Download - ĐỒ ÁN LƯỚI ĐIỆN

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC

MỤC LỤC

LỜI NÓI ĐẦU 3

PHẦN 1 THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC 4

CHƯƠNG 1: PHÂN TÍCH ĐẶC ĐIỂM NGUỒN VÀ PHỤ TẢI 5

1.1 Khoảng cách các hộ phụ tải 5

1.2 Công suất các hộ phụ tải 5

1.3 Nguồn điện 6

CHƯƠNG 2 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG 8

2.1 Cân bằng công suất tác dụng 8

2.2 Cân bằng công suất phản kháng- bù công suất phản kháng 8

2.3 Xác định các chế độ vận hành của Nhà máy nhiệt điện 10

CHƯƠNG 3 DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY

TÍNH TOÁN CÁC PHƯƠNG ÁN 12

I. Dự kiến các phương án nối dây 26

II. Phương pháp chung tính toán kỹ thuật các phương án 14

2.1 Lựa chọn điện áp vận hành 14

2.2 Chọn tiết diện dây dẫn 14

2.3 Kiểm tra điều kiện kỹ thuật 14

III. Tính toán kỹ thuật các phương án 16

3.1 Phương án 1 16





CHƯƠNG 4. SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN – CHỌN PHƯƠNG ÁN 38

I . Hàm chi phí tính toán hàng năm 38

II. Chọn phương án thiết kế 42

NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN1


CHƯƠNG 5. CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH 43

5.1 Chọn số lượng, loại máy và công suất máy biến áp 43

5.2 Chọn sơ đồ nối điện chính cho hệ thống điện 44

CHƯƠNG 6. GIẢI TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 47

6.1 Thông số kỹ thuật của hệ thống 47

6.2 Chế độ phụ tải cực đại 48

6.3 Chế độ phụ tải cực tiểu 52

6.4 Chế độ sau sự cố 54

6.5 Xác định đầu phân áp cho các hộ phụ tải 56

CHƯƠNG 7. TÍNH CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ - KỸ THUẬT 59

7.1 Vốn đầu tư cho mạng điện 59

7.2 Tổn thất công suất trong mạng điện 60

7.3 Tính tổn thất điện năng trong mạng điện 60

7.4 Tính chi phí vận hành hàng năm 61

7.5 Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật 62

PHẦN II THIẾT KẾ TRẠM BIẾN ÁP 10,5/0,4KV – 100KVA 63

1. Mở đầu 64

2. Chọn MBA và sơ đồ nối điện 64

3. Chọn thiết bị điện cao áp 65

4. Chọn thiết bị điện hạ áp 67

5. Tính toán ngắn mạch 71

6. Tính toán nối đất cho trạm 76

TÀI LIỆU THAM KHẢO 79



LỜI NÓI ĐẦU

Đồ án thiết kế Hệ thống điện là một bài tập rất hữu ích đối với sinh viên

ngành Hệ thống điện. Mặc dù trong đồ án, khối lượng tính toán ít hơn và đơn

giản hơn nhiều trong thực tế. Nhưng cũng giúp sinh viên hệ thống lại các kiến

thức đã được học. Biết được các bước tiến hành khi khảo sát, tính toán, khi

thiết kế một Hệ thống điện điện hoàn chỉnh. Đáp ứng được các chỉ tiêu kinh tế -

kỷ thuật đề ra.

Sau một thời gian học hỏi và nghiên cứu, với sự giúp đỡ nhiệt tình của các

thầy cô trong khoa. Đặc biệt được sự hướng dẫn của thầy giáo TS. ĐINH

QUANG HUY. Em đã hoàn thành đồ án môn học mà Thầy đã giao. Tuy nhiên,

với kiến thức còn hạn chế, kinh nghiệm thực tiễn chưa nhiều, nên chắc chắn đồ

án của em vẫn còn nhiều thiếu sót. Vậy em rất mong sự quan tâm, chỉ bảo hơn

nữa của các Thầy, các Cô để em hoàn thành tốt đồ án môn học, cũng như

những ứng dụng thực tế sau này. Xin chân thành cảm ơn!

SV Thưc hiên: Nguyễn Thế Anh.



PHẦN I

THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC



CHƯƠNG I

PHÂN TÍCH ĐẶC ĐIỂM NGUỒN VÀ PHỤ TẢI

1.1 Khoảng cách các hộ phụ tải

Căn cứ vào sơ đồ và tỷ lệ mặt bằng đã cho, ta tính được khoảng cách các

hộ phụ tải với nhau và với nguồn như hình 1.1 sau:

1.2. Công suất các hộ phụ tải

Trong đồ án thiết kế có 8 hộ phụ tải, với tổng công suất là 234MW.

Trong đó, có 7 hộ phụ tải loại 1 và 1 hộ phụ tải (S2) là hộ loại 3. Các hộ loại 1

có yêu cầu cao về độ tin cậy cung cấp điện. Công suất các hộ phụ tải như bảng

1.2

Thời gian sử dụng công suất cực đại của các phụ tải:Tmax = 4700h. Phụ

tại cực tiểu: Pmin = 73% Pmax.

Tinh toán công suất các phụ tải.

* Phụ tải 1 :


Hình 1.1 Vị trí và khoảng cách các hộ phụ tải

1

2

5

3

8

6

4

NĐ4x50 MW

7

HTCosφ=0,8

26

19

39

34

38

23

31

24

60 km

85,4 km

100 km

53,6 km

44,7 km

36 km

40 km

63,2 km

53,6 km

41 km44,7 km

36 km44,7 km

51 km

53,3 km

50 km

41 km

36 km


P1max = 26 MW; Cosφ1= 0,85 → Q1max = P1max.tgφ1 = 26.0,62 =16,12(MVAr)

P1min = 73%P1max = 26.0,73 = 18,98 MW

Q1min = 73%Q1max =0,69.16,12 = 11,76 (MVAr)

* Các phụ tải còn lại:

Tính tương tự với các phụ tải còn lại. Ta có công suất các phụ tải còn lại

như bảng 1.2:

Bảng1. 1 Công suất các hộ phụ tải

Phụ tải S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7 S8 Tổng

Cosφ 0.85 0.8 0.9 0.9 0.9 0.85 0.9 0.85

Pmax

(MW)26 19 39 34 38 23 31 24 234

Qmax

(MVAr)16.12 14.25 18.89 16.47 18.40 14.25 15.01 14.87 128.27

Pmin

(MW)18.98 13.87 28.47 24.82 27.74 16.79 22.63 17.52 170.82

Smin

(MVAr)11.76 10.40 13.79 12.02 13.44 10.41 10.96 10.86 93.63

1.3.Nguôn điên:

. a. Nhà máy nhiêt điên:

Nhà máy nhiết điện gồm có 4 tổ máy công suất:

Pđm = 4x 50 = 200 MW, cosφ = 0,85.

