Đề tài Thiết kế lưới điện khu vực 2

PHần I: thiết kế lưới đIện khu vực Chương 1:các lựa chọn kỹ thuật cơ bản I. Phân tích nguồn và phụ tải. I.1. Nguồn điện. Khi thiết kế lưới điện, việc đầu tiên là cần phải nắm bắt được thông tin về nguồn và phụ tải. Do vậy, phải tiến hành phân tích những đặc điểm của nguồn cung cấp điện và phụ tải. Trên cơ sở đó xác định công suất phát của các nguồn cung cấp và dự kiến các phương án nối dây sao cho đạt được hiệu quả kinh tế - kỹ thuật cao nhất. Lưới điện cần thiết kế gồm có hai nguồn cung cấp là hai nhà máy nhiệt điện nằm cách xa nhau 180 km cung cấp điện cho 9 phụ tải. Đối với các nhà máy nhiệt điện, các máy phát điện làm việc ổn định khi phụ tảiP ³ 70%Pđm, khi phụ tải P < 30%Pđm thì các máy phát ngừng làm việc. Công suất phát kinh tế của các máy phát nhiệt điện thường nằm trong khoảng (80-85)%Pđm. Trong đó: NĐI: Gồm 4 tổ máy Mỗi tổ máy có công suất Pđm= 50 MW Hệ số công suất cosj = 0,85 Tổng công suất của NĐI: PNĐI= 4x50 MW NĐII: Gồm 3 tổ máy Mỗi tổ máy có công suất Pđm= 50 MW Hệ số công suất cosj = 0,85 Tổng công suất của NĐI: PNĐII= 3x50 MW Tổng công suất đặt của hai nhà máy: Pồ =PNĐI +PNĐII =200+150 = 350 MW I.2. Phụ tải. Trong hệ thống điện thiết kế có 9 phụ tải, tất cả đều là hộ loại I. Các phụ tải đều yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường và có hệ số cosj = 0,85. Thời gian sử dụng phụ tải cực đại Tmax = 5500 h. Điện áp định mức của mạng điện thứ cấp của các trạm hạ áp bằng 10 kV. Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại. Kết quả tính giá trị công suất của các phụ tải trong chế độ cực đại và cực tiểu cho trong bảng sau: Bảng tổng hợp phụ tải ở chế độ max và min Hộ tiêu thụ Smax = Pmax + jQmax MVA Smin = Pmin + jQmin MVA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 29 + j17,98 18 + j11,16 38 + j23,56 29 + j17,98 18 + j11,16 38 + j23,56 29 + j17,98 18 + j11,16 29 + j17,98 14,5 +j 8,99 9 + j 5,58 19 + j11,78 14,5 +j 8,99 9 + j 5,58 19 + j11,78 14,5 + 8,99 9 + j 5,58 14,5 +j 8,99 Tổng 246 +j152,52 123 +j76,26 Sơ đồ bố trí của nguồn và các phụ tải như hình vẽ: NĐI NĐII 4 3 5 8 7 6 1 2 9 63,25km 60,83km 64,03km 100km 90km 90km 44,72km 60,83km 70,71km 63,25km 60,83km 100km 106,3km 53,85km 58,31km 44,72km 67,08km 64,03km 56,57km 50km 70km Dựa vào sơ đồ bố trí các phụ tải cũng như công suất của các phụ tải và vị trí cũng như công suất của hai nhà máy điện ta có định hướng cơ bản như sau: NĐI phát cho các phụ tải: 1,2,3,4,5 NĐII phát cho các phụ tải: 6,7,8,9 Do nhà máy NĐI có công suất đặt 200MW còn nhà máy NĐII có công suất đặt 150MW, nên ta sử dụng nhà máy NĐI phát chủ đạo cho các phụ tải phần còn lại do nhà máy NĐII cung cấp. Do NĐI phát công suất khá lớn đồng thời do phụ tải phân bố khá rộng, để giảm tổn thất công suất và tổn thất điện áp ta chọn đường dây liên lạc giữa hai nhà máy sẽ đi qua 1 phụ tải. II. Chọn điện áp định mức của mạng điện. Điện áp định mức của mạng điện quyết định trực tiếp đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện. Khi tăng điện áp định mức thì tổn thất công suất và tổn thất điện năng sẽ giảm, nghĩa là giảm chi phí vận