Đề tài Thiết kế trạm biến áp treo 320KVA-2204KV

LỜI NÓI ĐẦU Trong một công trình điện, việc thiết kế là một hạng mục khó khăn. Nó yêu cầu người kỹ sư cần có kiến thức tổng hợp về lưới điện và các chuyên nghành liên quan. Với mục tiêu đào tạo trang bị cho sinh viên nghành Hệ Thống Điện trường Đại Học Bách Khoa Hà Nội đã giao cho sinh viên thực hiện đồ án tốt nghiệp thiết kế mạng lưới điện. Được sự giúp đỡ của các giáo viên bộ môn cùng với những kiến thức được học trên lớp, sinh viên có thể hoàn thành được đồ án. Từ đó rút ra được những kiến thức thực tiễn, nắm chắc chuyên môn. Đây là những kinh nghiệm rất tốt cho công việc sau này của mỗi sinh viên. Trong đồ án này, sinh viên thực hiện việc thiết kế một mạng lưới điện khu vực cấp điện cho 9 phụ tải. Tuy bản đồ án đơn giản hơn so với thiết kế thực tế nhưng những phần được thực hiện là tổng hợp và rất quan trọng. Các chương mục sẽ được trình bày ở phần sau. PHẦN 1 THIẾT KẾ MẠNG ĐIỆN KHU VỰC CHƯƠNG 1 PHÂN TÍCH NGUỒN CUNG CẤP ĐIỆN VÀ PHỤ TẢI Phân tích nguồn và phụ tải của mạng điện là một phần quan trọng trong tính toán thiết kế. Tính toán thiết kế có chính xác hay không hoàn toàn phụ thuộc vào mức độ chính xác của công tác thu thập và phân tích phụ tải. Phân tích nguồn là việc làm cần thiết nhằm định hướng phương thức vận hành của nhà máy điện cũng như quyết định sơ đồ nối dây của mạng điện. Phân tích về những đặc điểm kỹ thuật - kinh tế của từng nhà máy điện như: công suất, hiệu suất, hệ số công suất cosj, khả năng điều chỉnh,… NGUỒN ĐIỆN Trong hệ thống điện thiết kế có hai nguồn cung cấp, đó là hệ thống điện và nhà máy nhiệt điện. Hệ thống điện: Hệ thống điện (HT) có công suất vô cùng lớn, hệ số công suất trên thanh góp 110kV bằng 0,85. Giữa HT và nhà máy điện nên có sự liên hệ để có thể trao đổi công suất giữa hai nguồn khi cần thiết, đảm bảo cho hệ thống thiết kế làm việc linh hoạt trong các chế độ vận hành. Mặt khác vì hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên chọn HT là nút cân bằng công suất và nút cơ sở về điện áp. Đồng thời không cần phải dự trữ công suất trong nhà máy nhiệt điện, công suất tác dụng và phản kháng dự trữ sẽ được lấy từ hệ thống điện. 2. Nhà máy nhiệt điện: Nhà máy nhiệt điện (NĐ) có 4 tổ máy phát. Mỗi máy phát có công suất định mức Pđm = 60 MW, cosj = 0,85, Uđm = 10 kV. Như vậy tổng công suất định mức của NĐ bằng: 4 ´ 60 = 240 (MW). Nhiên liệu của NĐ là than đá. Hiệu suất của các nhà máy nhiệt điện tương đối thấp (khoảng 30 ¸ 40%). Đồng thời công suất tự dùng của NĐ thường chiếm khoảng 6 đến 15%. Đối với nhà máy nhiệt điện, các máy phát làm việc ổn định khi phụ tải P ³ 70%Pđm ; khi phụ tải P < 30%Pđm các máy phát ngừng làm việc. Công suất phát kinh tế của các nhà máy NĐ thường bằng (80 ¸ 90%)Pđm. Khi thiết kế chọn công suất phát kinh tế bằng 85%Pđm, nghĩa là: Pkt = 85%Pđm Do đó khi phụ tải cực đại cả bốn máy phát đều vận hành và tổng công suất tác dụng phát ra của NĐ bằng: Trong chế độ phụ tải cực tiểu, dự kiến ngừng hai máy phát để bảo dưỡng, hai máy phát còn lại sẽ phát 85%Pđm, nghĩa là tổng công suất phát của NĐ bằng: Phần công suất thiếu trong các chế độ vận hành sẽ được cung cấp từ hệ thống điện. CÁC PHỤ TẢI ĐIỆN Trong hệ thống điện thiết kế có 9 phụ tải. Chủ yếu các hộ phụ tải là hộ loại I, thời gian sử dụng phụ tải cực đại Tmax = 5500h. Các phụ tải đều có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Điện áp định mức của mạng điện thứ cấp của các trạm biến áp bằng 10kV. Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại. Các phụ tải hầu hết đều phân bố tập trung xung quanh các nguồn điện. Một phần phụ tải nhận công suất từ nhà máy nhiệt điện, phần còn lại nhận từ thanh góp 110kV của hệ thống. Kết quả tính giá trị công suất của phụ tải trong các chế độ cực đại và cực tiểu như bảng sau: Bảng 1.2 Thông số của các phụ tải Hộ tiêu thụ Smax=Pmax+jQmax , (MVA) Smax , (MVA) Smin=Pmin+jQmin , (MVA) Smin , (MVA) 1 28 + j16,61 32,55 14 + j 8,30 16,27 2 20 + j12,91 23,80 10 + j 6,45 11,89 3 34 + j18,35 38,63 17 + j 9,17 19,31 4 36 + j15,33 39,13 18 + j 7,66 19,56 5 40 + j21,58 45,45 20 + j 10,79 22,72 6 32 + j13,63 34,78 16 + j 6,81 17,38 7 26 + j15,42 30,23 13 + j 7,71 15,11 8 22 + j11,87 24,99 11 + j 5,93 12,49 9 30 + j18,59 35,29 15 + j 9,29 17,64 Tổng 268 + j144,29 Sơ đồ mặt bằng của các nguồn điện và phụ tải như sau: Từ những số liệu trên ta rút ra những nhận xét sau: - Khoảng cách giữa HT và NĐ là 130,38 km. - Tổng số phụ tải là 9, trong đó có 8 phụ tải loại I và 1 phụ tải loại III Đây là phụ tải quan trọng, ngừng cung cấp điện có thể gây thiệt hại nhiều về kinh tế, gây hư hỏng thiết bị, sản phẩm và gây nguy hiểm đến con người. Do vậy để đảm bảo độ đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện đối với các phụ tải loại này ta có thể đi dây mạng kín hoặc lộ kép. - Phụ tải 1, 3, 6, 8 gần NĐ do vậy được cung cấp điện trực tiếp bởi NĐ. - Phụ tải 2, 4, 5, 7,9 gần HT do vậy được cung cấp điện trực tiếp bởi HT. CHƯƠNG 2 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG VÀ PHẢN KHÁNG TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 2.1. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG: Cân bằng công suất trong hệ thống điện trước hết là xem khả năng cung cấp điện và tiêu thụ trong hệ thống có cân bằng không. Sau đó sơ bộ định hướng phương thức vận hành cho từng nhà máy điện trong các chế độ vận hành lúc phụ tải cực đại, cực tiểu hay sự cố dựa vào khả năng cung cấp điện của từng nguồn điện. Cân bằng công suất chính là nhằm ổn định chế độ vận hành của hệ thống điện. Cân bằng công suất tác dụng cần thiết để giữ tần số ổn định trong hệ thống. Để giữ được điện áp bình thường ta cần phải có sự cân bằng công suất phản kháng ở hệ thống nói chung và khu vực nói riêng. Mặt khác sự thay đổi điện áp cũng ảnh hưởng tới sự thay đổi tần số và ngược lại. Đặc điểm rất quan trọng của các hệ thống điện là truyền tải tức thời điện năng từ các nguồn đến hộ tiêu thụ và không thể tích trữ điện năng thành số lượng nhận thấy được. Tính chất này xác định sự đồng bộ của quá trình sản xuất và tiêu thụ điện năng. Tại mỗi thời điểm trong chế độ xác lập của hệ thống, các nhà máy của hệ thống điện cần phải phát công suất bằng với công suất của các hộ tiêu thụ, kể cả tổn thất công suất trong các mạng điện, nghĩa là cần phải thực hiện đúng sự 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 nhất định của công suất tác dụng trong hệ thống. Dự trữ trong hệ thống điện là một vấn đề quan trọng, liên quan đến vận hành cũng như sự phát triển của hệ thống. Vì vậy phương trình cân bằng công suất tác dụng trong chế độ phụ tải cực đại đối với hệ thống điện thiết kế có dạng: PNĐ + PHT = Ptt = m.