Đối với Nhiệt điện công suất tự dùng của nhiệt điện thường chiếm một

lượng tương đối lớn, ta tính αtd = 8%. Như vậy:

Điện tự dùng của nhà máy là:

PTDmax = 8%.200 = 16 MW

Công suất cực đại cấp cho phụ tải:

PNđmax = 200 – 16 = 184 MW.

b. Hê thống điên:

Đối với mạng điện thiết kế, Hệ thống điện được coi là có công suất vô

cùng lớn. Hệ số công suất trên thanh góp của hệ thống là cosφHT = 0,8. Mặt

khác, vì hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên chọn hệ thống là nút cân

bằng công suất và nút cơ sở về điện áp. Ngoài ra, do hệ thống có công suất vô



cùng lớn, cho nên không cần phải dự trữ công suất trong nhà máy điện. Nói

cách khác, dự trữ công suất tác dụng và phản kháng, sẽ được lấy từ hệ thống

điện.



CHƯƠNG II: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT VÀ DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG

THỨC VẬN HÀNH CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN.

2.1 Cân băng công suât tác dung:

- Cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu

thức:

(1)

Trong đó :

là tổng công suất phát của nhà máy Nhiệt điện :

PND = 4.50 = 200(MW)

: Tổng công suất tiêu thụ của các phụ tải ; m là hệ số đòng thời :

(m lấy bằng 1)

= P1 + P2 +P3+P4+P5+P6+P7+P8 = 234(MW)

: Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện. Ta tính

bằng 5% ptΣP =5%.234 = 11,7(MW).

: Tổng công suất tự dùng của nhà máy điện :

=8% = 8%.200 = 16(MW)

: Công suất dự trữ của toàn HTĐ. Vì thanh góp hệ thống có công

suất vô cùng lớn, nên không cần đến lượng công suất dự trữ này.

Vậy ∑PHT = m∑Ppt + ∑∆Pmđ + Ptd - ∑PND

= 234 + 11,7 + 16 – 200 = 61,7(MW)

PND + PHT = 200 + 61,7 = 261,7(MW)

2.2. Cân băng công suât phản kháng- Bù sơ bộ công suât phản kháng.

Sản xuất và tiêu thụ điện năng bằng dòng điện xoay chiều đòi hỏi sự cân

bằng giữa điện năng sản suất 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. Phá hoại 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 tiêu thụ thì điện áp

trong mạng sẽ tăng, ngược lại nếu thiếu công suất phản kháng thì 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 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

Được tính theo công thưc:

(2)

Trong đó :

: là tổng công suất phản kháng do Nhà máy Nhiệt điện

: là tổng công suất phản kháng của Hệ thống :

: là tổng công suất phản kháng tiêu thụ của phụ tải, m là hệ số

đồng thời: m lấy bằng 1:

= Q1+Q2+Q3+Q4+Q5+Q6+Q7+Q8 = 128,27(MVAr)

: Tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây.

: Tổng công suất phản kháng do đường dây sinh ra

Trong thiết kế sơ bộ ta coi . =

: là tổng tổn thất công suất phản kháng trong các trạm biến áp.

Trong thiết kế thường lấy = 15%∑QPT.= 15%.128,27 =19,24(MVAr)

: Tổng công suất phản kháng tự dùng của Nhiệt điện.

= =16.0,62= 9,92(MVAr)

Từ (2) Ta có lượng công suất phản kháng cần bù là :

Qb = QND + QHT - (m∑Qpt + ∑QBA +∑Qtd) = 124 + 46,28 – (128,27 + 19,24 + 9,92) = - 12,85(MVAr)<0

Kết luận: Không phải bù công suất phản kháng.

2.3 Xác định sơ bộ các chế độ vận hành của nhà máy Nhiêt điên:

a). Chế độ phụ tải cực đại:

Nhà máy nhiết điện gồm có 3 tổ máy. Công suất Pđm = 3x50 MW, cosφ =

0,8



Đối với Nhiệt điện công suất phát kinh tế vào khoảng 85%Pđm. Do đó khi thiết kế lưới điện, ta chọn công suất phát kinh tế. Nghĩa là:

Ở chế độ phụ tải cực đại, công suất phát kinh tế của Nhà máy là:

PFkt = 85%.4.50 = 170(MW)

Công suất tự dùng (αtd = 8%)

Công suất phát lên hệ thống:

PFvht = PFkt – Ptd = 170 – 14,56 = 155,44 (MW)

QFkt = 155,44.0,62 = 96,37 (MVAr)

Vì công suất của nhà máy cấp cho phụ tải phải qua MBA tăng áp, nên có

tổn thất công suất phản kháng qua MBA. Tổn thất này, trong thiết kế được tính

bằng 15% công suất phản kháng truyền tải qua MBA:

∆Qba = 15%.96,37 = 14,45 (MVAr)

Công suất phản kháng cấp cho hệ thống còn:

Qvht = 96,37 – 14,45 = 81,92 (MVAr)

Công suất lấy từ hệ thống là:

PHT = (∑Ppt + 5%∑Ppt ) – (∑PFkt – Ptd)

= (234 + 5%.234) – ( 170 – 14,56) = 90,26(MW)

b). Chế độ sự cố 1 tổ máy:

Khi sự cố 1 tổ máy, 3 tổ máy còn lại phát với công suất định mức:

PFsc = 3.50 = 150 (MW)

Ptd = 8%.150 = 12(MW)

Công suất phát cho phụ tải:

PFHT = PFsc – Ptd = 150 – 12 = 138(MW)

QFsc = PFsc tgφF – ∆Qba

= 138.0,62 – 0,15.138.0,62 = 72,73(MVAr)


PHT = (∑Ppt + 5%∑Ppt ) – (∑PFsc – Ptd)

= (234 + 5%.234) – ( 150 – 12) = 117,7(MW)

c) Chế độ cực tiểu:

Trong chế độ cực tiểu, ta cho dừng 1 tổ máy để sữa chữa. 3 tổ máy còn

lại phát với công suất kinh tế. Vậy:



PFminKT = 0,85.3.50 = 127,5 (MW)

Công suất phát lên hệ thống:

PFvht = PFminKT – Ptd = 127,5 – 10,92 = 116,58(MW)

Qvht = 116,58.0,62 – 15%116,58.0,62 = 61,44(MVAr)


PHT = (∑Pptmin + 5%∑Pptmin ) –∑PFvht

= (170,82 + 5%.170,82) – 115,58 = 63,78(MW)



CHƯƠNG III

DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY TÍNH TOÁN KỸ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN

I . Dự kiến các phương án nối dây:

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 và an toàn trong vận hành, khả năng phát triển trong

tương lai và tiếp nhận các phụ tải mới.

Để đưa ra các phương án nối dây ta dựa vào 3 yếu tố:

+ Vị trí địa lý của các nguồn cung cấp và các hộ phụ tải.

+ Công suất các nguồn và phụ tải.

+ Nhu cầu cung cấp điện của các hộ phụ tải: Trong đồ án này có 8 hộ

phụ tải, phụ tải 4 là hộ loại 3, không yêu cầu cao về độ tin cậy cung cấp điện.

Do đó ta cấp cho hộ phụ tải này bằng một mạch đơn. Các hộ còn lại là hộ loại

1, đòi hỏi cao về độ tin cậy cung cấp điện. Do đó ta cấp bằng đường dây mạch

kép, hay mạch vòng.

Để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cho phụ tải và sự làm việc ổn định

của nhà máy, thì Nhà máy phải liên lạc với hệ thống ít nhất bằng 1 đường dây

kép hoặc 2 mạch đơn.

Để giảm tổn thất thì các phụ tải sẽ được thiết kế để nhận công suất từ

nguồn gần nhất (có thể). Các phụ tải gần nhà máy được cấp điện từ nhà máy.

Xuất phát từ những nhận xét trên. Ta dự kiến nhiều phương án nối dây.

Nhưng sau khi đánh giá sơ bộ, ta loại bỏ một số phương án có thể nhìn thấy

được những nhược điểm so với các phương án khác. Còn lại 5 phương án. Ta

tính toán, so sánh kinh tế - kỹ thuật để tìm phương án thiết kế hợp lý nhất trong

số các phương án đã đưa ra.

Sơ đồ nối dây của các phương án như sau:




1

2

5

3

8

4

67

NĐHT

26

19

38

34

23

39

24

31

Hình 2.1.a Sơ đồ nối dây của PA 1

1

2

5

3

8

4

67

NĐHT

26

19

38

34

23

39

24

31

Hình 2.1.b Sơ đồ nối dây của PA 2

1

2

5

3

8

4

67

NĐHT

26

19

38

34

23

39

24

31

Hình 2.1.d Sơ đồ nối dây của PA 4

1

2

5

3

8

4

67

NĐHT

26

19

38

34

23

39

24

31

Hình 2.1.c Sơ đồ nối dây của PA 3

1

2

5

3

8

4

67

NĐHT

26

19

38

34

23

39

24

31

Hình 2.1.e Sơ đồ nối dây của PA 5

Hình 2.1 Dư kiến các phương án nối dây của Hê thống


II. Phương pháp chung tinh toán kỹ thuật các phương án.

2.1 Chọn cấp điên áp vận hành:

Điện áp vận hành càng cao thì càng giảm tổn thất truyền tải. Nhưng

điện áp cao thì mức đầu tư cho mạng điện sẽ rất cao. Trong thiết kế mạng điện

việc lựa chọn điện áp vận hành được chọn theo công thức kinh nghiệm sau:

(3.1)

Trong đó:

U: là điện áp vận hành kinh tế (kV)

L: Khoảng cách truyền tải của đoạn đường dây thứ (km);

P: Công suất cực đại truyền tải trên đoạn đường dây đó (MW).

2.2: Chọn tiết diên đường dây:

- Đối với lưới điện khu vực. Tiết diện của dây dẫn được chọn theo mật

độ dòng điện kinh tế:

(3.2)

Trong đó : - P, Q: Công suất tác dụng và phản kháng cực đại truyền tải trên đường

dây.(MW và MVAr)- U : điện áp vận hành của đường dây, (kV)- n : số mạch của đường dây.- Jkt : mật độ dòng điện kinh tế (A/mm2). Với Tmax = 4750 thì ta chon jkt = 1,1 (A/mm2).

Sau khi tính được Fkt Chọn tiết diện dây tiêu chuẩn gần nhất.

2.3 Kiểm tra điều kiên kỹ thuật:

Sau khi chọn được tiết diện dây tiêu chuẩn, cần kiểm tra các điều kiện kỹ

thuật trong điều kiện làm việc bình thường và các trường hợp sự cố sau:

Đối với các đường dây mạch kép ta kiểm tra khi sự cố một mạch.

Đối với mạch vòng thì kiểm tra khi mạch bị hở ở trạng thái nặng nhất đối

với nhánh cần kiểm tra.

Riêng đối với các nhánh thuộc mạch liên hệ giữa Nhà máy với Hệ thống,



cần kiểm tra thêm trường hợp sự cố một tổ máy lớn nhất, trong khi các tổ máy

còn lại phát với công suất định mức.

Các nhánh liên thông sẽ kiểm tra tổn thất điện áp ở nút xa nhất.

Độ bền cơ học và tổn thất vầng quang:

Để đảm bảo độ bền cơ học ta sử dụng dây nhôm lõi thép: Dây AC.

