 = 0,82; x4 = 1
Công suất bù ở 1 vị trí
Qbù 1 =
Phần trăm giảm tổn thất điện năng so với tổn thất điện năng ban đầu
Phần trăm giảm tổn thất điện năng so với tổn thất điện năng do công suất kháng khi đoạn đường dây có đặt tụ bù và các đoạn đường dây phía sau đã có bù rồi
%Giảm_
= 3.1.0,1375.1,3308 = 54,896%
Phần trăm tổn thất điện năng so vớ tổn thất điện năng ban đầu khi chưa có đoạn nào đặt tụ bù, ta thực hiện các phép tính sau:
+ Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn đường dây do thành phần công suất tác dụng của phụ tải
Ptt = 800 kW
Ppb = 6400 kW
=
+ Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn đường dây do thành phần công suất phản kháng của phụ tải với các đoạn phía sau đã có tính bù rồi
=
+ Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn đường dây do thành phần công suất phản kháng của phụ tải khi chưa đoạn nào tính bù (ban đầu)
=
+ Từ đó tính được phần trăm giảm tổn thất điện năng so vớiA ban đầu khi chưa có đoạn nào đặt tụ bù
%Giảm_A =
Phần trăm giiảm tổn thất điện năng so với điện năng cung cấp cho phụ tải
+ Điện năng cung cấp cho phụ tải
+ Giảm tổn thất điện năng sau khi bù
+ Hệ số tổn thất
=
+ Suy ra phần trăm giảm tổn thất điện năng so với điện năng cung cấp cho phụ tải
%Giảm_A
Phần trăm tổn thất điện năng ban đầu khi chưa có đoạn nào được tính bù so với A
=
Phần trăm tổn thất điện năng sau khi bù so với điện năng A
= 1,81 – 0,36 = 1,45%
Phần trăm tổn thất công suất so với tổn thất công suất ban đầu
Phần trăm giảm P so với P khi đoạn đường dây có đặt tụ bù và các đoạn phía sau đã có bù rồi:
%Giảm_
= 3.1.0,13755.2,1595= 89,08%
Phần trăm tổn thất công suất so với P kh chưa có đoạn nào đặt tụ bù (ban đầu)
%Giảm_P
=
Phần trăm tổn thất công suất so với công suất cung cấp cho phụ tải:
%Giảm_P
=
Phần trăm tổn thất công suất ban đầu khi chưa có đoạn nào được tính bù so với P
=
Phần trăm tổn thất công suất sau khi bù
= 2,19 – 0,7 = 1,49%
Điện năng giảm tổn thất
Giảm_
=Atrước bù = Pphát tuyến . Ktt .8760
= 157,934.0,62.8760 = 857771,1408 kWh
Giảm _A =
Tiết kiệm do giảm tổn thất điện năng
Tiết kiệm 1 = Giảm_
=
Công suất giảm tổn thất
Giảm_P = %Giảm_P
=
Tiết kiệm do giảm tổn thất công suất
Tiết kiệm 2 = Giảm_P.K2
= 50,6.20 =1012,93$
Chi phí tụ bù
Chi phí tụ bù = Qbù.K3 = 2970.0,5 = 1485$
Tổng tiết kiệm
Tổng tiết kiệm = tiết kiệm 1 + tiết kiệm 2 - chi phí tụ bù
= 8474,78 + 1012,93 – 1485 = 8002.71 $
Bảng tổng hợp kết quả phương án 4 vị trí bù
Số vị trí bù
4
Công suất phản kháng tổng Qtổng(kVAr)
5400
Hệ số bù CT
0,55
Tổng công suất bù (kVAr)
2970
0,111
0,89
c
0,1375
Vị trí đặt tụ bù (đvtđ)
X1 = 0,413;X2 = 0,617
X3 = 0,82;X4 = 1
Qbù tại mỗi vị trí (kVAr)
742,5
%Giảm_A
19,76%
%Giảm_A
0,36%
%A
1,81%
%A
1,45%
%Giảm_P
89,08%
%Giảm_P
0,7%
%P
2,19%
%P
1,49%
Giảm_A(MWh)
169,495
Tiết kiệm 1 ($)
8474,78
Giảm_P(kW)
50,65
Tiết kiệm 2 ($)
1012,93
Chi phí tụ bù ($)
1485
Tổng tiết kiệm ($)
8002,71
12.4 Phương án 5 vị trí đặt tụ bù
Trình tự tính toán giống như tính toán cho phương án 4 vị trí đặt tụ bù ta được kết quả sau:
Bảng tổng hợp kết quả phương án 5 vị trí bù
Số vị trí bù
5
Công suất phản kháng tổng Qtổng(kVAr)
5400
Hệ số bù CT
0,56
Tổng công suất bù (kVAr)
3024
0,111
0.89
c
0,112
Vị trí đặt tụ bù (đvtđ)
X1 = 0,38;X2 = 0,545
X3 = 0,711; X4 = 0,877
X5 = 1
Qbù tại mỗi vị trí (kVAr)
604,8
%Giảm_A
19,85%
%Giảm_A
0,36%
%A
1,81%
%A
1,45%
%Giảm_P
89,62%
%Giảm_P
0,71%
%P
2,19%
%P
1,48%
Giảm_A(MWh)
169,924
Tiết kiệm 1 ($)
8496,18
Giảm_P(kW)
50,96
Tiết kiệm 2 ($)
1019,1
Chi phí tụ bù ($)
1512
Tổng tiết kiệm ($)
8003,285
12.5 Phương án 6 vị trí đặt tụ bù
Trình tự tính toán giống như tính toán cho phương án 4 vị trí đặt tụ bù ta được kết quả sau:
Bảng tổng hợp kết quả phương án 6 vị trí bù
Số vị trí bù
6
Công suất phản kháng tổng Qtổng(kVAr)
5400
Hệ số bù CT
0,56
Tổng công suất bù (kVAr)
3024
0,111
0.89
c
0,093
Vị trí đặt tụ bù (đvtđ)
X1 = 0,366;X2 = 0,504
X3 = 0,642; X4 = 0,78
X5 = 0,918; X6 = 1
Qbù tại mỗi vị trí (kVAr)
504
%Giảm_A
19,85%
%Giảm_A
0,36%
%A
1,81%
%A
1,45%
%Giảm_P
89,65%
%Giảm_P
0,71%
%P
2,19%
%P
1,49%
Giảm_A(MWh)
170,093
Tiết kiệm 1 ($)
8504,64
Giảm_P(kW)
50,97
Tiết kiệm 2 ($)
1019,44
Chi phí tụ bù ($)
1512
Tổng tiết kiệm ($)
8012,079
12.6 Phương án 7 vị trí đặt tụ bù
Trình tự tính toán giống như tính toán cho phương án 4 vị trí đặt tụ bù ta được kết quả sau:
Bảng tổng hợp kết quả phương án 7 vị trí bù
Số vị trí bù
7
Công suất phản kháng tổng Qtổng(kVAr)
5400
Hệ số bù CT
0,56
Tổng công suất bù (kVAr)
3024
0,111
0.89
c
0,08
Vị trí đặt tụ bù (đvtđ)
X1 = 0,356;X2 = 0,474
X3 = 0,593; X4 = 0,711
X5 = 0,829; X6 = 0,948
X7 = 1
Qbù tại mỗi vị trí (kVAr)
432
%Giảm_A
19,88%
%Giảm_A
0,36%
%A
1,81%
%A
1,45%
%Giảm_P
89,67%
%Giảm_P
0,71%
%P
2,19%
%P
1,49%
Giảm_A(MWh)
170,195
Tiết kiệm 1 ($)
8509,77
Giảm_P(kW)
50,98
Tiết kiệm 2 ($)
1019,69
Chi phí tụ bù ($)
1512
Tổng tiết kiệm ($)
8017,455
12.7 So sánh lựa chọn phương án bù
Việc lựa chọn phương án bù cho hợp lý và kinh tế, ta dựa vào phương án nào có tổng tiết kiệm hàng năm lớn nhất. Trong 4 phương án trên ta thấy phương án 7 vị trí tụ bù có tổng tiết kiệm hàng năm lớn nhất
Do đó ta chọn phương án 7 vị trí tụ bù là phương án tối ưu nhất
Tạo số liệu mới sau khi đặt tụ bù
Số đoạn sau khi đặt tụ bù : 7 đoạn
Đoạn 1 = l.(X1 – X2) = 12 (1 – 0,948) = 0,63
Đoạn 2 = l.(X2 – X3) = 12 (0,948 – 0,829) = 1,42
Đoạn 3 = l.(X3 – X4) = 12 (0,829 – 0,711) = 1,42
Đoạn 4 = l.(X4 – X5) = 12 (0,711 – 0,593) = 1,42
Đoạn 5 = l.(X5 – X6) = 12 (0,593 – 0,474) = 1,42
Đoạn 6 = l.(X6 – X7) = 12 (0,474 – 0,356) = 1,42
Đoạn 7 = l.(X7 – 0) = 12 (0,356 – 0) = 4,27
Thông số trên đoạn 1: (đầu 7, cuối 8)
Chiều dài: l1 = 0,63km
Phụ tải lấy ra ở cuối đoạn
P = 800 kW
Q = 600 kVAr
Phụ tải phân bố đều trên đoạn
Công suất tụ bù: 432 kVAr
Tính toán tương tự cho các đoạn: 2(đầu 6, cuối 7), 3(đầu 5, cuối 6), 4(đầu 4, cuối 5),5(đầu 3, cuối 4), 6(đầu 2, cuối 3), 7(đầu 1, cuối 2)
