LỜI NÓI ĐẦU
PHẦN I : THIẾT KẾ MẠNG LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
CH*ƯƠNG I: PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ TẢI
I. Sơ đồ địa lý, các thông số của nguồn điện và phụ tải
II. Phân tích nguồn và tải
CHƯƠNG II: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT
I. Cân bằng công suất tác dụng
II. Cân bằng công suất phản kháng
III. Sơ bộ xác định chế độ làm việc của nguồn điện
CHƯƠNG III: ĐỀ XUẤT CÁC PH*ƯƠNG ÁN VÀ CHỌN PHƯ*ƠNG ÁN HỢP LÝ
I. Đề xuất các ph*ơng án
II. Tính mô men phụ tải cho các phư*ơng án và lựa chọn phương án hợp lý
CHƯ*ƠNG IV: LỰA CHỌN PH*ƠNG ÁN TỐI *ƯU
A So sánh các ph*ơng án về mặt kỹ thuật
B So sánh các ph*ơng án về mặt kinh tế
CH*ƯƠNG IV: LỰA CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY CỦA TRẠM SỐ LƯỢNG CÔNG SUẤT MBA VÀ SƠ ĐỒ KẾT DÂY TOÀN MẠNG
I. Chọn sơ đồ nối dây của trạm
II. Chọn số l*ợng và công suất MBA
CH*ƯƠNG VI: TÍNH TOÁN CÁC THÔNG SỐ CHẾ ĐỘ CỦA MẠNG ĐIỆN, CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT
1.
Tính toán cân bằng công suất
2.
Tính toán bù cưỡng bức công suất phản kháng
3.
Tính toán lại các chế độ sau khi bù
I. Chế độ, phụ tải cực đại
II. Chế độ phụ tải cực tiểu
III. Chế độ phụ tải sự cố
CH*ƯƠNG VII: TÍNH TOÁN GIÁ TRỊ ĐIỆN ÁP* LỤA CHỌN PHƯƠNG THỨC ĐIỀU ÁP CHO CÁC TRẠM BIÉN ÁP
A. Tính toán điện áp tại các nút
I. Chế độ cực đại
II. Chế độ cực tiểu
IV. Chê độ sự cố
B. Lựa chọn phương thức điều áp
I. Chọn đầu phân áp cho các trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường
II. Chọn đầu phân áp cho các trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp thường
CH*ƯƠNG VIII: TÍNH GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN
PHẦN II : XÁC ĐỊNH CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH TỐI ƯU CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN THEO PHƯƠNG PHAP QUY HOẠCH ĐỘNG
I. Đặt vấn đề
II. Phương pháp tính
1. Nội dung quy hoạch động
III. Tính toán cụ thể
9 trang |
Chia sẻ: banmai | Lượt xem: 1898 | Lượt tải: 1
Bạn đang xem nội dung tài liệu Xác định chế độ vận hành tối ưu của Nhà máy điện, để tải tài liệu về máy bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
C.TÍNH TOÁN LẠI CÁC CHẾ ĐỘ SAU KHI BÙ
CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI :
Trong chế độ phụ tải cực đại điện áp thanh cái nhà máy và hệ thống là
UTG=110%Uđm ÞUTG = 110%.110 = 121(kv)
Trong chế độ này ta đặt bù cho phụ tải với dung lượng bù lớn nhất
Tính cho nhánh NĐ_1:
S
NĐ-I
S'
1
Z
NĐ_1
B
1
TGNĐ
jQ
cđ
2
B
1
2
Sơ đồ thay thế
B
1
Z
b1
S
b1
S"
1
j Q
cc
S
01
Q
b1
S
t1