hành, giảm tiết diện dây dẫn và chi phí về kim loại khi xây dựng mạng điện, đồng thời tăng công suất giới hạn truyền tải trên đường dây, nhưng sẽ làm tăng vốn đầu tư xây dựng mạng điện. Điện áp của mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố: công suất của các phụ tải, khoảng cách giữa các phụ tải và các nguồn cung cấp, vị trí tương đối giữa các phụ tải với nhau, sơ đồ của mạng điện ...Do vậy cần phải lựa chọn điện áp định mức hợp lý cho từng mạng điện cụ thể. Có nhiều phương pháp khác nhau để lựa chọn điện áp hợp lý cho mạng điện, một phương pháp đựơc áp dụng khá rộng rãi là xác định theo công thức kinh nghiệm Style: kV Trong đó: L - chiều dài đường dây (km) P - công suất truyền tải trên đường dây (MW) Công thức này áp dụng cho các đường dây có chiều dài đến 220 km và công suất truyền tải P Ê 60 MW. Xác định điện áp truyền tải cho từng nhánh, tính từ các phụ tải tới nguồn gần nhất: áp dụng cho phụ tải 1 ta có: kV Tính tương tự cho các phụ tải còn lại ta có bảng kết quả: Bảng kết quả tính điện áp tính toán của các đường dây: Đường dây Chiều dài km Công suất tải MVA U tính toán kV NĐI-1 44,72 29 + j17,98 97,89 NĐI-2 100 18+ j11,16 85,49 NĐI-3 53,85 38 + j23,56 111,65 NĐI-4 63,25 29 + j17,98 99,65 NĐI-5 106,3 18+ j11,16 86,18 NĐII-6 90 38 + j23,56 114,66 NĐII-7 56,57 29 + j17,98 99,02 NĐII-8 70 18+ j11,16 82,12 NĐII-9 64,03 29 + j17,98 99,73 Vậy ta chọn điện áp định mức của mạng điện là Uđm = 110 kV. III.Các lựa chọn kỹ thuật: 1.Kết cấu lưới: Với thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax=5500h có thể nói đây là khu công nghiệp dân cư, chọn hệ số đồng thời m =1. Mỗi trạm phân phối được cấp điện bằng: + Hai đường dây song song từ hai thanh cái độc lập của trạm phân phối nhà máy điện hoặc trạm phân phối trung gian. + Mạch vòng kín gồm nhiều phụ tải, hai đầu mạch vòng nối vào nguồn điện hoặc trạm phân phối trung gian. Đường dây liên lạc giữa hai nguồn điện được thiết kế bằng hai đường dây song song, cấp điện cho một số trạm phụ tải nằm giữa hai nhà máy điện. Khoảng cách từ nguồn đến phụ tải lớn nên sử dụng đường dây truyền tải trên không, tính chất các phụ tải là quan trọng nên được cấp điện từ hai nguồn. Dây dẫn sử dụng là dây nhôm lõi thép để đảm bảo khả năng dẫn điện, độ bền cơ và tính kinh tế. Cột: tuỳ theo vị trí mà sử dụng cột sắt hay cột ly tâm 2.Kết cấu trạm: Trạm biến áp trung gian cấp điện cho mỗi phụ tải sẽ có 2 máy biến áp đảm bảo cung cấp điện liên tục khi bảo quản một máy biến áp hoặc khi sự cố một máy biến áp. Sử dụng máy cắt để đóng cắt và bảo vệ các máy biến áp. Chương 2:Cân bằng sơ bộ công suất tác dụng và công suất phản kháng trong mạng điện I. Cân bằng công suất tác dụng: Do đặc điểm của điện năng là không thể tích trữ thành số lượng nhận thấy được, sản xuất bao nhiêu tiêu thụ bấy nhiêu. Do vậy tại mỗi thời điểm trong chế độ xác lập của hệ thống, các nhà máy điện cần phải phát công suất cân bằng với công suất tiêu thụ của các phụ tải, kể cả tổn thất trong mạng điện, nghĩa là cần phải thực hiện đúng cân bằng giữa công suất phát và công suất tiêu thụ. Ngoài ra để đảm bảo cho hệ thống vận hành bình