åPmax + åDP + Ptd + Pdt trong đó: PNĐ: Tổng công suất tác dụng do nhà máy điện phát ra. PHT: Công suất tác dụng lấy từ hệ thống. m: Hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại (m = 1). åPmax : Tổng công suất tác dụng của các phụ tải trong chế độ cực đại. åDP : Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện, khi tính sơ bộ có thể lấy åDP = 5%åPmax . Ptd: Công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện, có thể lấy bằng 10% tổng công suất đặt của nhà máy. Pdt: công suất tác dụng dự trữ trong hệ thống, bởi vì hệ thống điện có công suất vô cùng lớn, cho nên công suất dự trữ lấy ở hệ thống, coi như Pdt = 0. Ptt: công suất tác dụng tiêu thụ trong mạng điện. Tổng công suất tác dụng của các phụ tải khi cực đại được xác định từ bảng 1.2 bằng: åPmax = 268 (MW) Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện có giá trị: DP = 5%åPmax = 5% ´ 268 = 13,4 (MW) Công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện bằng: Ptd = 10%Pđm = 10% ´ 240 = 24 (MW) Do đó công suất tác dụng tiêu thụ có giá trị bằng: Ptt = 268 + 13,4 + 24 = 305,4 (MW) Trong mục 1.1 đã tính được tổng công suất do NĐ phát ra theo chế độ kinh tế bằng: PNĐ = Pkt = 204 (MW) Như vậy trong chế độ phụ tải cực đại hệ thống cần cung cấp công suất tác dụng cho các phụ tải bằng: PHT = Ptt - PNĐ = 305,4 – 204 = 101,4 (MW) 2.2 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG: Sản xuất và tiêu thụ điện năng bằng dòng điện xoay chiều đòi hỏi sự cân bằng giữa điện năng sản xuất ra và điện năng tiêu thụ tại mỗi thời điểm. Sự cân bằng đòi hỏi không những chỉ đối với công suất tác dụng, mà cả đối với công suất phản kháng. Sự cân bằng công suất phản kháng có quan hệ với điện áp. Mất sự cân bằng công suất phản kháng sẽ dẫn đến thay đổi điện áp trong mạng điện. Nếu công suất phản kháng phát ra lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ thì điện áp trong mạng sẽ tăng, ngược lại nếu thiếu công suất phản kháng điện áp trong mạng sẽ giảm. Vì vậy để đảm bảo chất lượng cần thiết của điện áp ở các hộ tiêu thụ trong mạng điện và trong hệ thống cần tiến hành cân bằng sơ bộ công suất phản kháng. Phương trình cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện thiết kế có dạng: QF + QHT = Qtt = måQmax + åDQL - åQC + åDQb + Qtd + Qdt trong đó: QF: công suất phản kháng do NĐ phát ra. QHT: công suất phản kháng do HT cung cấp. m: Hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại (m = 1). åQmax : Tổng công suất phản kháng của các phụ tải trong chế độ cực đại. Qtt: Công suất phản kháng tiêu thụ. åDQL: Tổng tổn thất công suất phản kháng trên các đường dây trong mạng điện. åQC : Tổng công suất phản kháng do điện dung của các đường dây sinh ra, khi tính sơ bộ lấy åDQL = åQC . åDQb: Tổng tổn thât công suất phản kháng trong các trạm biến áp, trong tính toán sơ bộ lấy åDQb = 15%åQmax . Qtd: Công suất phản kháng tự dùng trong nhà máy điện (cosjtd = 0,75). Qdt: Công suất phản kháng dự trữ trong HT, đối với mạng điện thiết kế, Công suất Pdt sẽ lấy ở hệ thống, nghĩa là Qdt = 0. Như vậy tổng công suất phản kháng do NĐ phát ra bằng: QF = PNĐ ´ tgjF = 204 ´ 0,62 = 126,48 (MVAr) Công suất phản kháng do hệ thống cung cấp bằng: QHT = PHT ´ tgjHT = 101,4 ´ 0,62 = 62,86 (MVAr) Tổng công suất phản kháng của các phụ tải trong chế độ cực đại được xác định theo bảng 1.2 bằng: åQmax = 144,29 (MVAr) Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các máy biến áp hạ áp bằng: åDQb = 0,15 ´ 144,29 = 21,64 (MVAr) Tổng công suất phản kháng tự dùng trong các nhà máy điện có giá trị bằng: Qtd = Ptd ´ tgjtd Chọn cosjtd = 0,75 thì tgjtd = 0,88. Do đó: Qtd = 24 ´ 0,88 = 21,12 (MVAr) Như vậy tổng công suất phản kháng tiêu thụ trong mạng điện bằng: Qtt = 144,29 + 21,64 + 21,12 = 187,05 (MVAr) Tổng công suất phản kháng do HT và NĐ có thể phát ra bằng: QF + QHT = 126,48 + 62,86 = 189,34 (MVAr) Từ các kết quả tính toán ở trên nhận thấy rằng công suất phản kháng do các nguồn cung cấp lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ. Vì vậy không cần bù công suất phản kháng trong mạng điện thiết kế. CHƯƠNG 3 CHỌN PHƯƠNG ÁN CUNG CẤP ĐIỆN HỢP LÝ Phương án cung cấp điện được lựa chọn có ảnh hưởng rất lớn đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống. Một phương án cung cấp điện được xem là hợp lý phải thoả mãn các yêu cầu sau: * Đảm bảo các chỉ tiêu về mặt kỹ thuật. * Đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện. * Đảm bảo các chỉ tiêu kinh tế. * Thuận tiện và linh hoạt trong vận hành. * An toàn cho người và thiết bị. * Dễ dàng phát triển để đáp ứng nhu cầu tăng trưởng của phụ tải. 3.1 DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN: Các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện phụ thuộc rất nhiều vào sơ đồ của nó. Vì vậy các sơ đồ mạng điện cần phải có các chi phí nhỏ nhất, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cần thiết và chất lượng điện năng yêu cầu của các hộ tiêu thụ, thuận tiện an toàn trong vận hành, khả năng phát triển trong tương lai và tiếp nhận các phụ tải mới. Dựa vào việc phân tích nguồn và phụ tải ở chương 1 ta thấy: Các phụ tải phân bố tập trung gần hai nguồn và đều là các hộ loại I có yêu cầu cung cấp điện rất cao. Do đó phải sử dụng lộ đường dây mạch kép hoặc mạch vòng để cung cấp điện cho phụ tải. Các phụ tải 1, 3, 6, 8 gần nhà máy nhiệt điện do đó sẽ lấy điện trực tiếp từ nhà máy. Các phụ tải 2, 4, 5, 7, 9 gần hệ thống có công suất vô cùng lớn nên sẽ nhận điện trực tiếp từ thanh góp 110kV của hệ thống. Để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện và chế độ vận hành linh hoạt giữa hệ thống và nhà máy nhiệt điện ta sẽ sử dụng một đường dây liên lạc giữa chúng. Đường dây liên lạc này sử dụng mạch kép. Khi dự kiến các phương án nối