ZNĐ-1 =11,73 +j 11,27 (W) B1 = 263,11.10-6 (S)
Zb1= (W) S1 =22 + j 12,70(MVAr)
a. Tính dòng công suất và tổn thất công suất
Tổn thất công suất trong cuộn dây MBA
= 0,062 + j1,355(MVA)
Tổn thất công suất trong lõi thép MBA
rS01=2.(rP0 + rQ0) = 2.(0,029 + j 0,2)
rS01 = 0,058 + j 0,4 (MVA)
Công suất trước tổng trở biến áp Zb1
Sb1= S1 + rSb1 = 22,062 + j14,055(MVA)
Công suất điện dung của đường dây
Qc =1,595 (MVAr)
Công suất sau tổng trở đường dây ZNĐ-1
S”I-1 = SI-b1+ rS01-j Qc= 22,12 + j12,860(MVA)
Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây
= 0,635 + j0,610 (MVA)
Công suất đầu vào tổng trở đường dây
S’I-1= S”I-1+ rS1 = 22,755 + j13,469(MVA)
Dòng công suất từ thanh góp nhiệt điện cung cấp cho nhánh là
SI = S’I-1- j Qc = 22,755 + j 11,874 (MVA)
Tổn thất công suất trên nhánh NĐ_1
= SI - S1 = 0,755 - j0,826(MVA)
b.Tính tổn thất điện năng hàng năm :
Tổn thất điện năng trên đường dây
rAd1=rP1τ= 0,755.2786,52 = 2103,822 (MWh)
Tổn thất điện năng trong MBA
rAb1= rP01t + rPb1. = 680,844(MWh)
Tổn thất điện năng hàng năm của nhánh
rA1=rAd1+rAb1=2784,666 (MWh)
Tính cho nhánh NĐ_2
S
II
S'
2
Z
NĐ_2
B
2
TGNĐ
jQ
cđ
2
B
2
2
Sơ đồ thay thế
S"
2
S
b2
Z
b2
B
2
S
2
jQ
cc
S
02
Q
b2
Ta có:
ZNĐ-2 =14,55 +j 13,98 (W) B2 = 326,24.10-6 (S)
Zb2= (W) S2 = 18 + j 10,44 (MVAr)
a.Tính dòng công suất và tổn thất công suất :
rSb2 = 0,041 + j 0,909(MVA)
rS02=2.(rP02 + rQ02) = 2.(0,029 + j 0,2)
rS02 = 0,058 + j 0,4 (MVA)
Sb2= S2 + rSb2 = 18,041 + j11,349(MVA)
Qc = = 1,974 (MVAr)
S”II-2 = Sb2+ rS02-jQcc= 18,099 + j9,755(MVA)
= 0,508 + j0,488 (MVA)
S’II-2= S”II-2+ rS2 = 18,607 + j10,243(MVA)
SII = S’II-2- j Qc = 18,607 + j8,269(MVA)
= SII - S2 = 0,607 - j2,171 (MVA)
b.Tính tổn thất điện năng hàng năm
rAd2= rP2τ= 1691,417 (MWh)
rAb2= rP02t + rPb2τ= 522,327 (MWh)
rA2= rAd2+rAb2 = 2313,744 (MWh)
Tính cho nhánh NĐ_3 :
Ta có:
ZNĐ-3 = 11,07 +j 14,52 (W) B2 = 355,52.10-6 (S)
Zb3= (W) S3 = 35 + j 14,01(MVAr)
a.Tính dòng công suất và tổn thất công suất :
= 0,078 + j1,865MVA)
rS03=2.(rP03 + jrQ03) = 0,084 + j0,56 (MVA)
Sb3= S3 + rSb3 = 35,078 + j15,875MVA)
Qc = = 2,15 (MVAr)
S”III-3 = Sb3+ rS03 - jQcc= 35,162 + j14,285 (MVA)
= 1,318 + j1,728 (MVA)
S’III-3= S”II-2+ rS2 = 36,480 + j15,913(MVA)
SIII = S’III-3- j Qc = 36,480 + j13,763MVA)
= SIII - S3 = 1,48 - j0,247(MVA)
b.Tính tổn thất điện năng hàng năm :
rAd3 =rP3.= 3672,633 (MWh)
rAb3 = rP03.t + rPb3.= 969,907 (MWh)
rA3 = rAd3+rAb3= 4642,540 (MWh)
Tính cho nhánh NĐ_4 :
ZNĐ-4 =5,57 + j 8,76 (W) B2 = 221,82.10-6 (S)
Zb4= (W) S4 =40 + j27,51MVAr)
a. Tính dòng công suất và tổn thất công suất :