thường, cần phải có dự trữ công suất tác dụng trong hệ thống. Cân bằng công suất tác dụng được thực hiện trong chế độ phụ tải cực đại của hệ thống. Để đảm bảo cân bằng công suất tác dụng thì tông công suất phát của các nhà máy điện phải lớn hơn hoặc bằng công suất yêu cầu: SPF ≥ Pyc= m.SPptmax + SΔPmd + SPtd + SPdt Trong đó: SPF: Tổng công suất phát của 2 nhà máy điện I và II SPF = SPFI + SPFII = 4.50 + 3.50 = 350 MW Pyc: Công suất yêu cầu m: Hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại (m=1). SPmax: Tổng công suất tác dụng của các phụ tải trong chế độ max SPPTmax = P1+ P2 + P3 +P4 +P5 +P6+ P7 + P8+P9 = 29 +18 +38 +29 +18 + 38 +29 +18 +29 =246 MW SDPmd: Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện, có thể lấy bằng 10% tổng công suất cực đại của các phụ tải. DPmđ = 10.%SPPTmax = 0,1.246 = 24,6MW SPtd: Tổng công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy nhiệt điện, có thể lấy bằng 8% (tổng công suất cực đại của các phụ tải + tổn thất trong lưới điện): Ptd =%( SPmax +DPmd) = 8%(246+24,6) = 21,648 MW SPdt: Tổng công suất dự trữ, lấy bằng công suất phát của tổ máy lớn nhất, nếu nhỏ hơn (10-15)%SPpt thì lấy bằng (10-15)%SPpt. 15%.SPpt = 15%.246 = 36,9 MW < 50 MW Vậy ta lấy công suất dự trữ bằng công suất 1 tổ máy ị SPdt = 50 MW Suy ra: Pyc = 246 + 24,6 + 21,648 + 50 = 342,248 MW Như vậy PF > Pyc ị nguồn điện đủ khả năng cung cấp cho phụ tải ngay cả khi một tổ máy bị sự cố. II. Cân bằng công suất phản kháng. Để giữ tần số ổn định ta phải cân bằng công suất tác dụng, để giữ ổn định điện áp ta phải cân băng công suất phản kháng: Để đảm bảo cân bằng công suất phản kháng thì tổng công suất phát của các nhà máy điện phải lớn hơn hoặc bằng công suất yêu cầu: SQF ≥ Qyc= mSQPTmax + SΔQB + SΔQL - SΔQC + SQtd + SQdt Trong đó: SQF: Tổng công suất phản kháng do các nhà máy điện phát ra SQF = SQFI + SQFII = SPFI.tgjFI + SPFII.tgjFII = 4.50.0,62 + 3.50.0,62 = 217 MVAr m: hệ số đồng thời, lấy m = 1 SQptmax: Tổng công suất phản kháng của phụ tải trong chế độ max SQptmax = SPPTmax.tgjpt= 246.0,62 = 152,52 MVAr SΔQB: Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp SΔQB = 15%.Qptmax= 15%.152,52 = 22,878 MVAr SΔQL: Tổng tổn thất công suất phản kháng trên các đường dây SΔQC: Tổng công suất phản kháng do điện dung các đường dây sinh ra. Trong tính toán sơ bộ, ta giả thiết rằng điện áp trên đường dây bằng điện áp định mức, đồng thời cũng giả thiết rằng tất cả các đường dây sẽ làm việc trong chế độ công suất tự nhiên. Do đó có thể lấy gần đúng SDQB = SDQC SQ td: Tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy điện SQ td = SPtd.tgjtd= 21,648.0,75 = 16,236 MVAr SQdt: Tổng công suất phản kháng dự trữ SQdt = SPdt.tgjF = 50.0,62 = 31 MVAr Suy ra: Qyc = 152,52 + 22,878 + 16,236 + 31 = 222,634 MVAr Như vậy QF < Qyc ị công suất phản kháng do các nguồn cung cấp không đủ cho nhu cầu công suất phản kháng của phụ tải nên ta phải bù sơ bộ. III. Bù sơ bộ công suất phảng kháng: Sự thiếu hụt công suất phản kháng ảng hưởng trực tiếp đến chất lượng điện năng, do đó việc đặt các thiết bị bù trong hệ thống điện là hết sức cần thiết. Tuy