Bảng số liệu mới sau khi đặt 7 vị trí tụ bù
Đoạn
l(km)
Ppb(kW)
Qpb(kVAr)
Qbù(kVAR)
1-2
4,27
2277,33
1708
432
2-3
1,42
757,33
568
432
3-4
1,42
757,33
568
432
4-5
1,42
757,33
568
432
5-6
1,42
757,33
568
432
6-7
1,42
757,33
568
432
7-8
0,63
336
252
432
Sơ đồ tuyến đường dây khi có bố trí bù:
12.8 Tính toán tổn thất lúc phụ tải cực đại có bù công suất phản kháng
Tính toán cho đoạn 7 - 8
Điện trở R = ro.l = 0,21.0,63 = 0,132
Cảm kháng X = xo.l = 0,335.0,63 = 0,211
Phụ tải lấy ra ở nút cuối
P = 800 kW
Q = 600 kVAr
Phụ tải tập trung ở cuối
Ptt = 800 kW
Qtt = 600 – 432 = 168 kVAr
Phụ tải phân bố trên đoạn
Ppb = 336 kW
Qpb = 252 kVAr
Công suất tụ bù
Qbù = 432 kVAr
Phần trăm sụt áp do phụ tải tập trung, phân bố
=
=
Phần trăm sụt áp trên đoạn
= 0,029 + 0,01 = 0,039%
Tổn thất công suất chỉ do phụ tải tập trung, phân bố
Tổn thất công suất do phụ tải ảnh hưởng tập trung và phân bố
Tổn thất công suất trên đoạn
Tính toán cho đoạn 6 - 7
Điện trở R = ro.l = 0,21.1,42 = 0,298
Cảm kháng X = xo.l = 0,335.1,42 = 0,476
Phụ tải lấy ra ở nút cuối
P = 0 kW
Q = 0 kVAr
Phụ tải tập trung ở cuối
Ptt = 336 + 800 = 1136 kW
Qtt = 252 + 168 – 432 = -12 kVAr
Phụ tải phân bố trên đoạn
Ppb = 757,33kW
Qpb = 568 kVAr
Công suất tụ bù
Qbù = 432 kVAr
Phần trăm sụt áp do phụ tải tập trung, phân bố
=
=
Phần trăm sụt áp trên đoạn
= 0,07 + 0,051 = 0,121%
Tổn thất công suất chỉ do phụ tải tập trung, phân bố
Tổn thất công suất do phụ tải ảnh hưởng tập trung và phân bố
Tổn thất công suất trên đoạn
Tính toán tương tự cho các đoạn: 5-6; 4-5; 3-4; 2-3; 1-2, ta có bảng sau
Đoạn
7-8
6-7
5-6
4-5
3-4
2-3
1-2
R()
0,132
0,298
0,298
0,298
0,298
0,298
0,898
X()
0,211
0,476
0,476
0,476
0,476
0,476
1,432
Ptảicuối
(kW)
800
0
0
0
0
0
0
Qtảicuối
(kVAr)
600
0
0
0
0
0
0
Ptt
(kW)
800
1136
1893,33
2650,66
3407,99
4165,32
4922,65
Qtt
(kVAr)
168
-12
124
260
396
532
668
Ppb
(kW)
336
757,33
757,33
757,33
757,33
757,33
2277,53
Qpb
(kVAr)
252
568
568
568
568
568
1708
Qbù
(kVAr)
432
432
432
432
432
432
432
Utt(%)
0,029
0,069
0,129
0,189
0,249
0,309
1,11
Ppb(%)
0,01
0,051
0,051
0,051
0,051
0,051
0,464
Uđoạn
(%)
0,039
0,12
0,18
0,24
0,3
0,36
1,574
Ptt
(kW)
0,182
0,794
2,215
4,364
7,242
10,848
45,722
Ppb
(kW)
0,0256
0,184
0,184
0,184
0,184
0,184
5,02
Ptt,pb
(kW)
0,085
0,525
0,925
1,326
1,726
2,126
22,914
Pđoạn (kW)
0,2926
1,503
3,324
5,874
9,152
13,158
73,656
12.9 Tính toán bù ứng động
Phụ tải min = 40% phụ tải max, tính từ đoạn cuối trở ngược về nguồn
Tính toán cho đoạn 7-8
Tổng phụ tải của phần đường dây phía sau lúc phụ tải cực tiểu, tải này coi như một tải tập trung
= 600.0,4 = 240 kVAr
Pttmin = 800.0,4 = 320 kW
Hệ số công suất của phần phụ tải tập trung ngay sau tụ:
Tiến hành bù ứng động
Yêu cầu hệ số công suất ở cuối đường dây ngay sau tụ điện là 0,95 trễ ứng với , suy ra lượng bù lúc phụ tải cực tiểu
= 240 – 320.0,33 = 134,4 kVAr
Qc,ứngđộng = 432 – 134,4 = 297,6 kVAr
Tính toán cho đoạn 6 -7
Tổng phụ tải của phần đường dây phía sau lúc phụ tải cực tiểu, tải này coi như một tải tập trung
= 252.0,4 = 100,8 kVAr
Pttmin = 336.0,4 = 134,4 kW
Hệ số công suất của phần phụ tải tập trung ngay sau tụ:
Tiến hành bù ứng động
Yêu cầu hệ số công suất ở cuối đường dây ngay sau tụ điện là 0,95 trễ ứng với , suy ra lượng bù lúc phụ tải cực tiểu
= 100,8 – 134,4.0,33 = 56,45kVAr
Qc,ứngđộng = 432 – 56,45 = 375,55 kVAr
Tính toán cho đoạn 5 -6
Tổng phụ tải của phần đường dây phía sau lúc phụ tải cực tiểu, tải này coi như một tải tập trung
= 568.0,4 = 227,2 kVAr
Pttmin = 757,33.0,4 = 302,932 kW
Hệ số công suất của phần phụ tải tập trung ngay sau tụ:
Tiến hành bù ứng động
Yêu cầu hệ số công suất ở cuối đường dây ngay sau tụ điện là 0,95 trễ ứng với , suy ra lượng bù lúc phụ tải cực tiểu
= 227,2 – 302,932.0,33 = 127,23kVAr
Qc,ứngđộng = 432 – 127,32 = 304,68 kVAr
Tính toán tương tự cho các đoạn: 4 – 5; 3 – 4; 2 – 3;1 – 2
Đoạn
Qbù,kháng(kVAr)
Qc,min(kVAr)
Qc,ứngđộng(kVAr)
1 – 2
432
127,23
304,68
2 – 3
432
127,23
304,68
3 – 4
432
127,23
304,68
4 – 5
432
127,23
304,68
5 – 6
432
127,23
304,68
6 – 7
432
56,45
375,55
7 - 8
432
134,4
297,6
12.10 Tính toán lúc phụ tải cực tiểu và có bù ứng động
Bảng số liệu lúc phụ tải cực tiểu
Đoạn
l
km
Pttcuối
kW
Qtt
kVAr
Ppb
kW
Qpb
kVAr
Qbùcuối đoạn
kVAr
Qbù ứng động
kVAr
1-2
4,27
0
0
911
683,2
127,23
304,68
2-3
1,42
0
0
302,932
227,2
127,23
304,68
3-4
1,42
0
0
302,932
227,2
127,23
304,68
4-5
1,42
0
0
302,932
227,2
127,23
304,68
5-6
1,42
0
0
302,932
227,2
127,23
304,68
6-7
1,42
0
0
302,932
227,2
56,45
375,55
7-8
0,63
320
240
134,4
100,8
134,4
297,6
Tính toán cho đoạn 7 – 8
Điện trở R = ro.l = 0,21.0,63 = 0,132
Cảm kháng X = xo.l = 0,335.0,63 = 0,211
Phụ tải lấy ra ở nút cuối
P = 320 kW
Q = 240 kVAr
Stt = 400 kVA
Phụ tải tập trung ở tải cuối
Ptt = 320 kW
Qtt = Q - Qbù = 240 – 134,4 = 105,6 kVAr
Phụ tải phân bố trên đoạn
Ppb = 134,4 kW
Qpb = 100,8 kVAr
Công suất tụ bù:
Qbù min = 134,4 kVAr
Phần trăm sụt áp do phụ tải tập trung, phân bố
=
=
Phần trăm sụt áp trên đoạn
= 0,013 + 0,004 = 0,017%
Tổn thất công suất chỉ do phụ tải tập trung, phân bố
Tổn thất công suất do phụ tải ảnh hưởng tập trung và phân bố
Tổn thất công suất trên đoạn
Tính toán cho đoạn 6 - 7
Điện trở R = ro.l = 0,21.1,42 = 0,298
Cảm kháng X = xo.l = 0,335.1,42 = 0,476
Phụ tải lấy ra ở nút cuối
P = 0 kW
Q = 0 kVAr
Phụ tải tập trung ở cuối
Ptt = 302,932 + 134,4 = 437,332 kW
Qtt = 100,8 + 134,4 - 56,45 = 149,8 kVAr
Phụ tải phân bố trên đoạn
Ppb = 302,932 kW
Qpb = 227,2 kVAr
Công suất tụ bù
Qbù min = 56,45 kVAr
Phần trăm sụt áp do phụ tải tập trung, phân bố
=
=
Phần trăm sụt áp trên đoạn
= 0,042 + 0,02 = 0,062%
Tổn thất công suất chỉ do phụ tải tập trung, phân bố
Tổn thất công suất do phụ tải ảnh hưởng tập trung và phân bố
Tổn thất công suất trên đoạn
Tính toán cho đoạn 5 - 6
Điện trở R = ro.l = 0,21.1,42 = 0,298
Cảm kháng X = xo.l = 0,335.1,42 = 0,476
Phụ tải lấy ra ở nút cuối
P = 0 kW
Q = 0 kVAr
Phụ tải tập trung ở cuối
Ptt = 437,332 + 302,932 = 740,264 kW