dây phải dựa trên các ưu khuyết điểm của một số sơ đồ mạng điện cũng như phạm vi sử dụng của chúng. Từ vị trí tương quan giữa các phụ tải với nhau, giữa các phụ tải với nguồn và các nhận xét ở trên ta đưa ra 6 phương án hợp lý, có tính khả thi như sau: 3.1.1 Phương án 1: S2 S9 S7 S5 S4 S1 S3 S6 S8 NĐ HT 3.1.2 Phương án 2: S2 S9 S7 S5 S4 S1 S3 S6 S8 NĐ HT 3.1.3 Phương án 3: S2 S9 S7 S5 S4 S1 S3 S6 S8 NĐ HT 3.1.4 Phương án 4: S2 S9 S7 S5 S4 S1 S3 S6 S8 NĐ HT 3.1.5 Phương án 5: S2 S9 S7 S5 S4 S1 S3 S6 S8 NĐ HT 3.2 SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT: 3.2.1 Phương án 1: S2 S9 S7 S5 S4 S1 S3 S6 S8 NĐ HT 1. Chọn điện áp mạng điện thiết kế: Điện áp định mức của mạng điện ảnh hưởng chủ yếu đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật, cũng như các đặc trưng kỹ thuật của mạng điện. Điện áp định mức của mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố: công suất của phụ tải, khoảng cách giữa các phụ tải với nhau... Điện áp định mức của mạng điện thiết kế được chọn đồng thời với sơ đồ cung cấp điện. Điện áp định mức sơ bộ của mạng điện có thể xác định theo giá trị của công suất trên mỗi đường dây trong mạng điện. Có thể tính điện áp định mức của đường dây công thức kinh nghiệm sau đây: Trong đó: * Ui : Điện áp của đường dây thứ i (kV). * li : Chiều dài của đoạn đường dây thứ i (km). * Pi : Công suất tác dụng truyền tải trên đoạn đường dây thứ i (MW). Thông số của các phụ tải được cho như sau: Các số liệu Các hộ tiêu thụ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pmax(MW) 28 20 34 36 40 32 26 22 30 Qmax(MVAr) 16,61 12,91 18,35 15,33 21,58 13,63 15,42 11,87 18,59 Smax(MVA) 32,55 23,80 38,63 39,13 45,55 34,78 30,23 24,99 35,29 Phương án 1 là mạng hình tia nên công suất truyền tải trên các lộ nối từ nguồn đến phụ tải tương ứng tính gần đúng là công suất phụ tải Pi. Tính điện áp định mức trên đường dây NĐ – 5 - HT: PNĐ-5 = Pkt – Ptd – PN - DPN Trong đó: Pkt: Tổng công suất tác dụng phát kinh tế của NĐ. Ptd: Công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện. PN: Tổng công suất tác dụng của các phụ tải nối với NĐ (PN = P1 + P3 + P6 + P8). DPN : Tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây do nhiệt điện cung cấp (DPN = 5%PN ). Theo kết quả tính toán trong phần 1.1 và 2.1, ta có: Pkt = 204 (MW) ; Ptd = 24 (MW). Từ sơ đồ mạng điện của phương án 1, ta có: PN = P1 + P3 + P6 + P8 = 28 + 34 + 32 + 22 = 116 (MW) DPN = 5%PN = 5% ´ 116 = 5,8 (MW). Do đó: PNĐ-5 =204 – 24 - 116 - 5,8 = 58,2 (MW). Công suất phản kháng do NĐ truyền vào đường dây NĐ-5 được tính như sau: QNĐ-5 = QF – Qtd – QN - DQb Trong đó: QF: Công suất phản kháng do NĐ phát ra. Qtd: Công suất phản kháng tự dùng trong nhà máy điện. QN: Tổng công suất phản kháng của các phụ tải nối với NĐ (QN = Q1 + Q3 + Q6 + Q8). DQb : Tổn thất công suất phản kháng trong các trạm biến áp (DQb = 15%QN ). Theo kết quả tính toán trong phần 2.2, ta có: QF = 126,48 (MVAR) ; Qtd = 21,12 (MVAR). Từ sơ đồ mạng điện của phương án 1, ta có: QN = Q1 + Q3 + Q6 + Q8 = 16,61 + 18,35+ 13,63 + 11,87 = 60,46 (MVAR) DQb = 15%QN = 15% ´ 60,46 = 9,07 (MVAR). Do đó: QNĐ-5 = 126,48 – 21,12 – 60,46 – 9,07 = 35,83 (MVAR) Như vậy: Dòng công suất truyền tải trên đoạn đường dây HT - 5 bằng: Điện áp tinh toán trên đoạn đường dây NĐ-5bằng: Đối với đường dây HT-5: Tính điện áp các đoạn đường dây còn lại được tiến hành tương tự như đối với các đường dây trên. Kết quả tính điện áp định mức của các đường dây trong phương án 1 cho trong bảng 3.2.1.1. Bảng 3.2.1.1. Điện áp định mức của các đường dây trong phương án 1. Đường dây Công suất truyền tải , MVA Chiều dài đường dây l, km Điện áp tính toán U, kV Điện áp định mức của mạng Uđm,kV HT-2 20 + j12,91 70 85,70 110 HT-5 17,8+j1,08 61 80,75 HT-7 26 + j15,42 67,08 95,38 HT-9 30 + j18,59 60 100,85 5-4 36 + j15,33 30 106,83 NĐ-5 58,2 + j35,83 70 137,32 NĐ-1 28 + j16,61 85,44 100,23 NĐ-3 34 + j18,35 70,71 107,60 NĐ-6 32 + j13,63 63,24 104,09 NĐ-8 22 + j11,87 80,62 90,26 Từ bảng kết quả trên ta chọn điện áp vận hành chung cho cả mạng điện là 110kV. 2. Chọn tiết diện dây dẫn: Mạng điện 110kV thiết kế bằng các dây dẫn trên không. Các dây dẫn được sử dụng là dây nhôm lõi thép (AC), đồng thời các dây dẫn được đặt trên các cột bê tông ly tâm hay cột thép tuỳ theo địa hình đường dây đi qua. Đối với đường dây 110kV khoảng cách trung bình hình học giữa dây dẫn các pha bằng 5m (Dtb = 5m). Dòng điện cực đại chạy trên mỗi đoạn đường dây trong chế độ phụ tải cực đại được tính theo công thức: (A) Trong đó: n: Số mạch của đường dây (đường dây mạch kép có n = 2). Uđm: Điện áp định mức của mạng điện (Uđm = 110kV). Simax: Công suất truyền tải trên đoạn đường dây thứ i ở chế độ phụ tải cực đại. Cosji : Hệ số công suất của phụ tải thứ i. Pimax : Công suất tác dụng trên đường dây thứ i ở chế độ phụ tải cực đại. Mạng lưới điện thiết kế là mạng điện khu vực nên các tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ kinh tế của dòng điện, nghĩa là: (mm2) Trong đó: Iimax: Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại (A). Jkt: Mật độ kinh tế của dòng điện (A/mm2). Với dây AC và T=5500h thì Jkt =1,1 (A/mm2). Dựa vào tiết diện dây dẫn tính được theo công thức trên, tiến hành chọn tiết diện tiêu chuẩn và kiểm tra các điều kiện về sự tạo thành vầng quang, độ bền cơ của đường dây và phát nóng dây dẫn trong các chế độ sau sự cố. Đối với đường dây 110kV, để không xuất hiện vầng quang các dây nhôm lõi thép cần phải có tiết diện F ³ 70mm2. Độ bền cơ của đường dây trên không thường được phối hợp với điều kiện về vầng quang của dây dẫn, cho nên không cần phải kiểm tra điều kiện này. Để đảm bảo cho đường dây vận hành bình thường trong các chế độ sau sự cố cần phải có điều kiện sau: ISC £ Icp trong đó: ISC: Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ sau sự cố. Icp: Dòng điện làm việc lâu dài cho phép của dây dẫn. Ta có bảng số liệu các thông số của các lộ đường dây như bảng 3.2.1.2. Bảng 3.2.1.2. Thông số của các lộ đường dây Đường dây l (km) n P (MW) Q (MVAr) S (MVA) HT-2 70 1 20 12,91 23,8 HT-5 61 2 17,8 1,08 17,83 HT-7 67,08 2 26 15,42 30,23 HT-9 60 2 30 18,59 35,29 5-4 30 2 36 15,33 39,13 NĐ-5 70 2 58,2 35,83 68,34 NĐ-1 85,44 2 28 