nhiên ở đây để khỏi ảnh hưởng nhiều đến kết quả lựa chọn dây dẫn, máy biến áp, tính toán tổn thất điện năng của mạng điện, ta dự kiến bù sơ bộ trên nguyên tắc: Ưu tiên cho các hộ ở xa có cosj thấp và bù đến khoảng cosj = 0,95. Tổng công suất phản kháng phải bù: QB = SQyc - SQF = 222,634 - 217 = 5,634 MVAr Trong trường hợp này lượng công suất phản kháng phải bù không lớn lắm nên ta chỉ bù cho phụ tải 5 có khoảng cách đến nguồn xa nhất l5=106,3km. ị tgj 5 = = = 0,307 ị cosj 5 = 0,956 Bảng số liệu tính toán sơ bộ Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 PMax 29 18 38 29 18 38 29 18 29 cosj 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 QMaxtb 17,98 11,16 23,56 17,98 11,16 23,56 17,98 11,16 17,98 Qb 0 0 0 0 5,634 0 0 0 0 QMaxsb 17,98 11,16 23,56 17,98 5,526 23,56 17,98 11,16 17,98 cosjsb 0,85 0,85 0,85 0,85 0,956 0,85 0,85 0,85 0,85 Chương 3:thành lập các phương án lưới điện tính toán kỹ thuật các phương án I. Dự kiến phương thức vận hành các nhà máy điện: Phương thức vận hành các nhà máy điện trong hệ thống phải thỏa mãn điều kiện vận hành kinh tế nhằm mục đích giảm chi phí điện năng. Việc xác định phương thức vận hành bao gồm: dự kiến số tổ máy làm việc và công suất phát của các nhà máy điện trong các chế độ vận hành khác nhau. 1. Chế độ phụ tải max: Vì cả hai nhà máy đều là nhiệt điện và công suất một tổ máy là như nhau nên đặc tính kinh tế của hai nhà máy là như nhau. Do đó ta cho hai nhà máy phát công suất gần bằng nhau. Để trong quá trình vận hành sao cho các nhà máy vận hành kinh tế thì ta phải đưa ra phương thức vận hành. Đối với nhà máy nhiệt điện thì hiệu suất phát kinh tế là 80%-85% và làm việc ổn định khi P >70% Pdm. Nhà máy điện I có tổng công suất phát lớn hơn nên ta chọn nhà máy điện I làm nhà máy điện phát cơ sở còn nhà máy điện II là nhà máy điện cân bằng. Cho nhà máy điện I phát 85% công suất định mức của nó ta có: PI-F = 85%.200 = 170 MW Công suất phát lên hệ thống của nhà máy điện I: PI-HT = PI-F - PI-td = 170 - 8%.170 = 156,4 MW Công suất phát lên hệ thống của nhà máy điện II vào khoảng: PII-HT = SPptmax + SΔPptmax - PI-HT = 246 + 10%.246 - 156,4 = 114,2 MW Công suất phát của nhà máy điện II vào khoảng: PII-F = PII-HT + PII-td = 114,2 + 8%.PII-F ị PII-F = = 124,13 MW Như vậy nhà máy điện II sẽ phát vào khoảng = 82,75% công suất định mức của nó. 2. Chế độ phụ tải min: Trong chế độ min công suất của phụ tải giảm đi một nửa do đó: SPycmin = SPPTmin + SDPmdmin + SPtdmin + Pdt = 0,5.SPPTmax+10%.SPmdmin+ 8%.(SPPTmin + SDPmdmin)+ SPdt = 123 + 10%.123 + 8%.(123 + 12,3) + 50 = 196,124 MW Như vậy ta sẽ cắt bớt 2 tổ máy của NĐI và 1 tổ máy của NĐII. Khi đó tổng công suất phát của cả hai nhà máy là: SPFmin = 2.50 +2.50 = 200 MW ị SPFmin > SPycmin nên không bị thiếu công suất tác dụng Trong chế độ này ta cho NĐI phát 74% công suất định mức của nó. ị PI-Fmin =74%.100 = 74 MW Công suất phát lên hệ thống của nhà máy điện I: PI-HTmin = PI-Fmin - PI-tdmin = 74 - 8%.74 = 68,08 MW Công suất phát lên hệ thống của nhà máy điện II vào khoảng: PII-HTmin = SPPTmin + SΔPPTmin - PI-HTmin = 123 + 10%.123 - 68,08 = 67,22 MW Công