= 0,077 + j 1,964 (MVA)
rS04 =2.(rP04 + rQ04) = 2.(0,059 + j 0,41) = 0,118 + j 0,82 (MVA)
Sb4 = S4 + rSb4 = 40,077 + j29,474 (MVA)
=1,342 (MVAr)
S”IV-4 = Sb4+ rS04- j Qcc= 40,195 + j28,952 (MVA)
= 1,129 + j1,776(MVA)
S’IV-4= S”4+ rS4 = 41,324 + j30,728(MVA)
SIV = S’4- j Qcđ = 41,324 + j29,386 (MVA)
= SIV - S4 = 1,324 + j1,876 (MVA)
b.Tính tổn thất điện năng hàng năm
rAd4 =rP4τ= 3689,352 (MWh)
rAb4 = rP04t + rPb4τ= 1248,242 (MWh)
rA4 = rAd4+rAb4= 4937,594 (MWh)
Tính cho nhánh NĐ_6 :
ZNĐ-6 =15,14 + j 30,29 (W) B6 = 197,58.10-6 (S)
Zb6= 1,44 + j 34,8 (W) S6 = 25 + j9,96(MVAr)
a.Tính dòng công suất và tổn thất công suất :
= 0,079 + j1,901 (MVA)
rS06 = rP06 + rQ06 = 0,042 + j 0,28 (MVA)
Sb6= S6 + rSb6 = 25,079 + j11,861 (MVA)
=1,195 (MVAr)
S”VI-6 = Sb6+ rS06 - j Qcc= 25,121 + j10,949(MVA)
= 0,939 + j1,879 (MVA)
S’VI-6= S”VI-6+ rS6 = 26,997 + j12,829(MVA)
SVI = S’VI-6- j Qc = 26,997 + j11,634 (MVA)
= SVI - S6 = 1,997 +j1,674 (MVA)
b.Tính tổn thất điện năng hàng năm
rAd6=rP6τ= 2616,542(MWh)
rAb6= rP06t + rPb6τ= 588,055 (MWh)
rA6=rAd6 + rAb6= 3204,597 (MWh)
Tính cho nhánh HT_7:
Ta có:
ZHT-7 =5,95 + j 7,98(W) B7 = 191,07.10-6 (S)
Zb7= (1,44 + j 34,8) = 0,72 +j 17,4 (W) S7 = 35 + j26,25(MVAr)
a.Tính dòng công suất và tổn thất công suất :
= 0,105 + j2,512 (MVA)
rS07=2(rP07 + jrQ07) = 0,084 + j 0,56 (MVA)
Sb7= S7 + rSb7 = 35,105 + j28,762 (MVA)
=1,156 (MVAr)
S”VII-7 = Sb7+ rS07 - j Qcc= 35,189 + j28,116 (MVA)
= 0,997 + j1,338 (MVA)
S’7 = S”7+ rS7 = 36,186 + j29,454 (MVA)
SVII = S’7- j Qc = 36,186 + j28,298 (MVA)
= SVII - S7 = 1,186 + j2,048 (MVA)
b.Tính tổn thất điện năng hàng năm
rAd7=rP7τ= 2778,160(MWh)
rAb7= rP07t + rPb7τ= 1028,424 (MWh)
rA7= rAd7 + rAb7 = 3806,584(MWh)
Tính cho nhánh HT_8
Ta có:
ZHT-8 = 18,11 + j 28,51(W) B8 = 180,45.10-6 (S)
Zb8 = 1,87 + j 43,5 (W) S8 = 20 + j 15,00MVAr)
a.Tính dòng công suất và tổn thất công suất :
= 0,088 + j2,050 (MVA)
rS08 = rP08 + rQ08 = 0,035 + j 0,24 (MVA)
Sb8 = S8 + rSb8 = 20,088 + j17,05(MVA)
= 1,092 (MVAr)
S”VIII-8 = Sb8+ rS08 - j Qcc= 20,098 + j16,198 (MVA)
= 0,997 + j1,569 (MVA)
S’VIII-8= S”VIII-8+ rS8 = 21,095 + j17,767(MVA)
SVIII = S’VII - j Qc = 21,095 + j16,675 (MVA)
= SVIII-8 - S8 = 1,095 + j1,675(MVA)
b.Tính tổn thất điện năng hàng năm
rAd8=rP8τ= 3051,239 (MWh)
rAb8= rP08t + rPb8τ= 551,813 (MWh)
rA8=rAd8+rAb8= 3603,052 (MWh)
Tính cho nhánh liên thông NĐ_5_HT
Do phụ tải 5 được cung cấp từ 2 nguồn là nhiệt điện và hệ thống do vậy để tính thông số chế độ cho nhánh này trước hết ta phải tính dòng công suất từ thanh góp nhiệt điện cung cấp cho nhánh NĐ_5.
