Đồ án Lưới điện

Nội dung Chương I : cân bằng công suất tác dụng và phản kháng trong hệ thống Chương II : lựa chọn các phương án hợp lý về kinh tế - kỹ thuật Chương III : lựa chọn máy biến áp, chọn sơ đồ nối dây hợp lí của các trạm hạ áp và vẽ sơ đồ mạng điện. Chương IV : xác định dung lượng bù kinh tế. Chương V : tính toán chế độ làm việc của mạng điện Chương VI : phương thức điều chỉnh điện áp trong mạng điện Chương VII : tính toán giá thành tải điện của lưới điện Chương I : cân bằng công suất tác dụng và phản kháng trong hệ thống Điện năng có đặc điểm là không thể dự trữ được. Phụ tải yêu cầu đến đâu thì HTĐ đáp ứng đến đó, do đó công suất phát của các nhà máy điện phải luôn thay đổi theo sự thay đổi nhu cầu công suất tác dụng P và điện áp của các nhà máy điện phải luôn thay đổi để đáp ứng nhu cầu công suất phản kháng Q của phụ tải. Công suất tác dụng và công suất phản kháng của nguồn điện phải luôn cân bằng với công suất phụ tải trong mọi thời điểm vận hành. 1.Cân bằng công suất tác dụng. Cân bằng công suất tác dụng cần thiết để giữ được tần số bình thường trong hệ thống. Cân bằng công suất tác dụng có tính chất toàn hệ thống và nó được xác định bằng biểu thức sau : Trong đó : : Tổng công suất tác dụng phát ra do các máy phát điện của các nhà máy điện trong hệ thống. : Tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ. : Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và MBA. : Tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện, khi tính toán ta sơ bộ ta lấy giá trị bằng không. : Tổng công suất dự trữ, khi tính toán sơ bộ ta cũng lấy giá trị bằng không. m : hệ số đồng thời, khi tính toán ta lấy m = 1. = 27 + 32 + 38 +38 +32 + 27 = 194 (MW) = 8%= 0,08.194 = 15.52 (MW) Vậy ta có : = 194 +15.52 = 209.52 (MW) 2. Cân bằng công suất phản kháng. Để giữ cho điện áp bình thường phải có sự cân bằng công suất phản kháng ở hệ thống nói chung và từng khu vực nói riêng. Sự cân bằng công suất phản kháng được xác định bởi biểu thức sau : Trong đó : : Tổng công suất phản kháng cực đại của mạng. : Tổng tổn thất công suất phản kháng trong lưới điện. : Tổng công suất phản kháng điện dung trên đường dây sinh ra. Trong khi tính toán sơ bộ ta lấy : : Tổng công suất phản kháng tự dùng. : Tổng công suất phản kháng dự trữ. Trong khi tính toán sơ bộ ta lấy: : Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các MBA của hệ thống : Tổng công suất phản kháng phát ra bởi các máy phát điện và có trị số: =209.52. = 90,4 (MVAr) = 135. = 83,67 (MVAr) = 15% = 0,15.83,67 = 12,55 (MVAr) = 83,67 + 12,55 = 96,22 (MVAr) So sánh và ta thấy : Nguồn không cung cấp đủ công suất phản kháng cho các phụ tải. ịTa phải tiến hành bù sơ bộ: Tất cả các phụ tải ở đây đều có hệ số cosj bằng nhau, và phụ tải 6 là phụ tải xa nhất cho nên ta đặt bù sơ bộ cho phụ tải này. Công suất bù sơ bộ cho phụ tải 6 được xác định bằng biểu thức sau: Qb6 = P6. tgj6 - P6. tgj6/ = 20.tg(arccos0,85) - 20. tgj6/ Qb6 = Thay vào ta có : 5,82 = 20.tg(arccos0,85) - 20. tgj6/ tgj6/ = 0,3287 cosj6/ = 0,95 Chương II : lựa chọn các phương án hợp lý về kinh tế - kỹ thuật A.Dự kiến các phương án cung cấp điện Theo yêu cầu là mức đảm bảo cung cấp điện cho các hộ loại I. Mà hộ loại I là những hộ tiêu thụ điện quan trọng; nếu như ngừng cung cấp điện có thể gây ra nguy hiểm đến tính mạng và sức khoẻ con người, gây thiệt hại nhiều về kinh tế, hư hỏng thiết bị, làm hỏng hàng loạt sản phẩm, rối loạn các quá trình công nghệ phức tạp ( ví dụ : các lò luyện kim loại, thông gió trong hầm lò và trong các nhà máy sản xuất hoá chất độc hại...) + Khi cung cấp điện cho các phụ tải thì yêu cầu đối với mạng điện là : . Độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải phải cao . Phải đảm bảo được chất lượng điện năng . Về kinh tế : giá thành phải hạ . An toàn đối với người và thiết bị . Linh hoạt trong vận hành và phải có khả năng phát triển trong tương lai + Vì các hộ loại một có tính chất quan trọng như vậy cho nên khi chọn các phương án cấp điện phải được cung cấp liên tục không được phép mất điện. Khi chọn các phương án ta phải chọn sao cho các phụ tải phải được cung cấp từ hai nguồn độc lập. Dựa vào vị trí địa lí và các yêu cầu trên ta dự kiến 5 phương án nối dây như sau : ND 6 4 1 3 2 5 ND 6 4 1 3 2 5 Phương án I Phương án II ND 2 6 6 4 1 3 5 ND 4 1 3 2 5 Phương án III Phương án IV ND 6 4 1 3 2 5 Phương án V ** So sánh các phương án về mặt kỹ thuật Để so sánh các phương án về mặt kỹ thuật, ta phải tính toán các nội dung sau. * Tính toán lựa chọn điện áp định mức của hệ thống : Ta lựa chọn điện áp định mức của hệ thống theo công thức kinh nghiệm : Ui = Trong đó : Li (km) chiều dài đoạn đường dây. Pi (MW) công suất truyền tải trên đường dây. Nếu Ui = 70ữ150 thì ta chọn Uđm = 110 kV, công việc này ta chỉ cần tính cho một phương án các phương án còn lại ta lấy theo kết quả đó. * Lựa chọn tiết diện dây dẫn. Với mạng điện khu vực, trong tính toán đơn giản ta thường lựa chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ kinh tế của dòng điện. Ta dự kiến dùng các loại dây nhôm lõi thép ( AC ) đặt trên đỉnh của 1∆ đều cạnh là 5m Tra jkt trong các tài liệu tham khảo Đối với lưới điện đã cho dùng dây AC thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax = 5000 ( h ) nên jkt =1,1 ( A/mm2 ) Tiết diện kinh tế của dây được xác định theo công thức : Trong đó Ii là dòng điện làm việc trên các đoạn đường dây Với n : số mạch đường dây sau đó ta chọn Ftc gần nhất * Tính toán tổn thất điện áp. + Tính toán tổn thất điện áp vận hành lúc bình thường : ∆Umaxbt % + Tính toán tổn thất điện áp lúc sự cố nguy hiểm nhất : ∆Umaxsc % Công thức tính tổn thất điện áp như sau : Các trị số ∆U% phải thoả mãn điều kiện : ∆Umaxbt %≤ 10ữ15% ∆Umaxsc % ≤ 15%ữ25% * Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn lúc sự cố. Isc≤ IcP Isc : là dòng điện lớn nhất lúc sự cố nguy hiểm nhất. IcP : là dòng điện cho phép lâu dài chạy qua dây dẫn. Nếu tiết diện dây đã chọn không thoả mãn điều kiện thì phải tăng tiết diện lên cho đến khi thoả