suất phát của nhà máy điện II vào khoảng: PII-Fmin = PII-HTmin + PII-tdmin = 67,22 + 8%.PII-F ị PII-Fmin = = 73,07 MW Như vậy nhà máy điện II sẽ phát vào khoảng = 73,07% công suất định mức của nó. 3. Chế độ sự cố: Trong chế độ này ta giả sử 1 tổ máy của NĐII ngừng làm việc. Khi đó ta cho NĐII phát 100% công suất định mức của nó ị PII-Fsc = 100%.100 = 100 MW Công suất phát lên hệ thống của nhà máy điện II: PII-HTsc = PII-Fsc - PII-tdsc = 100 - 8%.100 = 92 MW Công suất phát lên hệ thống của nhà máy điện I vào khoảng: PI-HTsc = SPPTmax + SΔPPTmax - PII-HTsc = 246 + 10%.246 - 92 = 178,6 MW Công suất phát của nhà máy điện I vào khoảng: PI-F = PI-HT + PI-td = 178,6 + 8%.PI-F ị PII-F = = 194,13 MW Như vậy nhà máy điện I sẽ phát vào khoảng = 97,07% công suất định mức của nó. Bảng tổng kết các phương thức vận hành sơ bộ của các nhà máy điện Chế độ phụ tải Nhà máy Công suất phát tổng(MW) Công suất phát lên HT(MW) Công suất phát % Số tổ máy làm việc Max I 170 156,4 85 4x50 II 124,13 114,2 82,75 3x50 Min I 74 68,08 74 2x50 II 73,07 67,22 73,07 2x50 Sự cố I 194,13 178,6 97,07 4x50 II 100 92 100 2x50 II. Phương pháp chung tính toán kỹ thuật các phương án. 1. Phương pháp chung tính chọn dây dẫn và các tiêu chuẩn kỹ thuật. Tiết diện dây dẫn của mạng điện cần phải được chọn sao cho chúng phù hợp với quan hệ tối ưu giữa chi phí đầu tư xây dựng đường dây và chi phí về tổn thất điện năng. Xác định quan hệ tối ưu này là vấn đề khá phức tạp và trở thành bài toán tìm tiết diện dây dẫn tương ứng với các chi phí qui đổi nhỏ nhất. Nhưng trong thực tế người ta thường dùng giải pháp đơn giản hơn để xác định tiết diện dây dẫn. Đó là phương pháp chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ kinh tế của dòng điện. Để chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ kinh tế của dòng điện trước hết cần xác định Jkt , sau đó tính tiết diện kinh tế theo công thức: Fkt = Trong đó: I: Dòng điện tính toán chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải lớn nhất (A) Jkt: Mật độ kinh tế của dòng điện (A/mm2) Trong đồ án này ta sử dụng dây dẫn trần, dây nhôm lõi thép, các phụ tải đều có thời gian sử dụng công suất lớn nhất là 5500h. Tra bảng ta có: Jkt = 1 [A/mm2] Mật độ kinh tế của dòng điện được áp dụng để chọn tiết diện các đường dây trên không điện áp 6-500 kV và các đường dây cáp điện áp lớn hơn 1kV. Sau khi chọn tiết điện tiêu chuẩn cần tiến hành kiểm tra tiết diện đã chọn theo điều kiện vầng quang, theo điều kiện độ bền cơ, theo điều kiện phát nóng và theo tổn thất cho phép của điện áp (DUCP). 2. Phương pháp chung tính toán kỹ thuật các phương án. Tính dòng điện chạy trên các nhánh. Nếu là mạch vòng kín thì phải tính phân bố công suất. Tính tiết diện kinh tế. Chọn tiết diện tiêu chuẩn gần nhất. Kiểm tra điều kiện vầng quang, nếu tiết diện dây đã chọn < 70 mm2 thì phải chọn dây có tiết diện = 70 mm2 Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một mạch của đường dây kép hoặc đứt một đường dây trong mạch vòng kín. Nếu là đường dây liên lạc giữa 2 nhà máy thì phải kiểm tra 2 trường hợp: đứt một mạch của đường dây liên lạc và trường hợp sự