Ta có:
Tổng công suất phát của nhà máy nhiệt điện trong chế độ cực đại là:
= 85%.Sđm - Std = 0,85Sđm - 0,85.0,1Sđm
= 153 + j92,65 (MVA)
Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy nhiệt điện là:
= 0,760 + j14,970 (MVA)
Công suất nhà máy nhiệt điện cung cấp cho hộ phụ tải 5 là :
Với = SI +SII +SIII +SIV +SVI =146,163 + j76,90 (MVA)
= 6,077 + j0,780 (MVA)
Tính dòng công suất và tổn thất công suất trong nhánh :
Sơ đồ thay thế :
Ta có
ZNĐ-5 = 16,10 + j 15,47 (W) BN5 = 361,20.10-6 (s)
ZHT-5 = 8,41 + j 11,04 (W) B5 = 270,25.10-6(s)
Zb5 = (W) S5 = 45 + j 33,75 (MVA)
Công suất điện dung đầu đường dây NĐ_5
(MVAr)
Công suất trước tổng trởZNĐ-5
S’ND-5 = SND-5 + j Qc = 6,077+ j 2,965 (MVA)
Tổn thất công suất trên tổng trở ZNĐ-5
= 0,050 + j 0,048(MVA)
Công suất sau tổng trở ZNĐ-5
S”ND-5 = S’ND-5- rS5 = 6,027 + j 2,917 (MVA)
Công suất nhiệt điện cung cấp cho thanh góp A5
SND-A5= S”ND-5 + jQc = 6,027 + j5,102 (MVA)
Tổn thất công suất trong lõi thép MBA trạm 5
rS05 = 2(rP0 + jrQ0) = 2.(0,059 + j 0,41)
rS05 = 0,118 + j 0,82
Tổn thất công suất trong cuộn dây MBA trạm 5
rSb5 =0,104 + j2,637 (MVA)
Công suất trước tổng trở Zb5 của MBA trạm 5
Sb5 = S5 + rSb5 = 45,104 + j36,387 (MVA)
Dòng công suất cần cung cấp cho thanh góp A5 là :
SA5 = Sb5 + rS05 = 45,222 + j37,207 (MVA)
Công suất hệ thống cần cung cấp cho thanh góp A5 là:
SHT-A5= SA5 - SNĐ-A5 = 39,195 + j32,105 (MVA)
Công suất điện dung trên đoạn HT_5
(MVA)
Công suất sau tổng trở ZHT-5 của đường dây HT_5
S”HT-5 = SHT-A5 - jQc = 39,195 + j30,470 (MVA)
Tổn thất công suất trên tổng trở ZHT-5:
= 1,710 + j2,245 (MVA)
Công suất trước tổng trở ZHT-5:
S’HT-5 = S”HT-5 + rSHT-5 = 40,905 + j32,715 (MVA)
Dòng công suất từ hệ thống cung cấp cho nhánh:
SHT-V = S’HT-5 - j Qc = 40,905 + j31,080 (MVA)
Tổn thất công suất trên toàn nhánh
= SNĐ-V +SHT-V - S5 = 1,982 -j1,980 (MVA)
b.Tổn thất điện năng hàng năm
=.= 5522,882(MWh)
= rP05.t + rPb5.= 1323,60 (MWh)
= + = 6846,353 (MWh)