Qtt = 227,2 + 149,8 – 127,23 = 249,77 kVAr
Phụ tải phân bố trên đoạn
Ppb = 302,932 kW
Qpb = 227,2 kVAr
Công suất tụ bù
Qbù min = 127,23 kVAr
Phần trăm sụt áp do phụ tải tập trung, phân bố
=
=
Phần trăm sụt áp trên đoạn
= 0,071 + 0,02 = 0,091%
Tổn thất công suất chỉ do phụ tải tập trung, phân bố
Tổn thất công suất do phụ tải ảnh hưởng tập trung và phân bố
Tổn thất công suất trên đoạn
Tính toán tương tự cho các đoạn : 4-5; 3-4; 2-3; 1-2,ta có bảng tổng hợp kết quả tính toán sau:
Đoạn
7-8
6-7
5-6
4-5
3-4
2-3
1-2
R()
0,132
0,298
0,298
0,298
0,298
0,298
0,898
X()
0,211
0,476
0,476
0,476
0,476
0,476
1,432
Ptảicuối
(kW)
800
0
0
0
0
0
0
Qtảicuối
(kVAr)
600
0
0
0
0
0
0
Ptt
(kW)
320
437,332
740,246
1043,178
1346,11
1649,04
1952
Qtt
(kVAr)
240
149,8
249,77
349,74
525,442
701,144
876,846
Ppb
(kW)
304,4
302,932
302,932
302,932
302,932
302,932
911
Qpb
(kVAr)
100,8
227,2
227,2
227,2
227,2
227,2
683,2
Qbù,min
(kVAr)
134,4
56,45
127,23
127,23
127,23
127,23
127,23
Qbù,ứngđộng
(kVAr)
297,6
375,55
304,68
304,68
304,68
304,68
304,68
Utt(%)
0,0192
0,042
0,071
0,099
0,128
0,156
0,556
Upb(%)
0,004
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
0,186
Uđoạn
(%)
0,0232
0,062
0,092
0,12
0,148
0,177
0,742
Ptt
(kW)
0,0436
0,141
0,391
0,766
1,267
1,892
7,96
Ppb
(kW)
0,0232
0,029
0,029
0,029
0,029
0,029
0,803
Ptt,pb
(kW)
0,018
0,106
0,176
0,246
0,317
0,387
4,149
Pđoạn (kW)
0,0848
0,276
0,596
1,042
1,613
2,309
12,912
Chương 13
PHÂN BỐ CÔNG SUẤT CHO TRẠM
13.1 Kết quả bù công suất kháng
- Hệ số bù tổng Ct = 0,56
- Tổng công suất tụ bù: 3024kVAr
- Số vị trí tụ bù: 7 vị trí
- Vị trí đặt tụ bù tính từ đầu đoạn bắt đầu từ tụ đầu (đvtđ):
Vị trí 1 = 0,356
Vị trí 2 = 0,474
Vị trí 3 = 0,593
Vị trí 4 = 0,711
Vị trí 5 = 0,829
Vị trí 6 = 0,948
Vị trí 7 = 1
- Công suất tụ bù tại một vị trí: 432 kVAr
- Phần trăm giảm tổn thất điện năng so với điện năng cung cấp cho phụ tải: 0,36%
- Phần trăm tổn thất điện năng ban đầu so với điện năng khi chưa bù: 1,81%
- Phần trăm tổn thất điện năng sau khi bù so với điện năng: 1,45%
- Điện năng giảm tổn thất (tính theo hệ số phụ tải): 170,195 MWh
- Tiết kiệm do giảm tổn thất điện năng: 8509,77 $
- Tiết kiệm do giảm tổn thất công suất: 1019,69 $
- Chi phí tụ bù: 1512 $
- Tổng tiết kiệm hàng năm: 8017,455 $
- Chiều dài các đoạn mới trong đoạn 1-2 ban đầu, tính từ cuối đoạn trở về đầu đoạn
Đoạn 1 = 0,63 km
Đoạn 2 = 1,42 km
Đoạn 3 = 1,42 km
Đoạn 4 = 1,42 km
Đoạn 5 = 1,42 km
Đoạn 6 = 1,42 km
Đoạn 7 = 4,27 km
13.2 Kết quả tổng tiết kiệm theo bù tổng Ct
Ct
Tổng tiết kiệm ($/năm)
0.10
3053.6439
0.11
3310.7814
0.12
3557.9086
0.13
3796.5367
0.14
4029.6395
0.15
4251.8186
0.16
4465.8612
0.17
4677.2827
0.18
4876.1330
0.19
5067.2788
0.20
5250.8418
0.21
5426.9438
0.22
5595.7065
0.23
5757.2519
0.24
5922.4984
0.25
6071.2231
0.26
6213.2006
0.27
6348.5577
0.28
6477.4209
0.29
6599.9166
0.30
6716.1714
0.31
6826.3119
0.32
6930.4646
0.33
7028.7560
0.34
7121.3126
0.35
7208.2611
0.36
7289.7279
0.37
7365.8396
0.38
7436.7227
0.39
7502.5033
0.40
7583.5686
0.41
7641.0213
0.42
7693.8291
0.43
7742.1207
0.44
7786.0246
0.45
7825.6694
0.46
7861.1839
0.47
7892.6966
0.48
7920.3362
0.49
7944.2313
0.50
7964.5104
0.51
7981.3023
0.52
7994.7356
0.53
8004.9389
0.54
8012.0408
0.55
8816.1699
0.56
8017.445
0.57
8016.0245
0.58
8012.0071
0.59
8005.5315
0.6
7996.7263
0.61
7985.7201
0.62
7972.6416
0.63
7957.6193
0.64
7940.7819
0.65
7922.2580
0.66
7902.1762
0.67
7880.6653
0.68
7857.8537
0.69
7833.8702
0.7
7808.8433
0.71
7782.9017
0.72
7756.1740
0.73
7728.7888
0.74
7700.8749
0.75
7672.5606
0.76
7643.9749
0.77
7615.2461
0.78
7586.5030
0.79
7557.8743
0.8
7529.4884
0.81
7501.4741
Hình 13.1: Sơ đồ biểu diễn tổng tiết kiệm hàng năm
13.3 Sơ đồ tuyến đường dây lúc phụ tải max và lúc phụ tải min = 40 % phụ tải max
13.4 Phân bố công suất và trạm cho tuyến đường dây sau khi có bù công suất kháng
- Tổng số trạm biến áp dọc đường dây: 20 trạm
- Dòng điện cho phép đường dây:445A
- Khi đặt máy biến áp,tụ bù dọc đường dây, chiều dài các đoạn đường dây tính từ đầu nguồn
Chiều dài đoạn 1: 0,6 km
Chiều dài đoạn 2: 0,6 km
Chiều dài đoạn 3: 0,6 km
Chiều dài đoạn 4: 0,6 km
Chiều dài đoạn 5: 0,6 km
Chiều dài đoạn 6: 0,6 km
Chiều dài đoạn 7: 0,6 km
Chiều dài đoạn 8: 0,074 km
Chiều dài đoạn 9: 0,526 km
Chiều dài đoạn 10: 0,6 km
Chiều dài đoạn 11: 0,294 km
Chiều dài đoạn 12: 0,306 km
Chiều dài đoạn 13: 0,6 km
Chiều dài đoạn 14: 0,513 km
Chiều dài đoạn 15: 0,087 km
Chiều dài đoạn 16: 0,6 km
Chiều dài đoạn 17: 0,6 km
Chiều dài đoạn 18: 0,132 km
Chiều dài đoạn 19: 0,468 km
Chiều dài đoạn 20: 0,6 km
Chiều dài đoạn 21: 0,352 km
Chiều dài đoạn 22: 0,248 km
Chiều dài đoạn 23: 0,6 km
Chiều dài đoạn 24: 0,571 km
Chiều dài đoạn 25: 0,029 km
Chiều dài đoạn 26: 0,6 km
- Điện trở 1 km đường dây ro = 0,21 /km
- Cảm kháng 1 km đường dây xo = 0,325 /km
Nút 1: nguồn
Nút 2: tải 22
Nút 3: tải 22
Nút 4: tải 22
Nút 5: tải 22
Nút 6: tải 22
Nút 7: tải 22
Nút 8: tải 22
Nut 9: tụ bù
Nút 10: tải 22
Nút 11: tải 22
Nút 12: tụ bù
Nút 13: tải 22
Nút 14: tải 22
Nút 15: tụ bù
Nút 16: tải 22
Nút 17: tải 22
Nút 18: tải 22
Nút 19: tụ bù
Nút 20: tải 22
Nút 21: tải 22
Nút 22: tụ bù
Nút 23: tải 22
Nút 24: tải 22
Nút 25: tụ bù
Nút 26: tải 22
Nút 27: tải 22 _ tụ bù
- Công suất định mức máy biến áp: 400 kVA
- Phần trăm điện áp ngắn mạch : Un% = 4%
- Tổn hao ngắn mạch: Pn = 5,75kW
- Điện trở máy biến áp qui về phía 22kV: 17,39
- Điện kháng máy biến áp qui về phía 22kV: 45,17
- Dòng điện định mức máy biến áp: 10,5A
13.5 Tính phân bố công suất lúc phụ tải cực đại
- Tổng số nút trong mạng điện: 47
- Tổng số nhánh trong mạng điện: 46
- Sai số yêu cầu: 0,001
- Công suất cơ bản: 100MVA
- Nút cân bằng: 1
Số liệu nút:
STT
P
Q
U(đvtđ)
U(kV)
Loại
Tên
01
0
0
1
22
1
nguồn
02
0
0
1
22
2
tải 22 _1
03
0
0
1
22
2
tải 22 _2
04
0
0
1
22
2
tải 22 _3
05
0
0
1
22
2
tải 22 _4
06
0
0
1
22
2
tải 22 _5
07
0
0
1
22
2
tải 22 _6
08
0
0
1
22
2
tải 22 _7