cố một tổ máy. Tính tổn thất điện áp trong chế độ bình thường. Công thức tính tổn thất điện áp từ nguồn đến phụ tải i: Trong đó: DUi: Tổn thất điện áp từ nguồn đến nút i DUj: Tổn thất điện áp trên đường dây i Di: Tập hợp các đường dây nối nguồn với nút i Pi(MW), Qi(MVAr) : Công suất trên đường dây i Ri , Xi (W): Điện trở, điện kháng của đường dây j (kể cả 2 mạch nếu có) Tính tổn thất điện áp từ nguồn đến tất cả các phụ tải, sau đó chọn tổn thất điện áp lớn nhất là tổn thất điện áp trong chế độ bình thường của phương án. DUbt max = max{DUi} Tính tổn thất điện áp khi sự cố nặng nề nhất. + Các đường dây cấp điện cho 1 phụ tải: tính sự cố đứt một mạch của đường dây kép. + Các đường dây cấp điện cho 2 phụ tải trở lên: tính sự cố đứt một mạch của đường dây kép nối đến phụ tải đầu tiên. + Mạch vòng kín thì tính khi đứt đoạn nối vào nguồn có tổng trở nhỏ nhất. + Đường dây liên lạc phải tính 2 trường hợp: đứt một mạch của đường dây liên lạc và trường hợp sự cố một tổ máy. Trong trường hợp sự cố mộ tổ máy, nếu điểm phân chia công suất là nút giữa thì tính tổn thất điện áp đến nút này, nếu công suất đi từ nhà máy này sang nhà máy kia thì phải tính tổn thất điện áp giữa 2 nhà máy. Sau khi tính các trường hợp riêng ta chọn giá trị lớn nhất là tổn thất điện áp khi sự cố của phương án. DUSCmax = max{DUiSC} III .Tính toán kỹ thuật cho các phương án cụ thể: 1.Phương án I NĐI NĐII 4 3 5 8 7 6 1 2 9 1.1:Sơ đồ nối dây. 1.2. Xác định tiết diện dây dẫn của các đoạn đường dây. Tính dòng công suất chạy trên đường dây liên lạc: PI-6 = PI-HT - (P1 + P2 + P3 + P4 + P5 +DP1 + DP2 + DP3 +DP4 + DP5) = 156,4 - (132 + 10%.132) = 11,2 MW QII-6 = QI-HT - (Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + DQ1+DQ2+DQ3+DQ4+DQ5) = 156,4.0,62 - (76,206 + 15%.76,206) = 9,33 MVAr PII-6 = P6 - PI-6= 38 –11,2= 26,8 MW QII-6 = Q6 – QI - 6 =23,56 – 9,33 =14,23 MVAr Bảng tổng kết dòng công suất chạy trên các nhánh PAI: Đoạn P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I-1 29 17,98 29 +j17,98 I-2 18 11,16 18 +j11,16 I-3 38 23,56 38 +j23,56 I-4 29 17,98 29 +j17,98 I-5 18 5,526 18 +j5,526 I-6 11,2 9,33 11,12 +j9,33 II-6 26,8 14,23 26,8 +j14,23 II-7 29 17,98 29 +j17,98 II-8 18 11,16 18 +j11,16 II-9 29 17,98 29 +j17,98 Xác định tiết diện dây dẫn của các đoạn đường dây: Đoạn I - 1: II-1= = 89,54 A ISC = 2.II-1 = 179,08 A Fkt = = 89,54 mm2 Vậy ta chọn dây AC-95 có Ftc = 95 mm2 với ICP = 330 A > ISC = 179,08A Đoạn I - 2: II-2= = 55,57 A ISC = 2.II-2 = 111,14 A Fkt = = 55,57 mm2 Để đảm bảo điều kiện vầng quang ta chọn dây AC-70 có Ftc = 70 mm2 với ICP = 265 A > ISC = 111,14 A Đoạn I - 3: II-3= =117,34 A ISC = 2.II-3 = 234,68 A Fkt = = 117,34 mm2 Vậy ta chọn dây AC-120 có Ftc = 120 mm2 với ICP = 380 A > ISC = 234,68 A Đoạn I - 4: II-4= = 89,54 A ISC = 2.II-4 = 179,08 A Fkt = = 89,54 mm2 Vậy ta chọn dây AC-95 có Ftc = 95 mm2 với ICP = 330 A > ISC = 179,08A Đoạn I - 5: II-5= = 49,41 A ISC = 2.II-5 = 98,82A Fkt = = 49,41 mm2 Để đảm bảo điều kiện vầng quang ta chọn dây AC-70 có Ftc = 70 mm2 với ICP = 265 A > ISC = 98,82 A Đoạn I - 6: II-6= = 38,25 A ISC = 2.II-6 = 76,5 A Fkt = = 