mãn điều kiện thì thôi. *Cụ thể cho từng phương án: 1. Phương án 1 : ND 6 4 1 3 2 5 Phương án I 1.1. Lựa chọn điện áp cho hệ thống. Ta sử dụng công thức kinh nghiệm : chẳng hạn trên đoạn N1 với : lN1= 70,71 (km) , PN1 = P1+P6 = 45 (MW) Tính toán tương tự cho các đoạn đường dây khác ta có bảng kết quả như sau : Đoạn đường dây Li(km) Pi (MW) Ui (kV) N-1 70.71 =P1+P6= 65 144.64 N-2 89.44 =P2+P5 = 64 144.82 N-6 85.44 =P3+P4= 65 145.60 6-4 36.03 = P6= 32 101.60 1-3 36.06 = P5= 38 110.14 2-5 31.62 = P4= 38 109.76 Với 70 < Ui < 150 ta chọn Udm=110 (kV) 1.2. Lựa chọn tiết diện dây dẫn. + Xét đoạn đường dây N-1 vói n=2 ta có : PN1= 65 (MW) QN1= PN1. tgj1 = 40.28 (MVAr) Với Tmax = 5000h ta tra được jkt =1,1 (A/mm2) Tính toán tương tự cho các đoạn đường dây khác ta có bảng kết quả sau : Đoạn đường dây P (MW) Q (MVAr) S (MVA) I (A) F (mm2) N-1 65 40.28 76.47 200.69 182.44 N-2 64 39.66 75.29 197.60 179.63 N-6 65 40.28 76.47 200.69 182.44 2-5 32 19.83 37.64 98.80 89.81 1-3 38 23.54 44.70 117.32 106.66 6-4 38 23.54 44.70 117.32 106.66 Theo điều kiện về tổn thất vầng quang thì đối với mạng 110 kV thì tiết diện dây tối thiểu phải thoả mãn Fi ³ 70 mm2. Do đó kết hợp với bảng kết quả trên ta chọn được tiết diện cho các đoạn đường dây và các thông số của nó như sau: Đoạn đường dây Fitc (mm2) Li (km) ro (Ω/km) R (Ω) xo (Ω/km) X (Ω) bo(10-6. 1/ Ωkm) B(10-4. 1/Ω ) N-1 AC-185 70,71 0,17 12.02 0,409 28.92 2,84 200.81 N-2 AC-185 89.44 0,17 15.20 0,409 36.58 2,84 75.13 N-6 AC-185 85.44 0,17 14.52 0,409 34.94 2,84 242.65 2-5 AC-95 36.06 0.33 11.90 0.429 15.47 2,62 94.00 1-3 AC-120 36.06 0,27 9.74 0,423 15.25 2,69 97.00 6-4 AC-120 31.62 0,27 8.54 0,423 13.37 2,69 85.06 1.3.Tính tổn thất điện áp . - Tính tổn thất điện áp lúc bình thường Tổn thất điện áp được xác định theo công thức : ∆UN1% = 8.84% ∆U13% = 3,12% ∆UN2% = 11,01% ∆U25% = 3,31% ∆UN3% = 10,68% ∆U64% = 2,90% ∆UN1% + ∆U13% = 8,84%+3,12% = 11.05% ∆UN2% + ∆U25% = 11.02%+2.84% = 11.86% ∆UN3% + ∆U64% = 9.71%+2.64% = 10.35% ∆Umaxbt% = 11.86% - Tính tổn thất điện áp lúc sự cố. + Lúc sự cố nguy hiểm nhất là lúc đứt một trong hai lộ trên các đoạn đường dây. Ta thấy lúc vận hành bình thường tổn thất điện áp trên các đoạn N-1, N-2, N-3 lớn hơn các đoạn phía sau, vì vậy cho nên khi đứt các đoạn này sẽ nguy hiểm hơn. ∆UN1sc% = 8.84%.2 =17.68% ∆UN2sc% = 9.02%.2 = 18.04% ∆UN3sc% = 8.71%.2 = 17.42% ∆UscN13% = 16.08%+ 3.12% = 19.21% ∆UscN25% = 18.04% + 2.84% = 20.88% ∆UscN64% = 17.42% + 2.64% = 20.06% ∆Uscmax% = 20.88% 1.4. Kiểm tra điều kiện phát nóngcủa dây dẫn lúc sự cố. Sự cố nguy hiểm nhất là lúc đứt một trong hai lộ trên các đoạn đường dây hai mạch khi đó dòng sự cố tăng lên 2 lần so với lúc chưa sự cố kết quả là: Đoạn đường dây Loại dây ISC (A) ICP (A) N-1 AC-185 401.37 510 N-2 AC-185 395.20 510 N-6 AC-185 401.37 510 2-5 AC-95 197.60 320 1-3 AC-120 234.65 380 6-4 AC-120 234.65 380 Tất cả các ISC < ICP nên dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng của dây lúc sự cố. 2.Phương án II. 5 ND 