09
0
+0.00432
1
22
2
tụ bù _1
10
0
0
1
22
2
tải 22 _8
11
0
0
1
22
2
tải 22 _9
12
0
+0.00432
1
22
2
tụ bù _2
13
0
0
1
22
2
tải 22 _10
14
0
0
1
22
2
tải 22 _11
15
0
+0.00432
1
22
2
tụ bù _3
16
0
0
1
22
2
tải 22 _12
17
0
0
1
22
2
tải 22 _13
18
0
0
1
22
2
tải 22 _14
19
0
+0.00432
1
22
2
tụ bù _4
20
0
0
1
22
2
tải 22 _15
21
0
0
1
22
2
tải 22 _16
22
0
+0.00432
1
22
2
tụ bù _5
23
0
0
1
22
2
tải 22 _17
24
0
0
1
22
2
tải 22 _18
25
0
+0.00432
1
22
2
tụ bù _6
26
0
0
1
22
2
tải 22 _19
27
-0.00800
-0.00168
1
22
2
tải 22 _tụ bù _20_7
28
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _1
29
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _2
30
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _3
31
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _4
32
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _5
33
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _6
34
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _7
35
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _8
36
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _9
37
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _10
38
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _11
39
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _12
40
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _13
41
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _14
42
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _15
43
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _16
44
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _17
45
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _18
46
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _19
47
-0.00320
-0.00240
1
0.4
2
tải 0.4 _20
Số liệu nhánh:
STT
Đầu
Cuối
R()
X()
R
đvtđ
X
đvtđ
Icp
A
U
(kV)
Loại
Tên
01
1
2
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
1-2
02
2
3
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
2-3
03
3
4
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
3-4
04
4
5
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
4-5
05
5
6
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
5-6
06
6
7
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
6-7
07
7
8
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
7-8
08
8
9
0.016
0.025
0.003
0.005
445
22
1
8-9
09
9
10
0.110
0.176
0.022
0.036
445
22
1
9-10
10
10
11
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
10-11
11
11
12
0.062
0.098
0.012
0.020
445
22
1
11-12
12
12
13
0.064
0.103
0.013
0.021
445
22
1
12-13
13
13
14
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
13-14
14
14
15
0.108
0.172
0.022
0.035
445
22
1
14-15
15
15
16
0.018
0.029
0.003
0.006
445
22
1
15-16
16
16
17
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
16-17
17
17
18
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
17-18
18
18
19
0.028
0.044
0.005
0.009
445
22
1
18-19
19
19
20
0.098
0.157
0.02
0.032
445
22
1
19-20
20
20
21
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
20-21
21
21
22
0.074
0.118
0.015
0.024
445
22
1
21-22
22
22
23
0.052
0.083
0.01
0.017
445
22
1
22-23
23
23
24
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
23-24
24
24
25
0.12
0.191
0.024
0.039
445
22
1
24-25
25
25
26
0.006
0.010
0.001
0.002
445
22
1
25-26
26
26
27
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
26-27
27
2
28
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
2-28
28
3
29
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
3-29
29
4
30
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
4-30
30
5
31
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
5-31
31
6
32
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
6-32
32
7
33
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
7-33
33
8
34
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
8-34
34
10
45
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
10-35
35
11
36
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
11-36
36
13
37
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
13-37
37
14
38
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
14-38
38
16
39
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
16-39
39
17
40
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
17-40
40
18
41
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
18-41
41
20
42
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
20-42
42
21
43
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
21-43
43
23
44
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
23-44
44
24
45
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
24-45
45
26
46
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
26-46
46
27
47
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
27-47
Kết quả điện áp nút (phân bố công suất bằng phương pháp Newton- Raphson)
STT
P
Q
U(đvtđ)
U(kV)
Tên
01
+0.0742
+0.0285
1
22
nguồn
02
0
0
0.9969
21.9314
tải 22 _1
03
0
0
0.9940
21.8671
tải 22 _2
04
0
0
0.9912
21.8070
tải 22 _3
05
0
0
0.9887
21.7512
tải 22 _4
06
0
0
0.9864
21.6997
tải 22 _5
07
0
0
0.9842
21.6526
tải 22 _6
08
0
0
0.98233
21.6097
tải 22 _7
09
0
+0.00432
0.9820
21.6049
tụ bù _1
10
0
0
0.9803
21.5676
tải 22 _8
11
0
0
0.9786
21.5294
tải 22 _9
12
0
+0.00432
0.9779
21.5128
tụ bù _2
13
0
0
0.9770
21.4934
tải 22 _10
14
0
0
0.9754
21.4598
tải 22 _11
15
0
+0.00432
0.9743
21.4347
tụ bù _3
16
0
0
0.9741
21.4299
tải 22 _12
17
0
0
0.9728
21.4009
tải 22 _13
18
0
0
0.9716
21.3763
tải 22 _14
19
0
+0.00432
0.9714
21.3763
tụ bù _4
20
0
0
0.9706
21.3528
tải 22 _15
21
0
0
0.9697
21.3328
tải 22 _16
22
0
+0.00432
0.9693
21.3236
tụ bù _5
23
0
0
0.9689
21.3155
tải 22 _17
24
0
0
0.9682
21.3001
tải 22 _18
25
0
+0.00432
0.9677
21.2896
tụ bù _6
26
0
0
0.9677
21.2889
tải 22 _19
27
-0.00800
-0.00168
0.9672
21.2782
tải 22 _tụ bù _20_7
28
-0.00320
-0.00240
0.9614
0.3846
tải 0.4 _1
29
-0.00320
-0.00240
0.9583
0.3833
tải 0.4 _2
30
-0.00320
-0.00240
0.9555
0.3822
tải 0.4 _3
31
-0.00320