Để không phát sinh vầng quang thì:

Ở cấp điện áp 110kV: Fmin ≥ 70mm2

Ở cấp điện áp 220kV: Fmin ≥ 240mm2

Như vậy, nếu dây dẫn là loại AC có tiết diện tối thiểu đáp ứng được điều kiện trên theo từng cấp điện áp, thì đã thõa mãn điều kiện độ bền cơ và tổn thất vầng quang.

Điều kiên phát nóng:

Để đảm bảo độ phát nóng dây dẫn không quá mức cho phép thì dòng

điện chạy trên dây dẫn không được vượt quá dòng điện cho phép của dây dẫn

đó: Ilv max ≤ Icp

Trong đó : Ilv max là dòng điện làm việc lớn nhất chạy qua dây dẫn.

Điều kiên tổn thất điên áp:

+ Trong điều kiện bình thường:∆Ubtmax% ≤ 10%

+ Trong điều kiện sự cố:∆Uscmax% ≤ 20% :

(3.3)

Trong đó: + P: Công suất tác dụng truyền tải trên đường dây: (MW).

+ Q: Công suất phản kháng truyền tải trên đường dây: (MVAr).

+ U: điện áp làm việc của đường dây: (kV)

+ R: Điện trở đường dây: (Ω)

+ X: Điện kháng đường dây: (Ω)



III. Tinh toán kỹ thuật các phương án:

3.1 Phương án 1:

a. Phân bố công suất trên các nhánh :

Xét nhánh HT-7:

Ta có sơ đồ biểu diễn nhánh HT-7:

Sơ đồ thay thế nhánh HT-7

SHT-7 = Spt7 + ∆SHT-7

= Spt7 + (∆PHT-7 + j(∆QL - QC + ∆Qba)

Trong thiết kế sơ bộ ta tính:

∆PHT-7 = 5%Ppt7 ; ∆QL = QC ; ∆Qba = 15%Qpt7

Do đó: SHT-7 = (Ppt7 + jQpt7)+ (5%Ppt7 + 15%jQpt7)


1

2

5

3

8

4

67

NĐHT

26+j16,12

19+j14,25

38+j18,4

34+j16,47

23+j14,25

39+j18,89

24+j14,87

31+j15,01

Hình 2.2 Sơ đồ nối dây và phân bố công suất của PA 1

S7 = 31 + j15,01Xd Rd XbaRba

QcQc ∆S0=∆P0 + jQ0

HT 7


Như vậy: SHT-7 = 1,05Ppt7 + j1,15Qpt7

= 1,05.31 + j1,15.15,01 = 32,55 + j17,26(MVAr).

Tổng quát ta có: SNi = 1,05Ppti + j1,15Qpti

Các nhánh hình tia còn lại tính tương tự, ta được kết quả như bảng 3.1

Nhánh HT-3-NĐ:

PNĐ-3 = PNĐkt – 1,05(P1 + P2 + P4 + P5 + P6)

= 155,44 – 1,05(26+19+34+38+23) = 8,44

PHT-3 = 1,05P3 – PNĐ-3 = 1,05.39 – 8,44 = 32,51 (MW)

QNĐ-3 = Qvht – 1,15(Q1 + Q2 + Q4 + Q5 + Q6)

= 81,92 – 1,15(16,12+14,25+16,47+18,4+14,25) = - 1,49(MVAr)

Tổng kết ta có công suất chạy trên các nhánh ở chế độ cực đại của

phương án 1 như bảng 3.1:

Bảng 3.1 Công suất tải trên các nhánh của phương án 1

Nhánh NĐ-1 1 - 2 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 NĐ-3 HT-3 HT-7 HT-8

P (MW) 47.25 19.95 35.7 39.9 24.15 8.44 31.25 32.55 25.20

Q(MVA) 34.91 16.39 18.94 21.15 16.39 -1.49 23.21 17.26 17.10

L (km) 44.7 36 53.9 100 60 85.4 51 53.3 50

b. Lựa chọn điên áp vận hành:

Việc lựa chọn điện áp vận vận hành kinh tế của 1 đường dây. Được chọn

theo công thức kinh nghiệm:

(kV) (3.2)

Trong đó:

Li: Khoảng cách truyền tải của đoạn đường dây thứ i (km);

Pi: Công suất cực đại truyền tải trên đoạn đường dây thứ i (MW).

Thay các số liệu từ bảng 3.1 vào công thức (3.2) ta tính được điện áp tính

toán cho các nhánh kết quả ở bảng 3.2:

Bảng 3.2 Điện áp tính toán các nhánh đường dây



Nhánh NĐ-1 1-2 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 NĐ-3 HT-3 HT-7 HT-8

P (MW) 47.25 19.95 35.7 39.9 24.15 8.44 31.25 32.55 25.2

L (km) 44.7 36 53.9 100 60 85.4 51 53.3 50

U(kV) 123 82 109 118 92 64 102 104 92

Từ kết quả của bảng trên ta chọn điện áp của lưới là Uđm = 110 kV.

c. Chọn tiết diên dây cho các nhánh:

Nhánh HT-7:

Chọn Ftc AC-70 có: Icp = 265A; ro = 0,46Ω/km;

xo = 0,44Ω/km; b0 = 2,58.10-6S/km.

=> Zd = (ro + jx0).L = (0,46 + j0,44).53,3 = 12,26 + j11,73 (Ω).

Các nhánh còn lại:

Từ số liệu ở bảng 3.1 Tính tương tự như nhánh HT-7, ta được tiết diện

dây theo điều kiện kinh tế cho các nhánh của phương án 1 như bảng 3.3

Bảng 3.3 Thông số các nhánh của PA1 chọn theo mật độ dòng điện kinh tế

Nhánh nL

(km)Pmax

(MW)Qmax

(MVAr)Imax

(A)Fkt

(mm2)Ftc

(AC)Icp

(A) R(Ω) X(Ω)

NĐ-1 2 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39

1-2 1 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12

NĐ-4 2 60 35.70 18.94 96 88 95 330 9.90 12.90

NĐ-5 2 53.6 16.40 21.15 64 58 70 265 12.33 11.79

NĐ-6 2 85.4 24.15 16.39 70 63 70 265 19.64 18.79

NĐ-3 2 100 8.44 -1.49 20 19 70 265 23.00 22.00

HT-3 2 51 22.60 23.21 77 70 70 265 11.73 11.22

HT-7 2 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73

HT-8 2 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00

d. Kiểm tra điều kiên kỹ thuật:

Kiểm tra điều kiên độ bền cơ và tổn thất vầng quang:



Điều kiện độ bền cơ và tổn thất vầng quang đã đạt, khi ta chọn tất cả dây AC

có Ftc ≥ 70mm2

Kiểm tra điều kiên phát nóng:

Từ bảng 3.3 ta thấy, tiết diện dây chọn theo mật độ dòng điện kinh tế

luôn thõa mãn điều kiện phát nóng đối với các nhánh hình tia (vì 2Imax < Icp). Do

đó ta không cần kiểm tra phát nóng đối với mạch dạng này khi tiết diện dây

chọn theo mật độ dòng điện kinh tế.