6 4 1 3 2 Phương án II 2.1. Lựa chọn điện áp cho hệ thống. Theo phương án 1 ta chọn Uđm=110 kV 2.2. Lựa chọn tiết diện dây dẫn. Tính toán tương tự như phương án 1 ta có bảng kết quả sau : Đoạn đường dây P (MW) Q (MVAr) S (MVA) I (A) F (mm2) N -2 64 39.66 75.29 197.60 179.64 2 -5 32 19.83 37.65 98.80 89.82 N -6 27 16.73 31.76 83.36 75.78 N -1 103 63.63 121.18 318.02 289.11 1 -3 38 23.55 44.70 117.33 106.66 1 -4 38 23.55 44.70 117.33 106.66 Từ đó theo các điều kiện ta có bảng chọn sau đây Đoạn đường dây Fitc (mm2) Li (km) ro (Ω/km) R (Ω) xo (Ω/km) X (Ω) bo(10-6. 1/ Ωkm) B(10-4. 1/Ω ) N-2 AC-185 89.44 0.17 15.20 0.414 37.03 2.84 2.54 2-5 AC-95 36.06 0.33 11.89 0.433 15.61 2.65 0.96 N-6 AC-95 85.44 0.33 28.19 0.433 37.00 2.65 2.26 N-1 AC-300 70.71 0.108 7.636 0.401 28.35 2.92 2.06 1-3 AC-120 60.83 0.27 16.42 0.425 25.85 2.69 1.64 1-4 AC-120 36.06 0.27 9.736 0.425 15.33 2.69 0.97 2.3.Tính tổn thất điện áp. - Tính tổn thất điện áp lúc bình thường Tổn thất điện áp được xác định theo công thức : ∆UN2% = 9.09% ∆U25% = 2.85% ∆UN6% = 5,70% ∆UN1% = 8.73% ∆U13% = 4.09% ∆U14% = 3,02% ∆UN25% = 9.09% + 2.85% = 11.94% ∆UN13% = 8.73% + 4.09% = 12.82% ∆UN14% = 8.73% + 3,02% = 11.75% ∆Umaxbt% = 12.82% - Tính tổn thất điện áp lúc sự cố. Ta thấy tổn thất điện áp trên các đoạn N-2 và N-1 lớn hơn các đoạn nhánh phía sau khi vận hành bình thường. Khi bị sự cố thì đứt một trong hai lộ trên các đoạn này sẽ nguy hiểm hơn. ∆UscN25% = 2.∆UN2% + ∆U25% = 2.9.09% + 2.85% = 20.93% ∆UscN13% = 2.∆ UN1% + ∆U13% = 2.8.73% + 4.09% = 21.55% ∆UscN14% = 2.∆ UN1% + ∆U13% = 2.8.73% + 3,02% = 20.48% ∆Uscmax% = 21.55% 2.4. Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn lúc sự cố. Sự cố nguy hiểm nhất là lúc đứt một trong hai lộ trên các đoạn đường dây hai mạch khi đó dòng sự cố tăng lên 2 lần so với lúc chưa sự cố kết quả là : Đoạn đường dây Loại dây ISC (A) ICP (A) N-2 AC-185 395.20 510 2-5 AC-95 197.60 310 N-6 AC-95 166.72 310 N-1 AC-300 636.03 700 1-3 AC-120 234.65 380 1-4 AC-120 234.65 380 Tất cả các ISC < ICP nên dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng của dây lúc sự cố. 3. Phương án III. ND 6 4 1 3 2 5 Phương án III 3.1. Lựa chọn điện áp cho hệ thống. Theo phương án 1 ta chọn Udm=110 kV 3.2. Lựa chọn tiết diện dây dẫn. Tính toán tương tự như phương án 1 ta có bảng kết quả sau : Đoạn đường dây P (MW) Q (MVAr) S (MVA) I (A) F (mm2) N-1 59.00 36.562 69.412 182.164 165.60 1-5 32.00 19.830 37.647 98.801 89.82 N-4 76.00 47.097 89.412 234.652 213.32 4-3 38.00 23.549 44.706 117.326 106.66 N-2 32.00 19.830 37.647 98.801 89.82 N-6 27.00 16.732 31.765 83.363 75.78 Từ đó theo các điều kiện ta có bảng chọn sau đây : Đoạn đường dây Fitc (mm2) Li (km) ro (Ω/km) R (Ω) xo (Ω/km) X (Ω) bo(10-6. 1/ Ωkm) B(10-4. 