-0.00240
0.9529
0.3811
tải 0.4 _4
32
-0.00320
-0.00240
0.9504
0.3802
tải 0.4 _5
33
-0.00320
-0.00240
0.9482
0.3793
tải 0.4 _6
34
-0.00320
-0.00240
0.9462
0.3785
tải 0.4 _7
35
-0.00320
-0.00240
0.9442
0.3777
tải 0.4 _8
36
-0.00320
-0.00240
0.9424
0.3770
tải 0.4 _9
37
-0.00320
-0.00240
0.9407
0.3763
tải 0.4 _10
38
-0.00320
-0.00240
0.9391
0.3756
tải 0.4 _11
39
-0.00320
-0.00240
0.9377
0.3751
tải 0.4 _12
40
-0.00320
-0.00240
0.9363
0.3745
tải 0.4 _13
41
-0.00320
-0.00240
0.9351
0.3741
tải 0.4 _14
42
-0.00320
-0.00240
0.9340
0.3736
tải 0.4 _15
43
-0.00320
-0.00240
0.9331
0.3732
tải 0.4 _16
44
-0.00320
-0.00240
0.9323
0.3729
tải 0.4 _17
45
-0.00320
-0.00240
0.9315
0.3726
tải 0.4 _18
46
-0.00320
-0.00240
0.9310
0.3724
tải 0.4 _19
47
-0.00320
-0.00240
0.9305
0.3722
tải 0.4 _20
Kết quả dòng công suất nhánh (phân bố công suất bằng phương pháp Newton-Raphson)
STT
Đầu
Cuối
R
X
Y
G óc
Dòng
Dòng
A
%
Dòng
01
1
2
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.07
183.382
41.21
02
2
3
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.006
172.842
38.84
03
3
4
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.062
162.289
36.47
04
4
5
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.058
151.723
34.09
05
5
6
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.054
141.156
31.72
06
6
7
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.050
130.595
29.35
07
7
8
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.046
120.057
26.98
08
8
9
0.032
0.005
164.766
-57.920
0.042
110.969
24.94
09
9
10
0.0228
0.036
23.2837
-57.920
0.045
118.065
26.53
10
10
11
0.0260
0.042
20.4008
-57.920
0.041
107.508
24.16
11
11
12
0.0127
0.02
41.6867
-57.920
0.037
97.187
21.84
12
12
13
0.0133
0.021
39.9532
-57.920
0.039
103.484
23.25
13
13
14
0.0260
0.042
20.4008
-57.920
0.035
92.956
20.89
14
14
15
0.0233
0.036
23.8620
-57.920
0.031
82.335
18.50
15
15
16
0.0038
0.006
140.646
-57.920
0.034
89.613
20.14
16
16
17
0.0260
0.042
20.4008
-57.920
0.030
79.843
17.94
17
17
18
0.0057
0.042
20.4008
-57.920
0.026
69.153
15.54
18
18
19
0.0203
0.009
92.5136
-57.920
0.023
59.269
13.32
19
19
20
0.0260
0.032
26.1722
-57.920
0.025
65.898
14.81
20
20
21
0.0153
0.042
20.4008
-57.920
0.021
55.156
12.39
21
21
22
0.0108
0.024
34.8087
-57.920
0.017
44.596
10.02
22
22
23
0.0260
0.017
49.2872
-57.920
0.020
51.463
11.56
23
23
24
0.0248
0.042
20.4008
-57.920
0.016
40.702
9.15
24
24
25
0.0013
0.040
21.4373
-57.920
0.011
29.800
6.7
25
25
26
0.0260
0.002
421.963
-57.920
0.015
39.611
8.9
26
26
27
3.5938
0.042
20.4008
-57.920
0.012
32.441
7.29
27
2
28
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
10.918
104.01
28
3
29
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
10.953
104.34
29
4
30
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
10.985
104.65
30
5
31
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.016
104.94
31
6
32
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.044
105.21
32
7
33
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.070
105.46
33
8
34
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.094
105.68
34
10
45
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.117
105.90
35
11
36
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.138
106.11
36
13
37
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.159
106.30
37
14
38
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.178
106.48
38
16
39
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.194
106.64
39
17
40
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.211
106.80
40
18
41
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.225
106.93
41
20
42
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.238
107.06
42
21
43
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.250
107.17
43
23
44
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.259
107.26
44
24
45
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.268
107.34
45
26
46
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.275
107.41
46
27
47
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.004
11.281
107.46
13.6 Tính phân bố công suất lúc phụ tải cực tiểu
- Tổng số nút trong mạng điện: 47
- Tổng số nhánh trong mạng điện: 46
- Sai số yêu cầu: 0,001
- Công suất cơ bản: 100MVA
- Nút cân bằng: 1
Số liệu nút:
STT
P
Q
U(đvtđ)
U(kV)
Loại
Tên
01
0.0742
0.02857
1
22
1
nguồn
02
0
0
0.9969
22
2
tải 22 _1
03
0
0
0.9940
22
2
tải 22 _2
04
0
0
0.9940
22
2
tải 22 _3
05
0
0
0.9912
22
2
tải 22 _4
06
0
0
0.9864
22
2
tải 22 _5
07
0
0
0.9842
22
2
tải 22 _6
08
0
0
0.9823
22
2
tải 22 _7
09
0
+0.001273
0.9820
22
2
tụ bù _1
10
0
0
0.9803
22
2
tải 22 _8
11
0
0
0.9786
22
2
tải 22 _9
12
0
+0.001273
0.9779
22
2
tụ bù _2
13
0
0
0.9770
22
2
tải 22 _10
14
0
0
0.9754
22
2
tải 22 _11
15
0
+0.001273
0.9743
22
2
tụ bù _3
16
0
0
0.9741
22
2
tải 22 _12
17
0
0
0.9728
22
2
tải 22 _13
18
0
0
0.9716
22
2
tải 22 _14
19
0
+0.001273
0.9714
22
2
tụ bù _4
20
0
0
0.9706
22
2
tải 22 _15
21
0
0
0.9697
22
2
tải 22 _16
22
0
+0.001273
0.9693
22
2
tụ bù _5
23
0
0
0.9689
22
2
tải 22 _17
24
0
0
0.9682
22
2
tải 22 _18
25
0
+0.000565
0.9677
22
2
tụ bù _6
26
0
0
0.9677
22
2
tải 22 _19
27
-0.00800
-0.001052
0.9672
22
2
tải 22 _tụ bù _20_7
28
-0.00128
-0.00960
0.9614
0.4
2
tải 0.4 _1
29
-0.00128
-0.00960
0.9583
0.4
2
tải 0.4 _2
30
-0.00128
-0.00960
0.9555
0.4
2
tải 0.4 _3
31
-0.00128
-0.00960
0.9529
0.4
2
tải 0.4 _4
32
-0.00128
-0.00960
0.9504
0.4
2
tải 0.4 _5
33
-0.00128
-0.00960
0.9482
0.4
2
tải 0.4 _6
34
-0.00128
-0.00960
0.9462
0.4
2
tải 0.4 _7
35
-0.00128
-0.00960
0.9442
0.4
2
tải 0.4 _8
36
-0.00128
-0.00960
0.9424
0.4
2
tải 0.4 _9
37
-0.00128
-0.00960
0.9407
0.4
2
tải 0.4 _10
38
-0.00128
-0.00960
0.9391
0.4
2
tải 0.4 _11
39
-0.00128
-0.00960
0.9377
0.4
2
tải 0.4 _12
40
-0.00128
-0.00960
0.9363
0.4
2
tải 0.4 _13
41
-0.00128
-0.00960
0.9351
0.4
2
tải 0.4 _14
42
-0.00128
-0.00960
0.9340
0.4
2
tải 0.4 _15
43
-0.00128
-0.00960