Riêng đối với các nhánh thuộc mạch liên hệ giữa nhà máy với hệ thống

(Nhánh HT-3-NĐ), ta sẽ kiểm tra thêm trường hợp sự cố một tổ máy, các tổ

máy còn lại phát với công suất định mức:

Kiểm tra điều kiên tổn thất điên áp:

Nhánh liên lạc với hê thống:

+ Nhánh HT-3:

+ Nhánh NĐ-3:

o Điện áp trên thanh góp Nhiệt điện:

UNĐbt = UHT - ∆UHT-3 + ∆UNĐ-3 = 110 – 3,53 + 1,1 = 107,57(%)

UNĐsc = UHT - ∆UHT-3sc + ∆UNĐ-3 = 110 – 7,06 + 1,1 = 104,04(%)

Nhánh HT-7:

.

Các nhánh còn lại:

Tính tương tự, ta được kết quả tính tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình

thường và trong chế độ sự cố một nhánh, của đường dây mạch kép ở bảng 3.4

Trường hợp sự cố một tổ máy:



Ta kiểm tra kỹ thuật nhánh liên lạc giữa nhà máy với hệ thống, trường

hợp sự cố một tổ máy, trong khi 3 tổ máy còn lại phát với công suất định mức.

Ở chương 2 ta đã tính được công suất phát vào hệ thống của Nhà máy ở chế độ

sự cố là: PNĐsc = 138 MW; QNĐsc = 81,92MVAr.

Phân bố công suất tác dụng:

Công suất Nhiệt điện truyền vào nhánh NĐ-3:

PNĐ-3 = PNĐsc – 1,05(Ppt1 + Ppt2 + Ppt4 + Ppt5 + Ppt6 )

= 138 – 1,05(26+19+34+38+23) = - 9(MW) (công suất nhận từ

hệ thống về)

Công suất Hệ thống truyền vào nhánh HT-3:

PHT-3 = 1,05P1 - PNĐ-6

= 1,05.39 + 9 = 49,95 (MW).

Phân bố công suất phản kháng:

Công suất phản kháng phát vào nhánh NĐ-3:

QNĐ-3 = QNĐsc – 1,15(Qpt1 + Qpt2 + Qpt4 + Qpt5 + Qpt6)

= 72,73–1,15(16,12+14,25+16,47+14,25+18,4) = - 18,68(MVAr). (nhận từ

hệ thống về)

Công suất phản kháng trên nhánh HT-1:

QHT-1 = 1,15.Qpt3– Qnđ-3

= 1,15.18,89 + 18,68) = 40,4(MVAr)

Ta được phân bố công suất nhánh liên lạc với hệ thống như hình 3.2

Kiểm tra kỹ thuật:

+ Nhánh HT-3:


HT 3

NĐ

39+ j18,89

9 + j19,68 49,95+ J40,4

Hình 3.2 Phân bố công suất trên nhánh HT-3-NĐ trường hợp sự cố 1 tổ máy


+ Nhánh NĐ-3:

Vậy tổn thất điện áp tại nút 3

∆Upt3sc = ∆UHT-3 = 7,1% < ∆Ucp = 20%

Điên áp tại thanh cái cao áp Nhiêt điên:

UNĐ % = UHT - ∆UHT-3 - ∆U3-NĐ

= 110% – 7,1% + 4,37% = 98,53%

Tổng kết, ta có thông số kỹ thuật các nhánh của phương án 1 như bảng 3.4

Bảng 3.4 Thông số kỹ thuật các nhánh đường dây phương án 1

Nhánh L (km)

P(MW)

Q(MVAr)

Imax

(A)Fkt

(mm2)Ftc

(AC)Icp(A) R(Ω) X(Ω) ΔUbt% ΔUsc%

NĐ-1 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39 4.26 8.52

1-2 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12 3.07

NĐ-4 60 35.70 18.94 96 88 95 330 9.90 12.90 4.08 8.17

NĐ-5 53.6 16.40 21.15 64 58 70 265 12.33 11.79 3.08 6.17

NĐ-6 85.4 24.15 16.39 70 63 70 265 19.64 18.79 5.34 10.69

NĐ-3 100 8.44 -1.49 20 19 70 265 23.00 22.00 1.10 2.20

HT-3 51 31.25 23.21 93 84 95 330 8.42 10.97 3.53 7.07

HT-7 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73 4.11 8.22

HT-8 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00 3.26 6.53

Từ bảng 3.4 ta thấy: Tổn thất điện áp đến điểm thấp nhất trong hệ thống là nút

2 có giá trị là: ∆Umaxbt = ∆Upt2 = ∆UHT-3 - ∆U3-NĐ +∆UNĐ-1 +∆U1-2

= 3,53 – 1,1 + 4,26 + 3,07 = 9,76% < ∆Ucp = 10%.

∆Umaxcs = ∆Upt2 = ∆UHT-3 +∆U3-NĐ +∆UNĐ-1 +∆U1-2

= 5,9 + 4,37 + 4,26 + 3,07 = 17,6% < ∆Ucp = 20%.

Kết luận:

Các nhánh đường dây của phương án 1 đã chọn đảm bảo yêu cầu kỹ thuật.