38,25 mm2 Để đảm bảo điều kiện vầng quang ta chọn dây AC-70 có Ftc = 70 mm2 với ICP = 265 A > ISC = 76,5 A Đoạn II - 6: III-6= = 79,63 A ISC = 2.III-6 = 159,26 A Fkt = = 79,63 mm2 Vậy ta chọn dây AC-95 có Ftc = 95 mm2 với ICP = 330 A > ISC = 159,26 A Đoạn II - 7: III-7= = 89,54 A ISC = 2.III-7 = 179,08 A Fkt = = 89,54 mm2 Vậy ta chọn dây AC-95 có Ftc = 95 mm2 với ICP = 330 A > ISC = 179,08 A Đoạn II - 8: III-8= = 55,57 A ISC = 2.III-8 = 111,14 A Fkt = = 55,57 mm2 Để đảm bảo điều kiện vầng quang ta chọn dây AC-70 có Ftc = 70 mm2 với ICP = 265 A > ISC = 111,14 A Đoạn II - 9: III-9= = 89,54 A ISC = 2.III-9 = 179,08 A Fkt = = 89,54 mm2 Vậy ta chọn dây AC-95 có Ftc = 95 mm2 với ICP = 330 A > ISC = 179,08 A Bảng tổng kết chọn dây dẫn cho phương án I Đoạn S (MVA) Ilv(A) Fkt(mm2) Fkt(mm2) ISC(A) ICP(A) I-1 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 I-2 18 +j11,16 55,57 55,57 70 111,16 265 I-3 38 +j23,56 117,34 117,34 120 234,68 380 I-4 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 I-5 18 +j5,526 49,41 49,41 70 98,82 265 I-6 11,12 +j9,33 38,25 38,25 70 67,5 265 II-6 26,8 +j14,23 79,63 79,63 95 159,26 330 II-7 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 II-8 18 +j11,16 55,57 55,57 70 111,16 265 II-9 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 1.3: Tính tổn thất điện áp trong chế độ bình thường và sự cố: Bảng thông số của các lộ đường dây PAI Đoạn l(km) Ftc (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (S/km) R(W) X(W) B/2.10-6 (S) I - 1 44,72 95 0,33 0,429 2,65 7,38 9,59 118,5 I - 2 100 70 0,46 0,44 2,58 23 22 258 I - 3 53,85 120 0,27 0,423 2,69 7,27 11,39 144,9 I - 4 63,25 95 0,33 0,429 2,65 10,44 13,57 167,6 I - 5 106,3 70 0,46 0,44 2,58 24,45 23,39 274,3 I - 6 90 70 0,46 0,44 2,58 20,7 19,8 232,2 II - 6 90 95 0,33 0,429 2,65 14,85 19,31 238,5 II -7 56,57 95 0,33 0,429 2,65 9,33 12,13 149,9 II - 8 70 70 0,46 0,44 2,58 16,1 15,4 180,6 II - 9 64,03 95 0,33 0,429 2,65 10,57 13,73 169,7 Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 1: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn I - 1. Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 2: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn I - 2. Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 3: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn I - 3. Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 4: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn I - 4. Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 5: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn I - 5. Tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 7: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn II - 7. Tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 8: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn II - 8. Tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 9: Khi có sự cố đứt 1 mạch trên đoạn II - 9. Tổn thất điện áp trên đường dây liên lạc NĐI - 6 - NĐII: Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 6 trong chế độ bình thường: Tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 6 trong chế độ bình