0.9331
0.4
2
tải 0.4 _16
44
-0.00128
-0.00960
0.9323
0.4
2
tải 0.4 _17
45
-0.00128
-0.00960
0.9315
0.4
2
tải 0.4 _18
46
-0.00128
-0.00960
0.9310
0.4
2
tải 0.4 _19
47
-0.00128
-0.00960
0.9305
0.4
2
tải 0.4 _20
Số liệu nhánh:
STT
Đầu
Cuối
R()
X()
R
đvtđ
X
đvtđ
Icp
A
U
(kV)
Loại
Tên
01
1
2
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
1-2
02
2
3
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
2-3
03
3
4
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
3-4
04
4
5
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
4-5
05
5
6
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
5-6
06
6
7
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
6-7
07
7
8
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
7-8
08
8
9
0.016
0.025
0.003
0.005
445
22
1
8-9
09
9
10
0.110
0.176
0.022
0.036
445
22
1
9-10
10
10
11
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
10-11
11
11
12
0.062
0.098
0.012
0.020
445
22
1
11-12
12
12
13
0.064
0.103
0.013
0.021
445
22
1
12-13
13
13
14
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
13-14
14
14
15
0.108
0.172
0.022
0.035
445
22
1
14-15
15
15
16
0.018
0.029
0.003
0.006
445
22
1
15-16
16
16
17
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
16-17
17
17
18
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
17-18
18
18
19
0.028
0.044
0.005
0.009
445
22
1
18-19
19
19
20
0.098
0.157
0.02
0.032
445
22
1
19-20
20
20
21
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
20-21
21
21
22
0.074
0.118
0.015
0.024
445
22
1
21-22
22
22
23
0.052
0.083
0.01
0.017
445
22
1
22-23
23
23
24
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
23-24
24
24
25
0.12
0.191
0.024
0.039
445
22
1
24-25
25
25
26
0.006
0.010
0.001
0.002
445
22
1
25-26
26
26
27
0.126
0.201
0.026
0.041
445
22
1
26-27
27
2
28
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
2-28
28
3
29
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
3-29
29
4
30
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
4-30
30
5
31
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
5-31
31
6
32
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
6-32
32
7
33
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
7-33
33
8
34
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
8-34
34
10
45
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
10-35
35
11
36
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
11-36
36
13
37
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
13-37
37
14
38
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
14-38
38
16
39
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
16-39
39
17
40
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
17-40
40
18
41
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
18-41
41
20
42
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
20-42
42
21
43
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
21-43
43
23
44
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
23-44
44
24
45
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
24-45
45
26
46
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
26-46
46
27
47
17.394
0.167
3.593
9.331
10.5
22
1
27-47
Kết quả điện áp nút (phân bố công suất bằng phương pháp Newton- Raphson)
STT
P
Q
U(đvtđ)
U(kV)
Tên
01
+0.02914
+0.014042
1
22
nguồn
02
0
0
0.9987
21.9705
tải 22 _1
03
0
0
0.9974
21.9746
tải 22 _2
04
0
0
0.9962
21.9163
tải 22 _3
05
0
0
0.9951
21.8917
tải 22 _4
06
0
0
0.9940
21.8688
tải 22 _5
07
0
0
0.9931
21.8475
tải 22 _6
08
0
0
0.9922
21.8278
tải 22 _7
09
0
+0.001275
0.9921
21.8256
tụ bù _1
10
0
0
0.9913
21.8088
tải 22 _8
11
0
0
0.9905
21.7913
tải 22 _9
12
0
+0.001275
0.9902
21.7835
tụ bù _2
13
0
0
0.9898
21.7748
tải 22 _10
14
0
0
0.9891
21.7594
tải 22 _11
15
0
+0.001275
0.9885
21.7477
tụ bù _3
16
0
0
0.9884
21.7455
tải 22 _12
17
0
0
0.9878
21.7322
tải 22 _13
18
0
0
0.9873
21.7207
tải 22 _14
19
0
+0.001275
0.9872
21.7185
tụ bù _4
20
0
0
0.9868
21.7098
tải 22 _15
21
0
0
0.9864
21.7003
tải 22 _16
22
0
+0.001275
0.9862
21.6958
tụ bù _5
23
0
0
0.9860
21.6921
tải 22 _17
24
0
0
0.9857
21.6848
tải 22 _18
25
0
+0.000565
0.9854
21.6794
tụ bù _6
26
0
0
0.9854
21.6791
tải 22 _19
27
-0.00320
-0.001051
0.9852
21.6746
tải 22 _tụ bù _20_7
28
-0.00128
-0.000960
0.9849
0.3939
tải 0.4 _1
29
-0.00128
-0.000960
0.9836
0.3934
tải 0.4 _2
30
-0.00128
-0.000960
0.9824
0.3929
tải 0.4 _3
31
-0.00128
-0.000960
0.9812
0.3925
tải 0.4 _4
32
-0.00128
-0.000960
0.9802
0.3921
tải 0.4 _5
33
-0.00128
-0.000960
0.9792
0.3917
tải 0.4 _6
34
-0.00128
-0.000960
0.9783
0.3913
tải 0.4 _7
35
-0.00128
-0.000960
0.9774
0.3910
tải 0.4 _8
36
-0.00128
-0.000960
0.9766
0.3906
tải 0.4 _9
37
-0.00128
-0.000960
0.9758
0.3903
tải 0.4 _10
38
-0.00128
-0.000960
0.9751
0.3900
tải 0.4 _11
39
-0.00128
-0.000960
0.9745
0.3898
tải 0.4 _12
40
-0.00128
-0.000960
0.9739
0.3895
tải 0.4 _13
41
-0.00128
-0.000960
0.9733
0.3893
tải 0.4 _14
42
-0.00128
-0.000960
0.9728
0.3891
tải 0.4 _15
43
-0.00128
-0.000960
0.9724
0.3890
tải 0.4 _16
44
-0.00128
-0.000960
0.9720
0.3888
tải 0.4 _17
45
-0.00128
-0.000960
0.9717
0.3887
tải 0.4 _18
46
-0.00128
-0.000960
0.9714
0.3886
tải 0.4 _19
47
-0.00128
-0.000960
0.9712
0.3885
tải 0.4 _20
Kết quả dòng công suất nhánh (phân bố công suất bằng phương pháp Newton-Raphson)
STT
Đầu
Cuối
R
X
Y
G óc
Dòng
Dòng
A
%
Dòng
01
1
2
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.027
72.075
16.2
02
2
3
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.026
68.161
15.32
03
3
4
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.024
64.259
14.44
04
4
5
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.023
60.370
13.57
05
5
6
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.022
56.504
12.7
06
6
7
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.020
52.654
11.83
07
7
8
0.026
0.042
20.4008
-57.920
0.019
48.849
10.98
08
8
9
0.032
0.005
164.766
-57.920
0.017
44.522
10
09
9
10
0.0228
0.036
23.2837