16,61 32,55 NĐ-3 70,71 2 34 18,35 38,63 NĐ-6 63,24 2 32 13,63 34,78 NĐ-8 90,26 2 22 11,87 24,99 Dựa vào các công thức và các thông số ở trên ta lựa chọn tiết diện dây dẫn cho mạng: a. Đối với đoạn HT-2: Chọn dây dẫn AC- 120 có Icp = 380 (A). b. Đối với đoạn HT-5: Chọn dây dẫn AC-70 có Icp = 265 (A). c. Đối với đoạn 5– 4: Chọn dây dẫn AC - 95 có Icp = 330 (A). d. Đối với đoạn NĐ-5: Chọn dây dẫn AC-150 có Icp = 445 (A). e. Đối với đoạn NĐ-1: Chọn dây dẫn AC-70 có Icp = 265 (A) Các đoạn đường dây còn lại tính toán tương tự. Kết quả được tổng hợp trong bảng 3.2.1.3: Bảng 3.2.1.3. Lựa chọn tiết diện dây dẫn Lộ đường dây L (km) P (MW) Q (MVAR) S (MVA) n Ilv (A) Ftt (mm2) Ftc (mm2) Loại dây HT-2 70 20 12,91 23,8 1 124,92 113,56 120 AC-120 HT-5 61 17,8 1,08 17,83 2 46,79 42,54 70 AC-70 HT-7 67,08 26 15,42 30,23 2 79,33 72,12 70 AC-70 HT-9 60 30 18,59 35,29 2 92,61 84,19 95 AC-95 5 – 4 30 36 15,33 39,13 2 102,69 93,35 95 AC-95 NĐ-5 70 58,2 35,83 68,34 2 179,35 163,04 150 AC-150 NĐ-1 85,44 28 16,61 32,55 2 85,43 77,66 70 AC-70 NĐ-3 70,71 34 18,35 38,63 2 101,39 92,17 95 AC-95 NĐ-6 63,24 32 13,63 34,78 2 91,27 82,97 95 AC-95 NĐ-8 90,26 22 11,87 24,99 2 65,60 59,63 70 AC-70 3. Kiểm tra các điều kiện kỹ thuật trên các đoạn đường dây: Sau khi chọn tiết diện dây dẫn cần kiểm tra các điều kiện kỹ thuật trong chế độ làm việc bình thường và sự cố. Giả thiết không xảy ra sự cố xếp chồng, chỉ xét ngừng một mạch trên đường dây, ngừng một tổ máy phát điện. Kiểm tra sự cố đứt 1 mạch của đường dây mạch kép: Điều kiện kiểm tra: ISC = 2 ´ Imax - Đối với đoạn NĐ-5: ISC5 = 2 ´ INĐ-5 = 2 ´ 179,35 = 358,7 (A) IHT-5SC = 2 ´ IlvHT-5 = 2 ´ 46,79 = 93,58 (A) Các đoạn đường dây còn lại tính toán tương tự. Kết quả được tổng hợp trong bảng 3.2.1.4 Kiểm tra sự cố ngừng một tổ máy phát điện: - Khi ngừng 1 máy thì ba máy phát còn lại sẽ phát 100% công suất. Chỉ có chế độ này dòng công suất chạy trên đường dây liên lạc thay đổi còn trên các đường dây khác giữ nguyên như chế độ bình thường và cực đại. Do đó tổng công suất phát của NĐ bằng: PF = 3 ´ 60 = 180 (MW) Công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy bằng: Ptd = 0,10 ´ 180 = 18 (MW) Công suất tác dụng chạy trên đường dây NĐ - 2 bằng: PNĐ-5 = PF - Ptd - PN - DPN Trong mục 1 ta đã tính được: PN = 116 (MW) : DPN = 5,8 (MW) Do đó: PNĐ-5 = 180 – 18 – 116 – 5,8 = 40,2 (MW) Công suất phản kháng do NĐ truyền vào đường dây NĐ-5: QNĐ-5 = QF – Qtd – QN - DQN Trong đó: QF = PNĐ ´ tgjF = 180 ´ 0,62 = 111,6 (MVAR) : Qtd = 18 ´ 0,88 = 15,84 (MVAR). Từ sơ đồ mạng điện của phương án 1, ta có: QN = Q1 + Q3 + Q6 + Q8 = 16,61 + 18,35 + 13,63 +11,87 = 60,46 (MVAR) DQb = 15%QN = 15% ´ 60,46 = 9,069 (MVAR). Do đó: QNĐ-5 = 111,6 – 15,84 – 60,46 – 9,069 = 26,23 (MVAR) Như vậy trong chế độ sự cố này công suất từ NMĐ đến phụ tải 5 là : Dòng công suất từ hệ thống truyền vào đường dây HT-5 bằng: = 35,8 + j10,68 (MVA) Dòng điện chạy trên đoạn NĐ-5 bằng: IN -5 SC < Icp Trường hợp ngừng một tổ máy phát, dòng điện chạy trên đường dây bằng: Các kết quả tính cho thấy rằng:- sự cố đứt dây là sự cố nguy hiểm hơn Bảng 