3.2 Phương án 2

Phương án 2 chỉ khác phương án 1 nhánh NĐ-6-3-HT. Do đó ta chỉ xét

riêng cho 3 nhánh này.

a./Sơ đô kết nối và phân bố công suất như hinh dưới đây:


PNĐ-6 = PNĐkt – 1,05(P1 + P2 + P4 + P5)

= 155,44 – 1,05(26 + 19 + 34 + 38) = 32,59 (MW)

P6-3 = PNĐ-6 – 1,05P6 = 32,51 – 1,05.23 = 8,36 (MW)

PHT-3 = 1,05P3 – P6-3 = 1,05.39 – 8,36 = 32,59


QNĐ-6 = Qvht – 1,15(Q1 + Q2 + Q4 + Q5 )

= 81,92 – 1,15(16,12+14,25+16,47+18,4) = 6,89(MVAr)

QHT-3 = 1,15(Q3 + Q6) - QNĐ-6

= 1,15(14,25+18,89) – 6,89 = 31,22(MVAr)

Q6-3 = 1,15Q3 – QHT-3 = 1,15.18,89 – 31,22 = - 21,72(MVAr)

Tổng kết ta có công suất chạy trên các nhánh ở chế độ cực đại của

phương án 2 như bảng 3.5:


1

2

5

3

8

4

67

NĐHT

26+j16,12

19+j14,25

38+j18,4

34+j16,47

23+j14,25

39+j18,89

24+j14,87

31+j15,01


32,59+j14,9032,51 + j23,21

8,36 – j1,49



Nhánh NĐ-1 1 - 2 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 6-3 HT-3 HT-7 HT-8

P (MW) 47.25 19.95 35.7 39.9 32.59 3.36 32.59 32.55 25.20

Q(MVA) 34.91 16.39 18.94 21.15 6.89 -21.72 23.21 17.26 17.10

b. Chọn tiết diên dây:

Ta chỉ tính toán và kiểm tra đối với các nhánh NĐ-6-3-HT. Các nhánh

còn lại như phương án 2. Kết quả như bảng 2.6


NhánhL

(km)Pmax

(MW)Qmax

(MVAr)Imax

(A)Fkt

(mm2)Ftc

(AC)Icp

(A) R(Ω) X(Ω)

NĐ-1 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39

1-2 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12

NĐ-4 60 35.70 18.94 96 88 95 330 8.88 11.57

NĐ-5 53.6 39.90 21.15 108 98 95 330 9.90 12.90

NĐ-6 85.4 32.59 6.89 79 72 70 265 19.44 18.59

6-3 36 3.36 -21.72 52 48 70 265 8.28 7.92

HT-3 51 32.59 23.21 95 87 95 330 8.42 10.97

HT-7 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73

HT-8 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00

Kiểm tra điều kiên tổn thất điên áp:

Nhánh liên lạc với hê thống:

+ Nhánh HT-3:

+ Nhánh 6-3:

+ Nhánh NĐ-6:

Tổn thất điện áp tại nút thấp nhất: Theo chiều phân bố công suất nút 6 là

nút có điện áp thấp nhất. Vậy :



Trong chế độ bình thường

Trong chế độ sự cố nhánh HT-3

Điện áp tại thanh cái cao áp nhiệt điện:

UNĐ = UHT - ∆UHT-3 + ∆U6-3 +∆UNĐ-6

= 110 – 4,36 – 1,19 + 6,29 = 110,74%

Kiểm tra trường hợp sự cố một tổ máy:

Trường hợp sự cố ngừng một tổ máy, 3 tổ máy còn lại phát với công suất định mức.


PNĐ-6 = PNĐsc – 1,05(P1 + P2 + P4 + P5)

= 138 – 1,05.117 = 15,15 (MW)

PHT-3 = 1,05(P3 + P6) – PNĐ-3

= 1,05(39 + 23) – 15,15 = 52,95 (MW)

P3-6 = PHT-3 - 1,05P3 = 52,95 – 1,05.39 = 12 (MW)


QNĐ-6 = QNĐsc – 1,15(Q1 + Q2 + Q4 + Q5 )

= 72,73 – 1,15(16,12+14,25+16,47+18,4+) = 5,71 (MVAr)

QHT-3 = 1,15(Q3 + Q6) - QNĐ-6

= 1,15(14,25+18,89) – 5,71 = 32,4 (MVAr)

Q6-3 = 1,15Q6 – QHT-3 = 1,15.14,25 – 5,71 = 10,68(MVAr)

Ta có kết quả phân bố công suất trên các nhánh như trên hình sau:


+ Nhánh NĐ- 6:


NĐ 6 3

HT

23 + j14,25 39+ j18,89

15,15 +j5,71 12 + j10,68 52,95+ j32,4

Phân bố công suất trường hợp sự cố một tổ máy


Nhánh 3- 6:

+ Nhánh HT-3:


∆Upt6sc = ∆UHT-3 + ∆U6-6 = 5,44 + 2,09 = 7,53% < ∆Ucp = 20%


UNĐ % = UHT - ∆UHT-3 - ∆U3-6 + ∆UNĐ-6

= 110% – 5,44% - 2,09% + 1,28 = 103,75%

Tổng kết ta có thông số kỹ thuật các nhánh của phương án 2 như bảng 3.6:


Nhánh L (km)

P(MW)

Q(MVAr)

Imax

(A)Fkt

(mm2)Ftc


NĐ-1 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39 5.15 10.30

1-2 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12 3.71 -

NĐ-4 53.8 35.70 18.94 96 88 95 330 8.88 11.57 4.43 8.86

NĐ-5 60 39.90 21.15 108 98 95 330 9.90 12.90 5.52 11.04

NĐ-6 84.5 32.59 6.89 79 72 70 265 19.44 18.59 6.29 12.59

6-3 36 3.36 -21.72 52 48 70 265 8.28 7.92 -1.19 -2.38

HT-3 51 32.51 23.21 95 87 95 330 8.42 10.97 4.36 8.73

HT-7 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73 4.97 9.94

HT-8 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00 3.95 7.90

ΔUmaxbt = ΔUpt2 = ΔUHT-3 – ΔU3-6 - ΔUNĐ-6 + ΔUNĐ-1 + ΔU1-2 = 4,36 + 1,19 - 6,29 + 5,15 + 3,71 = 8,12% < ΔUcp = 10%