thường: Tổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 6 khi sự cố đứt 1 mạch trên đoạn I-6: Tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 6 khi sự cố đứt 1 mạch trên đoạn II-6: Khi sự cố một tổ máy của NĐII thì dòng công suất chạy trên đường dây liên lạc: PI-6 = PI-HTsc - (P1 + P2 + P3 + P4 + P5+ DP1 + DP2 + DP3 +DP4 + DP5 ) = 178,6 - (132 + 10%.132) = 33,4 MW QI-6 = QI-HTsc - (Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5+ DQ1 + DQ2 + DQ3 +DQ4 + DQ5 ) = 178,6.0,62 - (76,206 + 15%.76,206) = 23,095 MW PII-6 = P6 - PI-6 = 38 – 33,4 = 4,6 MW QII-6 = Q6 - QI-6 = 23,56 – 23,095 = 0,465 MVAr ịTổn thất điện áp từ NĐI đến phụ tải 6 khi sự cố 1 tổ máy NĐII: ịTổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 6 khi sự cố 1 tổ máy NĐII: Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án I Đoạn S(MVA) R(W) X(W) DUbt% DUsc% I - 1 29 +j17,98 7,38 9,59 3,12 6,24 I - 2 18 +j11,16 23 22 5,45 10,9 I - 3 38 +j23,56 7,27 11,39 4,5 9 I - 4 29 +j17,98 10,44 13,57 4,52 9,04 I - 5 18 +j5,526 24,45 23,39 4,7 9,4 I - 6 11,12 +j9,33 20,7 19,8 3,05 9,57 II - 6 26,8 +j14,23 14,85 19,31 5,56 11,12 II -7 29 +j17,98 9,33 12,13 4,04 8,08 II - 8 18 +j11,16 16,1 15,4 3,82 7,64 II - 9 29 +j17,98 10,57 13,73 4,57 9,14 Như vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bình thường là tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 6, tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là tổn thất điện áp từ NĐII đến phụ tải 6 khi đứt một mạch trên đoạn II - 6. DUbtmax% = 5,56 % DUscmax% = 11,12 % 2.Phương án II NĐI NĐII 4 3 5 8 7 6 1 2 9 2.1:Sơ đồ nối dây. 2.2. Xác định tiết diện dây dẫn của các đoạn đường dây. Bảng tổng kết dòng công suất chạy trên các nhánh PAII Đoạn P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I-1 47 29,14 47+j29,14 1-2 18 11,16 18 +j11,16 I-3 56 29,086 56+j29,086 3-5 18 5,526 18 +j 5,526 I-4 29 17,98 29 +j17,98 I-6 11,2 9,33 11,12+j 9,33 II-6 26,8 14,23 26,8+j14,23 II-7 29 17,98 29 +j17,98 II-8 18 11,16 18 +j11,16 II-9 29 17,98 29 +j17,98 Bảng tổng kết chọn dây dẫn cho phương án II Đoạn S (MVA) Ilv(A) Fkt(mm2) Fkt(mm2) ISC(A) ICP(A) I-1 47+j29,14 145,1 145,1 150 290,2 445 1-2 18 +j11,16 55,57 55,57 70 111,16 265 I-3 56+J29,086 165,6 165,6 185 331,2 510 3-5 18 +j 5,526 89,54 89,54 95 179,08 330 I-4 29 +j17,98 49,41 49,41 70 98,82 265 I-6 11,12 +j9,33 38,25 38,25 70 67,5 265 II-6 26,8 +j14,23 79,63 79,63 95 159,26 330 II-7 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 II-8 18 +j11,16 55,57 55,57 70 111,16 265 II-9 29 +j17,98 89,54 89,54 95 179,08 330 2.3: Tính tổn thất điện áp trong chế độ bình thường và sự cố: Bảng thông số của các lộ đường dây PAII Đoạn l(km) Ftc (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (S/km) R(W) X(W) B/2.10-6 (S) I - 1 44,72 150 0,21 0,416 2,74 4,7 9,3 122,5 1 - 2 63,25 70 0,46 0,44 2,58 14,55 13,92 163,2 I - 3 53,85 185 0,17 0,409 2,84 4,58 11,01 152,9 3 - 5 58,31 70 0,46 0,44 2,58 13,41 12,83 150,4 I - 4 63,25 95 0,33 0,429 2,65 10,44 13,57 167,6 I - 6 90 70 0,46 0,44 2,58 20,7 19,8 232,2 II - 6 90 95 0,33 0,429 2,65 14,85 19,31 238,5 II -7 56,57 9