-57.920
0.018
47.076
10.58
10
10
11
0.0260
0.042
20.4008
-57.920
0.016
43.189
9.71
11
11
12
0.0127
0.02
41.6867
-57.920
0.015
39.269
8.82
12
12
13
0.0133
0.021
39.9532
-57.920
0.013
42.133
9.47
13
13
14
0.0260
0.042
20.4008
-57.920
0.014
38.243
8.59
14
14
15
0.0233
0.036
23.8620
-57.920
0.012
34.462
7.74
15
15
16
0.0038
0.006
140.646
-57.920
0.011
36.980
8.31
16
16
17
0.0260
0.042
20.4008
-57.920
0.009
32.729
7.35
17
17
18
0.0057
0.042
20.4008
-57.920
0.01
28.914
6.5
18
18
19
0.0203
0.009
92.5136
-57.920
0.009
24.842
5.58
19
19
20
0.0260
0.032
26.1722
-57.920
0.008
27.550
6.19
20
20
21
0.0153
0.042
20.4008
-57.920
0.009
23.737
5.33
21
21
22
0.0108
0.024
34.8087
-57.920
0.007
19.988
4.49
22
22
23
0.0260
0.017
49.2872
-57.920
0.006
22.793
5.12
23
23
24
0.0248
0.042
20.4008
-57.920
0.005
19.022
4.27
24
24
25
0.0013
0.040
21.4373
-57.920
0.002
15.628
3.51
25
25
26
0.0260
0.002
421.963
-57.920
0.002
15.015
3.37
26
26
27
3.5938
0.042
20.4008
-57.920
0.002
12.917
2.9
27
2
28
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.263
40.61
28
3
29
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.268
40.66
29
4
30
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.273
40.71
30
5
31
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.278
40.76
31
6
32
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.283
40.80
32
7
33
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.287
40.84
33
8
34
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.291
40.88
34
10
45
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.295
40.92
35
11
36
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.299
40.95
36
13
37
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.302
40.98
37
14
38
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.305
41.01
38
16
39
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.308
41.04
39
17
40
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.311
41.06
40
18
41
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.313
41.09
41
20
42
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.315
41.11
42
21
43
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.317
41.13
43
23
44
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.319
41.14
44
24
45
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.320
41.16
45
26
46
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.322
41.17
46
27
47
3.5938
9.322
0.1
-68.938
0.002
4.323
41.18
Chương 14
TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH VÀ PHỐI HỢP BẢO VỆ
Mục đích của việc tính dòng ngắn mạch là phục vụ cho việc lựa chọn Recloser và FCO
14.1 Tính toán ngắn mạch
14.1.1 Các công thức tính tổng trở trong đường dây phân phối hình tia
Khoảng cách tương đương giữa các pha
Khoảng cách tương đương giữa dây pha và dây trung tính
Bán kính tự thân của dây dẫn pha hoặc dây trung tính
Ds,pha (hoặc trung tính) = r’pha (hoặc trung tính) phụ thuộc số sợi cáư tạo dây
Cảm kháng phân cách
Cảm kháng dây dẫn
Cảm kháng thứ tự thuận và nghịch
Tổng trở thứ tự thuận và nghịch
Tổng trở thứ tự không của bản thân dây pha
Với:
r1,pha là điện trở đơn vị của dây dẫn
re là điện trở của đất (chọn re = 0,18/km)
xe là cảm kháng của đất (chọn xe = 1,53/km)
Tổng trở thứ tự không của bản thân dây trung tính
Tổng trở thứ tự không tương hổ
Tổng trở thứ tự không
14.1.2 Các dạng ngắn mạch
- Các đường dây phân phối thường là dạng đường dây 3 pha hình tia. Như vậy các dòng sự cố dọc theo đường dây có thể là một trong bốn dạng ngắn mạch sau: Ngắn mạch 3 pha (N3), ngắn mạch 2 pha chạm nhau (NL-L), ngắn mạch 2 pha chạm đất (NL-L-N), ngắn mạch một pha chạm đất (NL-N)
Ngắn mạch 3 pha
Ngắn mạch 2 pha chạm nhau
Ngắn mạch 1 pha chạm đất
Ngắn mạch 2 pha chạm đất:
+ Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất (dòng trên pha ngắn mạch ):
Với a =
+ Dòng trên pha kia (dòng trên pha không chạm đất ):
Với a =
Tính toán trong hai trường hợp ứng với tổng trở tại chỗ ngắn mạch Zf = 0 (ứng với dòng max) và Zf =10 (ứng với dòng min)
14.1.3 Tính dòng ngắn mạch
Chọn Scb = 100MVA
+ Hệ thống:
+ Chọn trụ đở thẳng dùng đà 2,4m
+ Khoảng cách tương đương giữa các pha
= 1,37m
+ Khoảng cách tương đương giữa dây pha và dây trung tính
= 1,34m
+ Bán kính tự thân của dây pha
Dây pha AC-150 có d = 17mm, ro = 0,21
+ Bán kính tự thân của dây trung tính
Dây trung tính AC-120 có d = 15,2mm, ro = 0,27
+ Cảm kháng phân cách
+ Cảm kháng dây dẫn
+ Cảm kháng thứ tự thuận và nghịch của dây pha
+ Tổng trở thứ tự và nghịch của dây pha
+ Tổng trở thứ không của bản thân dây trung tính
+ Tổng trở thứ tự tương hổ
+ Tổng trở thứ tự không
+ Tổng hợp trở kháng cho từng 1km đường dây tính từ hệ thốgn đổ về
Z1(i) = Z1HT + Z1x
Z2(i) = Z2HT + Z2x
Z0(i) = Z2HT + Z0x
STT
Vị trí
km
1
0
0 + j 1.016
0 + j1.21
0 + j2.662
2
1
0.21 + j 1.3519
0.21 + j1.545
0.4999 + j3.655
3
2
0.42 + j 1.6865
0.42 + j1.88
0.9998 + j4.647
4
3
0.63 +2.0215
0.63 + j2.215
1.4997 + j5.64
5
4
0.84 + j 2.3565
0.84 + j2.55
1.9996 + j6.633
6
5
1.05 + j 2.6916
1.05 + j2.885
2.4995 + j7.2626
7
6
1.26 + j 3.0266
1.26 + j3.22
2.9994 + j8.619
8
7
1.47 + j 3.3616
1.47 + j3.555
3.4993 + j9.6117
9
8
1.68 + j 3.6967
1.68 + j3.89
3.9992 + j10.6045
10
9
1.89 + j 4.0317
1.89 + j4.225
4.499 + j11.5973
11
10
2.1 +j 4. 3667
2.1 + j4.56
4.9989 + j12.5901
12
11
2.31 + j 4.7018
2.31 + j4.895
5.4988 + j13.5829
13
12
2.52 + j5.0368
2.52 + j5.23
5.9987 + j14.5757
14.1.3.1 Tính dòng ngắn mạch ứng với Zf = 0:
Tính dòng ngắn mạch tại đầu đường dây (0 km)
+ Dòng ngắn mạch 3 pha
+ Dòng ngắn mạch 2 pha chạm nhau
+ Dòng ngắn mạch 1 pha chạm đất
+ Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất (dòng trên pha ngắn mạch ):
+ Dòng trên pha kia (dòng trên pha không chạm đất ):
Tính tương tự cho các điểm còn lại ta có bảng tổng hợp sau:
Vị trí
Km
IN
(3 pha )
A
IN
(L - G)
A
IN
(L -L)
A
IN
(L-L-G_ab)
A
IN
(L-L-G_c)
A
0
12501.68
7796.65
9883.2
10546.8
10546.8
1
9287.22