ΔUmaxsc= ΔUpt2 = ΔUHT-3 – ΔU3-6 - ΔUNĐ-6 + ΔUNĐ-1cs + ΔU1-2 = 4,36 + 1,19 - 6,29 + 10,3 + 3,71 = 13,27% < ΔUcp = 20%

Kết luận: Các nhánh đường dây của phương án 2 đã chọn đảm bảo yêu cầu kỹ thuật.3.3 Phương án 3



Phương án 3 chỉ khác phương án 2 ở Nhánh NĐ-5-3-HT. Do đó ta chỉ

chọn tiết diện dây, kiểm tra kỹ thuật đối với các nhánh thuộc mạch này. Các

nhánh còn lại giữ nguyên như phương án 2.

a./ Sơ đô kết nối và phân bố công suất như hinh dưới đây:

Phân bố công suất trên các nhánh của vòng NĐ-5-3-HT:

Tính tương tự như 2 phương án đã xét. Ta tính được phân bố công suất

trên các nhánh liên lạc giữa nhà máy và hệ thống như sau:


PNĐ-5 = PNĐkt – 1,05(P1 + P2 + P4 + P6)

= 155,44 – 1,05(26 + 19 + 34 + 23) = 48,34 (MW)

P5-3 = PNĐ-5 – 1,05P5 = 48,34 – 1,05.38 = 8,44 (MW)

PHT-3 = 1,05P3 – P5-3 = 1,05.39 – 8,44 = 32,51 (MW)


QNĐ-5 = Qvht – 1,15(Q1 + Q2 + Q4 + Q6 )

= 81,92 – 1,15(16,12+14,25+16,47+14,25) = 11,67(MVAr)

QHT-3 = 1,15(Q3 + Q5) - QNĐ-6

= 1,15(18,4+18,89) – 11,67 = 31,22(MVAr)


1

2

5

3

8

4

67

NĐHT

26+j16,12

19+j14,25

38+j18,40

34+j16,47

23+j14,25

39+j18,89

24+j14,87

31+j15,01


48,34 + j11,6732,51 + j31,22

8,44 – j9,49


Q5-3 = 1,15Q3 - QHT-3 = 1,15.18,89 – 31,22 = - 9,49(MVAr)

Tổng kết ta có công suất chạy trên các nhánh của phương án 3 như bảng 3.7:


Nhánh NĐ-1 1 - 2 NĐ-4 NĐ-6 NĐ-5 5-3 HT-3 HT-7 HT-8

P (MW) 47.25 19.95 35.7 24.15 48.34 8.44 32.51 32.55 25.20

Q(MVA) 34.91 16.39 18.94 16.39 11.67 -9.49 31.22 17.26 17.10


Chọn theo mật độ dòng điện kinh tế ta được kết quả tiết diện của các

nhánh của phương án 3 như bảng sau.


Nhánh nL

(km)Pmax

(MW)Qmax

(MVAr)Imax

(A)Fkt

(mm2)Ftc

(AC)Icp

(A) R(Ω) X(Ω)

NĐ-1 2 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39

1-2 1 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12

NĐ-4 2 60 35.70 18.94 96 88 95 330 9.90 12.90

NĐ-6 2 85.4 24.15 16.39 70 63 70 265 19.64 18.79

NĐ-5 2 53.6 48.34 11.67 119 108 120 380 7.50 11.26

5-3 2 53.6 8.44 -9.49 30 28 70 265 12.33 11.79

HT-3 2 51 32.51 31.22 108 98 95 330 8.42 10.97

HT-7 2 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73

HT-8 2 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00

C .Kiểm tra điều kiên kỹ thuật:

Kiểm tra tổn thất điên áp:

Ta kiểm tra trường hợp sự cố ngừng một tổ máy, 3 tổ máy còn lại phát

với công suất định mức.


PNĐ-5 = PNĐsc – 1,05(P1 + P2 + P4 + P6)

= 138 – 1,05(26 + 19 + 34 + 23) = 30,9 (MW)

PHT-3 = 1,05(P3 + P5) – PNĐ-3

= 1,05(38 + 39) – 15,15 = 49,95 (MW)

P3-5 = PHT-3 - 1,05P5 = 49,95 – 1,05.39 = 9 (MW)




QNĐ-5 = QNĐsc – 1,15(Q1 + Q2 + Q4 + Q6 )

= 72,73 – 1,15(16,12+14,25+16,47+14,25) = 2,48 (MVAr)

QHT-3 = 1,15(Q3 + Q5) - QNĐ-6

= 1,15(18,4+18,89) – 2,48 = 40,40 (MVAr)

Q3-5 = QHT-3 – 1,15Q5 = 40,4 - 1,15.18,89 = 18,68(MVAr)

Ta có kết quả phân bố công suất như trên hình sau:


+ Nhánh NĐ- 5:

Nhánh 3- 5:

+ Nhánh HT-3:


∆Upt5sc = ∆UHT-3 + ∆U3-5 = 5,9 + 2,26 = 8,16% < ∆Ucp = 20%


UNĐ % = UHT - ∆UHT-3 - ∆U3-6 + ∆UNĐ-6


NĐ 5 3

HT

38 + j18,4 39+ j18,89

30,9 +j2,48 9 + j18,68 49,95+ j40,4



= 110% – 5,9% - 2,26% + 1,96 = 103,8%

Tổng kết ta được thông số kỹ thuật của phương án 3 như sau:


Nhánh L (km)

P(MW)

Q(MVAr)

Imax

(A)Fkt

(mm2)Ftc


NĐ-1 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39 5.15 10.30

1-2 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12 3.71 -

NĐ-4 60 35.70 18.94 96 88 95 330 9.90 12.90 4.94 9.88

NĐ-6 85.4 24.15 16.39 70 63 70 265 19.64 18.79 6.47 12.93

NĐ-5 53.6 48.34 11.67 119 108 120 380 7.50 11.26 4.08 8.17

5-3 53.6 8.44 -9.49 30 28 70 265 12.33 11.79 -0.06 -0.13

HT-3 51 32.51 31.22 108 98 95 330 8.42 10.97 5.09 10.18

HT-7 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73 4.97 9.94

HT-8 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00 3.95 7.90

ΔUmaxbt = ΔUpt2 = ΔUHT-3 – ΔU3-6 - ΔUNĐ-6 + ΔUNĐ-1 + ΔU1-2 = 5,09 + 0,06 – 4,08 + 5,15 + 3,71 = 9,93% < ΔUcp = 10%

ΔUmaxsc = ΔUpt2 = ΔUHT-3 + ΔU3-6 - ΔUNĐ-6 + ΔUNĐ-1 + ΔU1-2 = 5,09 - 0,06 – 4,08 + 10,30 + 3,71 = 14,96% < ΔUcp = 20% (Trường hợp sự nhánh NĐ-1)

Kết luận: Các nhánh đường dây của phương án 3 đã chọn đảm bảo yêu cầu kỹ thuật.