3.2.1.4. Kết quả kiểm tra phát nóng của dây dẫn Lộ đường dây L (km) P (MW) Q (MVAR) S (MVA) n Loại dây Icp (A) Ilv (A) ISC (A) Kết luận HT-2 70 20 12,91 23,8 1 AC-120 380 124,92 249,84 Thoả mãn HT-5 61 17,8 1,08 17,83 2 AC-70 265 46,79 93,58 Thoả mãn HT-7 67,08 26 15,42 30,23 2 AC-70 265 79,33 158,66 Thoả mãn HT-9 60 30 18,59 35,29 2 AC-95 330 92,61 185,22 Thoả mãn 5-4 30 36 15,33 39,13 2 AC-95 330 102,69 205,38 Thoả mãn NĐ-5 70 58,2 35,83 68,34 2 AC-150 445 179,35 358,70 Thoả mãn NĐ-1 85,44 28 16,61 32,55 2 AC-70 330 85,43 170,86 Thoả mãn NĐ-3 70,71 34 18,35 38,63 2 AC-95 330 101,39 202,78 Thoả mãn NĐ-6 63,24 32 13,63 34,78 2 AC-95 330 91,27 182,54 Thoả mãn NĐ-8 90,26 22 11,87 24,99 2 AC-70 265 65,60 131,20 Thoả mãn Sau khi chọn các tiết diện dây dẫn tiêu chuẩn cần xác định các thông số đơn vị của đường dây là r0, x0, b0 và tiến hành tính các thông số tập trung R, X và B/2 trong sơ đồ thay thế hình P của các đường dây theo các công thức sau: ; ; trong đó: n là số mạch đường dây. Đối với đường dây có hai mạch thì n = 2. Kết quả tính các thông số của tất cả các đường dây trong mạng điện như bảng 3.2.1.5. Bảng 3.2.1.5. Kết quả tính thông số các đường dây Lộ đường dây n L (km) S (MVA) Loại dây ro (W/km) xo (W/km) bo.10-6 (S/km) R (W) X (W) B/2.10-6 (S) HT-2 1 70 20 + j12,91 AC-120 0,27 0,423 2,69 18,9 29,61 94,15 HT-5 2 61 17,8+j1,08 AC-70 0,46 0,440 2,58 14,03 13,42 157,38 HT-7 2 67,08 26 + j15,42 AC-70 0,46 0,440 2,58 15,42 14,75 173,06 HT-9 2 60 30 + j18,59 AC-95 0,34 0,429 2,65 10,2 12,87 159 5-4 2 30 36 + j15,33 AC-95 0,34 0,429 2,65 5,1 6,43 79,5 NĐ-5 2 70 58,2 + j35,83 AC-150 0,21 0,416 2,74 7,35 14,56 191,8 NĐ-1 2 85,44 28 + j16,61 AC-70 0,46 0,440 2,58 19,65 18,79 243,50 NĐ-3 2 70,71 34 + j18,35 AC-95 0,34 0,429 2,65 12,02 15,16 187,38 NĐ-6 2 63,24 32 + j13,63 AC-95 0,34 0,429 2,65 10,75 13,56 167,58 NĐ-8 2 90,26 22 + j11,87 AC-70 0,46 0,440 2,58 18,54 17,73 207,99 4. Tính tổn thất điện áp của phương án 1: a. Tính tổn thất điện áp khi các phụ tải làm việc bình thường: Áp dụng công thức tính tổn thất điện áp đường dây: * Đối với đoạn HT-5: * Đối với đoạn NĐ-5: * Đối với đoạn 5-4: * Các đoạn đường dây còn lại được tính tương tự như trên. Kết quả được tổng hợp trong bảng 3.2.1.6. b. Tổn thất điện áp khi sự cố : * Xét sự cố đứt 1 trong 2 lộ đường dây tại các lộ gốc là sự cố nguy hiểm nhất khi đó dây dẫn còn lại sẽ phải tải lượng công suất gấp đôi, do vậy tổn thất điện áp ở các lộ gốc cũng sẽ tăng gấp đôi: DUSC% = 2 ´ DUbt% DUH5sc% = 2 ´ 2,18 = 4,36% DUN5sc% = 2 ´ 7,85 = 15,7% DU5-4sc% = 2 ´ 2,33 = 4,66% Ta có bảng tổn thất điện áp lúc bình thường và lúc sự cố của phương án 1 như sau: Bảng 3.2.1.6. Kết quả tính tổn thất điện áp lúc bình thường và sự cố ĐD HT-2 HT-5 HT-7 HT-9 5-4 NĐ-5 NĐ-1 NĐ-3 NĐ-6 NĐ-8 DUbt% 6,28 2,18 5,19 4,51 2,33 7,85 7,03 5,67 4,37 5,11 DUsc% 12,56 4,36 10,38 9,02 4,66 15,7 14,06 11,34 8,74 10,22 Từ bảng kết quả và tính toán trên ta có: + Tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường lớn nhất là: DUbtmax % = DUNĐ-5% + DU5-4% = 7,85+2,33 = 10,18 % + Tổn thất điện áp cực đại trong lưới