5759.93
7516.61
7944.54
7941.48
2
7308.30
4526.79
6003.98
6297.96
6320.25
3
5998.72
3715.64
4977.22
5192.34
5231.92
4
5077.07
3145.97
4241.8
4407.19
4456.36
5
4396.37
2725.48
3691.76
3823.82
3877.74
6
3874.35
2403.01
3265.95
3374.57
3430.41
7
3461.90
2148.14
2927.09
3018.53
3074.65
8
3128.09
1941.80
2651.26
2729.71
2785.19
9
2852.56
1771.40
2422.53
2490.88
2545.18
10
2621.36
1628.35
2229.87
2290.20
2343.03
11
2424.64
1506.58
2065.41
2119.24
2170.48
12
2255.25
1401.69
1923.43
1971.90
2021.49
14.1.3.2 Tính dòng ngắn mạch ứng với Zf = 10:
Tính dòng ngắn mạch tại đầu đường dây (0 km)
+ Dòng ngắn mạch 3 pha
+ Dòng ngắn mạch 2 pha chạm nhau
+ Dòng ngắn mạch 1 pha chạm đất
+ Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất (dòng trên pha ngắn mạch ):
+ Dòng trên pha kia (dòng trên pha không chạm đất ):
Tính tương tự cho các điểm còn lại ta có bảng tổng hợp sau:
Vị trí
Km
IN
(3 pha )
A
IN
(L - G)
A
IN
(L -L)
A
IN
(L-L-G_ab)
A
IN
(L-L-G_c)
A
0
1263.66
1253.64
2147.36
10224.2
9541.9
1
1233.29
1205.62
2034.14
7834.43
7203.23
2
1203.32
1158.83
1929.8
6298.17
5715.95
3
1173.85
1113.65
1828.61
5250.6
4710.94
4
1145
1070.32
1736.5
4496.85
3995.4
5
1116.82
1028.95
1651.19
3930.48
3463.24
6
1089.37
989.62
1572.29
3489.99
3053.65
7
1062.68
952.33
1499.34
3137.8
2729.56
8
1036.79
917.03
1431.88
2849.83
2467.27
9
1011.69
883.66
1369.44
2609.95
2250.98
10
987.4
852.15
1311.59
2407.03
2069.78
11
963.9
822.4
1257.93
2233.1
1915.89
12
941.2
794.31
1208.07
2082.35
1783.67
14.1.3.3 Tính dòng ngắn mạch cho đường dây nhánh đến trạm biến áp
Tại nút 6 giả sử trạm biến áp hạ áp được nối vào trục đường dây chính thông qua đường nhánh dài 2 km và sụt áp cho phép trên nhánh là 1%
ro,tính toán =
Chọn dây pha trên nhánh là dây AC – 90 có ro = 0,33 /km, d = 13,5 mm
Icp = 335A .Dây trung tính AC – 70 có ro = 0,46 /km, d = 11,4mm , Icp = 275A
Trình tự tính toán tương tự như trên ta xác định được các thông số sau:
+ Tổng trở thứ tự thuận và nghịch của dây pha nhánh
+ Tổng trở thứ tự không
+ Tổng trở thứ tự nhìn từ điểm 32 về hệ thống
* Dòng ngắn mạch ứng với Zf = 0
+ Dòng ngắn mạch 3 pha
+ Dòng ngắn mạch 1 pha chạm đất
* Dòng ngắn mạch ứng với Zf = 10
+ Dòng ngắn mạch 3 pha
+ Dòng ngắn mạch 1 pha chạm đất
14.2 Phối hợp bảo vệ
14.2.1 Phối hợp Recloser và cầu chì (ACR - FCO)
- ACR đặt trên phát tuyến chính, cầu chì đặt ở đầu đường nhánh để bảo vệ cho đường nhánh
- Dòng điện lâu dài liên tục của cầu chì (fuse link) chọn khoảng 150% dòng định mức đối với chì thiếc (tin link) và bằng 100% dòng định mức đối với chì bạc (silver link). Ví dụ chì 20K bằng thiếc (định mức 20A) tải dòng điện liên tục bình thường là 1,5x20 = 30A
- Căn cứ vào dòng điện ở đầu nhánh lúc phụ tải cực đại để chọn dây chì có định mức thích hợp và đường đặc tính A-s tương ứng (TCC). Đường đặc tính A-s của dây chì có tính tản mạn và gồm 2 đường. Đường dưới là đường ứng với thời gian chảy tối thiểu, đường trên ứng với thời gian chảy giải lớn nhất
Đường đặc tính của dây chì phải nằm giữa 2 đường A-ACR và B-ACR của Recloser
- Khi có ngán mạch trên đường nhánh thì chì không cho đứt ngay vì sự cố có thể thoáng qua hy vọng có thể tái lập mà không gây mất điện. Khi đó ACR làm việc theo đặc tính nhanh A-ACR.Sau 2 lần tác động nhanh mà sự cố vẫn tồn tại thì ACR chuyển sang làm việc theo đặc tính chậm B-ACR và khi đó chì sẽ chảy và chỉ làm mất điện đường dây nhánh
- Do có hiện tượng mỏi do nhiệt của dây chì khi dòng ngắn mạch qua nó trong những lần tác động nhanh của ACR(lúc này chì chưa kịp chảy). Tác dụng nhiệt chồng chất gây ra bởi ACR lên dây chì mà dây chì phải chịu đựng phải nhỏ hơn đặc tính phá huỷ dây chì và điều mong muốn là dây chì không được phép chảy trong giai đoạn mà ACR làm việc theo đặc tuyến nhanh. Điều này được thể hiện bù trừ qua phối hợp bằng cách dùng hệ số nhân k để nhân thời gian của A-ACR với hệ số này và đường mới A’-ACR vẫn còn nằm dưới đường đặc tính thời gian chảy tối thiểu của dây chì
Bảng hệ số nhân k
Thời gian mở giữa 2 lần tự đóng lại Recloser tính theo chu kỳ (giây)
Hệ số nhân k
1 lần tác động nhanh
2 lần tác động nhanh
25-30(0,4-0,5s)
1,25
1,8
60(1s)
1,25
1,35
90(1,5s)
1,25
1,35
120(2s)
1,25
1,35
14.2.2 Tính toán bảo vệ
Chọn FCO cho các nhánh
Dòng max qua FCO:
Tra đặc tuyến FCO chọn được FCO loại 40K, có khả năng tải được liên tục dòng điện: 40 x 1,5 = 60A
Chọn và phối hợp ACR với FCO
Dòng max qua ACR :
Chọn Recloser loại PWVE ba pha điều khiển bằng điện tử
Min trip = 2,5 x 210 = 525 A
Chọn dòng Min trip : 560A
Chọn đường A-ACR là đường 121. Đường đặc tuyến này có A-ACR nằm dưới đường đặc tuyến chảy của chì 40K. Do đó đường đặc tuyến này phối hợp tốt với cầu chì phía sau. Chọn đường B-ACR là đường đặc tuyến 115
Từ đó ta vẽ được đường đặc tuyến phối hợp bảo vệ giữa ACR và FCO như sau
Chương 15
KẾT LUẬN
Thiết kế trạm biến áp và đường dây phân phối là một bộ phận quan trọng cấu thành nên hệ thống điện, có vai trò chủ đạo trong hệ thống điện nói riêng và nền kinh tế nói chung. Nhưng cho đến nay hệ thống điện chúng ta không theo đuổi kịp sự phát triển của nền kinh tế đất nước, chưa hoà nhập với hệ thống điện của các nước trên thế giới
Vì vậy, yêu cầu cấp thiết của hệ thống điện là đòi hỏi phải cải cách toàn diện hệ thống điện Việt Nam để có thể thích nghi với đặc điểm, yêu cầu của nước ta hiện nay và trong tương lai.
Em xin chân thành cảm ơn
Tài liệu tham khảo
Huỳnh Nhơn, Thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp, Nhà xuất bản Đại học Quốc Gia TPHCM, 2003
Hồ Văn Hiến, Hướng dẫn thiết kế mạng, Nhà xuất bản Đại học Quốc Gia TPHCM
Dương Vũ Văn - Trần Hoàng Lĩnh – Lê Thanh Thoả, Hướng dẫn thiết kế phần điện - Thiết kế chống sét cho Nhà máy nhiệt điện, Nhà xuất bản Đại học Quốc Gia TPHCM
Bộ môn hệ thống điện Trường Đại học Bách Khoa TPHCM, Nhà máy điện và trạm biến áp, 2003
Bùi Ngọc Thư, Mạng Cung Cấp Và Phân Phối Điện, Nhà xuất bản Đại học Quốc Gia TPHCM,2000