1/Ω ) 28.92 AC-185 70.71 0.17 12.02 0.409 28.92 2.84 2.01 15.47 AC-95 36.06 0.33 11.90 0.429 15.47 2.65 0.96 35.96 AC-240 92.20 0.13 11.98 0.390 35.96 2.86 2.64 17.95 AC-120 42.43 0.27 11.45 0.423 17.95 2.69 1.14 39.35 AC- 95 89.44 0.33 29.51 0.440 39.35 2.65 2.37 15.87 AC- 95 36.06 0.33 11.90 0.440 15.87 2.65 0.96 3.3. Tính tổn thất điện áp. - Tính tổn thất điện áp lúc bình thường Tổn thất điện áp được xác định theo công thức : ∆UN1% = 7.30% ∆U15% = 2.84% ∆UN4% = 9.76% ∆U43% = 3.54% ∆UN2% = 7.13% ∆UN6% = 2.43% ∆UN15% = ∆UN1% + ∆U15% = 7.30%+2.84% = 10.14% ∆UN43% = ∆UN4% + ∆U43% = 9.76%+3.54% = 13.30% ∆Umaxbt% = 13.30% - Tính tổn thất điện áp lúc sự cố : Khi xảy ra sự cố đứt một trong hai lộ trên đoạn N-1 hoặc N-4 sẽ là nguy hiểm nhất ta có : ∆UscN15% = 2*∆ UN1% + ∆U15% = 2*7.30%+2.84% = 17.44% ∆UscN43% = 2*9.76% + 3.54% = 23.06% ∆Umaxsc% = 23.06%. 3.4. Kiểm tra điều kiện phát nóngcủa dây dẫn lúc sự cố. Sự cố nguy hiểm nhất là lúc đứt một trong hai lộ trên các đoạn đường dây hai mạch khi đó dòng sự cố tăng lên 2 lần so với lúc chưa sự cố kết quả là : Đoạn đường dây Loại dây ISC (A) ICP (A) N-1 AC-185 364.32 420 1-5 AC-95 197.60 310 N-4 AC-240 469.30 510 4-3 AC-120 234.65 380 N-2 AC- 95 197.60 310 N-6 AC- 95 166.72 310 Tất cả các ISC < ICP nên dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng của dây lúc sự cố. 4. Phương án IV. ND 6 4 1 3 2 5 Phương án IV 4.1. Lựa chọn điện áp cho hệ thống. Theo phương án 1 ta chọn Udm=110 kV 4.2. Lựa chọn tiết diện dây dẫn. Tính toán tương tự như phương án 1 ta có bảng kết quả sau : Đoạn đường dây P (MW) Q (MVAr) S (MVA) I (A) F (mm2) N-1 91 56.39 107.05 280.96 255.42 1-5 64 39.66 75.29 197.60 179.64 5-2 32 19.83 37.67 98.80 89.82 N-6 103 63.82 121.17 318.01 289.10 6-4 76 47.09 89.41 234.65 213.32 4-3 38 23.54 44.70 117.32 106.66 Từ đó theo các điều kiện ta có bảng chọn sau đây : Đoạn đường dây Fitc (mm2) Li (km) ro (Ω/km) R (Ω) xo (Ω/km) X (Ω) bo(10-6. 1/ Ωkm) B(10-4. 1/Ω ) N-1 AC-240 70.71 0.130 9.19 0.390 27.58 2.860 2.02 1-5 AC-185 36.06 0.170 6.13 0.409 14.75 2.840 1.02 5-2 AC-95 36.06 0.330 11.9 0.429 15.47 2.650 0.96 N-6 AC-300 85.44 0.108 9.22 0.305 26.06 2.880 2.46 6-4 AC-240 31.62 0.130 4.11 0.390 12.33 2.860 0.90 4-3 AC-120 42.43 0.270 11.45 0.423 17.95 2.690 1.14 4.3. Tính tổn thất điện áp. - Tính tổn thất điện áp lúc bình thường tổn thất điện áp được xác định theo công thức : ∆UN152% = 16.76% ∆UN643% = 18.04% ∆Umaxbt% = 18.04% - Tính tổn thất điện áp lúc sự cố : Khi xảy ra sự cố đứt một trong hai lộ trên các đoạn sẽ là nguy hiểm nhất ta có : ∆USCN152% = 26.65% ∆USCN643% = 28.84% ∆UmaxSc% = 28.84% Kiểm tra điều kiện phát nóngcủa dây dẫn lúc sự cố. Đoạn đường dây Loại dây ISC (A) ICP (A) N-1 AC-240 561.930 650 1-5 AC-185 395.203 450 5-2 AC-95 197.602 380 N-6 AC-300 636.030 710 6-4 AC-240 469.304 650 4-3 AC-120 234.652 380 Tất cả các ISC < ICP nên dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng của dây lúc sự cố. 5. Phương án V. ND 6 4 1 3 2 5 Phương án V 5.1. Lựa chọn điện áp cho hệ thống. Theo phương án 1 ta chọn Udm=110 kV 5.2. Lựa chọn tiết diện dây dẫn. Ta xác định công suất chạy trên các đoạn đường dây : PN6 = P3+P4+P6 = 103 (MW) P64 = P4+P3 = 76 (MW) P43 = P3 = 38 (MW) Xét mạng kín NĐ 89.44 (km) 70.71(km) 32 +j17.93 50.99(km) 27+j11.99 (MVA) 2 1 5 32+j12.02 (MVA) = 27,82 + j15,54 (MVA) = 32 +j17.93 + 27 +j11,49 + 32 + j12.02 - 27,82-j15,54 = 42,18 +j 22,01 (MVA) Điểm 2 là điểm phân chia công suất. Tính toán tương tự như phương án 1 ta có bảng kết quả sau : Đoạn đường dây P(MVA) Q(MVAr) S(MVA) I (A) F(mm2) N-1 27,82 15,54 31,87 83,64 76,07 N-2 42,18 22,01 47,58 124,87 113,52 1-2 2,82 0,05 2,8204 7,40 6,73 2-5 32 6,57 21,05 55,24 50,22 N-6 103 9.23 76,47 200,68 182,44 6-4 76 4.11 47,06 123,50 112,27 4-3 38 11.46 23,53 61,75 56,14 Từ đó theo các điều kiện ta có bảng chọn sau đây : Đoạn đường dây Fitc (mm2) Li (km) ro (Ω/km) R (Ω) xo (Ω/km) X (Ω) bo(10-6. 1/ Ωkm) B(10-4. 1/Ω ) N-1 AC-70 70,71 0,46 32,53 0,440 31,11 2,58 1,82 N-2 AC-120 50 0,27 13,5 0,423 21,15 2,69 1,34 2-6 AC-70 63,25 0,46 29,1 0,440 27,83 2,58 1,63 1-2 AC-70 50 0,46 23 0,440 22 2,58 1,29 N-6 AC- 185 50 0,17 8,5 0,409 20,45 2,84 1,42 6-4 AC-120 58,31 0,27 15,74 0,423 24,67 2,69 1,57 4-3 AC-70 44,72 0,46 20,57 0,440 19,68 2,58 1,15 5.3. Tính tổn thất điện áp. - Tính tổn thất điện áp lúc bình thường Tổn thất điện áp được xác định theo công thức : ∆UN6% = 5,69% ∆U64% = 5,13% ∆U43% = 2,71% ∆UN2% = 4,48% ∆U26% = 3,16% ∆UN26% = ∆UN2% + ∆U26% = 4,48%+3,16% = 7,74% ∆UN346% = ∆UN6% + ∆U64% + ∆U43% = 5,69% + 5,13 + 2,71% = 13,52% ∆Umaxbt% = 13,52% - Tính tổn thất điện áp lúc sự cố : ∆USCN643% = 2. ∆UN6% + ∆U64% + ∆U43% = 2. 5,69 + 5,13 + 2,71% = 19,22% + Xét mạng kín N125 sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt một trong hai dây N1 hoặc N2. Khi đứt dây N1 : khi đó các dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây là. PN2= P1+P2+P6= 65 (MW) ; P12= P1= 25 (MW) ; P26=P6= 20 (MW) ∆U%N21% = 21,86% ∆UN26% = 20,61% Khi đứt dây N2 : khi đó các dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây là. PN1= P1+P2+P5= 103 (MW) ; P12= P1= 27 (MW) ; P26=P6= 32(MW) ∆USCN125% = 44,62% ∆Umaxsc% = 44,62% 5.4. Kiểm tra điều kiện phát nóngcủa dây dẫn lúc sự cố. Ta thấy sự cố nguy hiểm nhất là lúc đứt đoạn N1 hoặc N2 của mạch vòng N125. Khi bị đứt đoạn N1 : ISCN2= 393,74 (A) ISC12= 154,36 (A) Các ISC đều nhỏ hơn ICP + Khi bị đứt đoạn N2 : ISCN1= 393,74 (A) I SC12= 277,87 (A) Với các sự cố trên : ISCN3= 401,38 (A) < 510 ISC64= 247 (A) < 380 ISC43= 123,5 (A) < 265 ISC26= 110,48(A) < 265 Khi đứt đoạn N2 ta có ISCN2=277,87 > 265 (A), do đó tiết diện đã chọn không thoả mãn điều kiện phát nóng Từ việc tính toán ở trên ta có bảng kết tóm tắt sau : Phương án DUmax% I II III IV DUmaxbt% 11.86% 12.82% 13.30% 18.04% DUmaxsc% 20.88% 21.55% 23.06% 28.84% Từ bảng kết luận về tổn thất điện áp cực đại ở chế độ bình thường và lúc xảy ra sự cố, ta thấy phương án IV có DUmaxSC% > DUmaxCP% do đó phương án IV không thoả mãn điều kiện tổn thất điện áp cho phép, cho nên ta loại bỏ phương án này. Bốn phương án còn lại I, II, III đều thoả mãn điều kiện tổn thất điện áp cho phép. DUmaxSC% ≤ 15 25% ; DUmaxbt% ≤ 10 15% Do đó ta giữ lại 3 phương án này để tiến hành so sánh về chỉ tiêu kinh tế. B. So sánh các phương án về mặt kinh tế. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là hàm chi phí tính toán hàng năm bé nhất. Hàm chi phí tính toán hàng năm của mỗi phương án được tính theo biểu thức sau : Zi = (avh+ atc).Ki + YDA (đồng /năm). Trong đó : + avh : là hệ số khấu hao, tu sửa thường kì và phục vụ các đường dây của mạng điện , khi tính toán ta lấy avh= 0,04 ( đường dây dùng cột bê tông ). + atc: là hệ số định mức hiệu quả hay hệ số hiệu quả vốn đầu tư, atc= 0,125 + Ki (đồng) : là vốn đầu tư của từng mạng điện : Ki= k0i.li Với k0i ( đồng/km ) là giá 1 km đường dây AC có tiết diện Fi tra trong các bảng có sẵn nhưng nếu đường dây lộ kép đi song song trên hai hàng cột khác nhau thì giá tiền bằng 1,8 lần giá tiền lộ đơn. li (km): là chiều dài đường dây có tiết diện Fi. YDA= ∑∆Pi.t.C =DA.C ∆Pi : là tổn thất công suất trên đoạn đường dây thứ i. t : thời gian tổn thất lớn nhất. t = ( 0,124+ Tmax.10-4)2. 8760h Tmax= 5000h là thời gian sử dụng công suất cực đại t =3411(h) Uđm= 110 kV, Pi, Qi, Ri lấy ở phần trên Cụ thể cho từng phương án : 1. Phương án I. Ví dụ cho đoạn đường lộ kép N1 AC-185 P = 65 (MW), Q = 40.28 (MVAr), R = 12.02(Ω) k0i= 1,8.280.106 = 504.106 (đồng/km) Tính toán tương tự cho các đoạn đường dây khác ta có bảng kết quả sau Đoạn đường dây P (MW) Q (MVAr) R (Ω) ∆ P (MW) Loại dây L (km) k0i.106 (đồng/km) N-1 65 40.28 12.02 2.90 AC-185 70.71 705.6 N-2 64 39.66 15.20 3.56 AC-185 89.44 705.6 N-6 65 40.28 14.52 3.51 AC-185 85.44 705.6 2-5 32 19.83 11.90 0.70 AC-95 36.06 430.4 1-3 38 23.54 9.74 0.80 AC-120 36.06 504 6-4 38 23.54 8.54 0.71 AC-120 31.62 504 K1= [504*( 36.06 + 31.62 ) + 430,4*36.06 +705.6*( 70.71+ 89.44+ 85.44 )].106 =222,919.109(đồng) ∑∆ P = 12.18 (MW) Z1 = ( 0,04+0,125 )* 222,919*109+ 12.18*103*500*3411 = 57.55299 .109(đồng) 2. Phương án II. Tính toán tương tự như phương án 1 ta có bảng kết quả : Đoạn đường dây P (MW) Q (MVAr) R (Ω) ∆ P (MW) Loại dây L (km) k0i.106 (đồng/km) N -2 64 39.66 15.20 3.56 AC-185 89.44 705.6 2 -5 32 19.83 11.89 0.70 AC-95 36.06 430.4 N -6 27 16.73 28.19 1.18 AC-95 85.44 430.4 N -1 103 63.63 7.636 4.63 AC-300 70.71 826.8 1 -3 38 23.55 16.42 1.36 AC-120 60.83 504 1 -4 38 23.55 9.736 0.80 AC-120 36.06 504 K2=[705,6*89.44+302.4*(36.06+85.44) + 826.8*70,71+504*(60.83+36.06)].106 = 222.698.109(đồng) ∑∆ P = 12.22 (MW) Z2 = ( 0,04+0,125 )*222.698.109+ 12.22*103*500*3411 = 57.586.109(đồng) 3. Phương án III. Tính toán tương tự như phương án 1 ta có bảng kết quả Đoạn đường dây P (MW) Q (MVAr) R (Ω) ∆P (MW) Loại dây L (km) k0i.106 (đồng/km) N-1 59.00 36.562 12.02 1,16 AC-185 70.71 705.6 1-5 32.00 19.830 11.90 1,56 AC-95 36.06 430.4 N-4 76.00 47.097 11.98 0,53 AC-240 92.20 765.2 4-3 38.00 23.549 11.45 0,82 AC-120 42.43 504 N-2 32.00 19.830 29.51 2,58 AC- 95 89.44 430.4 N-6 27.00 16.732 11.90 0,47 AC- 95 36.06 430.4 K3= [705.6*70.71+403.4*(36.06+89.44+36.06+765.2*92.20+504*42.43].106 =211.364.109(đồng) ∑∆ P = 10.22 (MW) Z3 = ( 0,04+0,125 )* 211.364.109+ 10.22*103*500*3411 = 57.864.109(đồng) * Tóm lại kết quả của 4 phương án như sau : Phương án I II III DUmaxbt% 11.86% 12.82% 13.30% DUmaxSC% 20.88% 21.55% 23.06% Z.109 (đồng) 57.553 57.586 57.864 Ta thấy phương án 1 có hàm Z nhỏ nhất và có tổn thất điện áp vận hành lúc bình thường và sự cố cũng nhỏ nhất, ngoài ra phương án này còn đảm bảo độ cung cấp điện được cao nhất và vận hành rễ nhất cho nên ta chọn phương án này là phương án hợp lí nhất về kinh tế và kĩ thuật. Chương III : lựa chọn máy biến áp, chọn sơ đồ nối dây hợp lí của các trạm hạ áp và vẽ sơ đồ mạng điện. Lựa chọn số lượng và công suất của các MBA. 1. Lựa chọn số lượng máy biến áp. Do tất cả các hộ tiêu thụ điện đều là hộ loại I, nên để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện được liên tục thì mỗi trạm biến áp, ta phải chọn 2 máy biến áp vận hành song song, mỗi máy được nối vào một phân đoạn thanh góp riêng và giữa các phân đoạn này có một máy cắt tự động đóng cắt khi cần thiết. 2. Lựa chọn công suất máy biến áp. Công suất của máy biến áp được chọn phải bảo đảm cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường lúc phụ tải cực đại. Khi có sự cố một máy biến áp phải ngừng làm việc (để sửa chữa) thì máy biến áp còn lại vẫn bảo đảm cung cấp đủ công suất cho phụ tải Do trạm có 2 máy biến áp làm việc song song, nên công suất lựa chọn mỗi máy biến áp phải thoả mãn : Trong đó : n là hệ số máy biến áp trong trạm ( n= 2) K là hệ số quá tải cho phép trong chế độ sự cố ( K = 1,4) Ví dụ : Xét phụ tải 1 có Pmax=27 (MW) ; cosj = 0,85 ị Smax=Pmax/cosj = 27/0,85 = 31.76 (MVA) -Vì đây là phụ tải loại I nên ta có : Nên ta chọn 2 máy biến áp 3 pha 2 dây quấn TPDH 25000/110 Phụ tải Smax MVA S MVA Loại MBA UN% DPn KW DPn KW Io% RB W XB W DQ0 MVAR 1 31.76 22.69 TPDH 25000/110 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 2 37.64 26.89 TPDH 32000/110 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 3 44.70 31.93 TPDH 32000/110 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 4 44.70 31.93 TPDH 32000/110 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 5 37.64 26.89 TPDH 32000/110 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 6 31.76 22.69 TDH 25000/110 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 b. sơ đồ trạm hạ áp. 1. Đối với các trạm nguồn. Dùng sơ đồ 2 hệ thống thanh góp ( liên hệ với nhau bởi máy cắt nối MCLL) Sơ đồ như sau : 2. Trạm trung gian. - Dùng sơ đồ hệ thống 2 thanh góp (a) hoặc dùng 2 phân đoạn thanh góp (b) Đến trạm cuối Sơ đồ hệ thống 2 thanh góp (a) Sơ đồ 2 phân đoạn thanh góp (b) 3. Trạm cuối. - Dùng hệ thống có 2 phân đoạn thanh góp + Nếu l ³ 70 Km thì đặt MC điện cao áp ở phía đường dây bởi vì với l lớn thì sự cố xảy ra nhiều do thao tác đóng cắt nhiều vì vậy người ta đặt MC ở cuối đường dây ( sơ đồ a) + Với l < 70 km thì đặt máy cắt điện cao áp ở phía MBA (sơ đồ b ) a. l ³70km b. l<70km Chương IV : xác định dung lượng bù kinh tế. Bù công suất phản kháng trong hệ thống điện nhằm bảo đảm điều kiện cân bằng công suấ