3.4. Tinh toán cho phương án 4

a) Sơ đô nối dây và phân bố công suất:

Phương án 4 chỉ khác phương án 3 nhánh NĐ-4-6. Do đó ta chỉ xét riêng

cho nhánh này:


1

2

5

3

8

46

7

NĐHT

26+j16,12

19+j14,25

38+j18,40

34+j16,47

23+j14,25

39+j18,89

24+j14,87

31+j15,01



Ta tính được phân bố công suất trên nhánh NĐ-4-6 Như trên hình sau:

Chọn tiết diên dây:

Dòng điện trên nhánh NĐ-4:

Ta chọn dây AC-150.

Có: Icp = 450A; ro = 0,17Ω/km; xo = 0,41Ω/km; bo = 2,69.10-6S/km

ZNĐ-4 = ½60(0,17 + j0,41) = 5,1 + j 12,3Ω.

Nhánh 4-6 chọn tiết diện dây như nhánh NĐ-6 ở phương án 1:

Dây AC 70:

Z4-6= ½.44,7(0,46 + j0,44) = 10,28 + j 9,83 Ω

Kiểm tra điều kiên phát nóng:

Khi sự cố 1 mạch trong nhánh thì dòng trên nhánh còn lại tăng lên gấp

đôi. Từ dòng điện làm việc max và dòng điện cho phép của dây dẫn, ta thấy:

khi sự cố dòng điện max sự cố cũng nhỏ hơn dòng điện cho phép. Do đó dây

dẫn đã chọn đảm bảo ổn định nhiệt.

Kiểm tra tổn thất điên áp:

Ta xét đến tổn thất tại đến phụ tải 6:

Trường hợp làm việc bình thường:


NĐ 4 6

34+j16,47 23+j14,25

59,85+j35,33 24,15+j16,39


Trường hợp sự cố:

Các trường hợp sự cố đã xét ở phần phát nóng:

+ Trường hợp sự cố một mạch của nhánh NĐ-4:

+ Trường hợp sự cố một mạch của nhánh 4-6:

Ta được kết quả tính toán tiết diện dây các nhánh phương án 4 như sau:


NhánhL

(km)Pmax

(MW)Qmax

(MVAr)Imax

(A)Fkt

(mm2)Ftc

(AC)Icp

(A)R(Ω) X(Ω) ΔUbt% ΔUsc%

NĐ-1 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39 5.15 10.30

1-2 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12 3.71 7.42

NĐ-4 60 59.85 35.33 166 151 150 450 5.10 12.30 6.11 12.23

4-6 44.7 24.15 16.39 70 63 70 265 10.28 9.83 2.79 5.58

NĐ-5 53.6 48.34 11.67 119 108 120 380 7.50 11.26 4.08 8.17

5-3 53.6 8.44 -9.49 30 28 70 265 12.33 11.79 -0.06 -0.13

HT-3 51 32.51 31.22 108 98 95 330 8.42 10.97 5.09 10.18

HT-7 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73 4.97 9.94

HT-8 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00 3.95 7.90

Giá trị âm trên bảng thể hiện chiều tổn thất ngược với hướng biếu diễn chiều

công suất trên hình phân bố công suất

ΔUmaxbt = ΔUNĐ-4-6 = 6,11+ 3.38 = 9,49% < ΔUcp = 10%ΔUmaxsc = ΔUNĐ-4-6 = 12,23 + 3.38 = 15,6% < ΔUcp = 20%


3.5. Tinh toán cho phương án 5

a. Sơ đô nối dây và phân bố công suất:

Phương án 5 ta chỉ chọn tiết diện dây cho các nhánh trên mạch liên lạc

giữa nhà máy với Hệ thống. Các nhánh còn lại đã được xét từ những phương án

trước.

Phân bố công suất trên các nhánh:

PNĐ-5 = PNĐkt – 1,05(P1 + P2 + P4)



= 155,44 – 1,05(26 + 19 +34) = 72,49 (MW)

P5-3 = PNĐ-5 - 1,05P5 = 72,49 – 1,05.38 = 32,59(MW)

PHT-3 = 1,05(P3 + P6 + P7 ) – P5-3

= 1,05(39 + 23 + 31) – 32,59 = 65,06 (MW)

QNĐ-5 = Qvht – 1,15(Q1 + Q2 + Q4)

= 81,92 – 1,15(16,12+14,25+16,47) = 28,05(MVAr)

Q5-3 = QNĐ-5 - 1,15Q5 = 28,05 – 1,15.18,4 = 6,89(MVAr)

QHT-3 = 1,15(Q3 + Q6 + Q7 ) – Q5-3

= 1,15(18,89 + 14,25 + 15,01) – 6,89 = 48,48(MVAr)

Đối với mạch vòng 3-6-7-3:

Giả sử tiết diện dây trong mạch vòng là đồng nhất. Công suất trên các

nhánh là:

P3-7 = 1,05(P6 + P7) – P3-6 = 1,05(23+31) – 28,96 = 27,74(MW)

P6-7 = P3-6 – 1,05P6 = 28,96 – 1,05.23 = 4,81(MW)


1

2

5

3

8

4

67

NĐHT

26+j16,12

19+j14,25

38+j18,40

34+j16,47

23+j14,25

39+j18,89

24+j14,87

31+j15,01


54,4 + j4.1422,6 + j33,15

16,4 – j14,26


Q3-7 = 1,15(Q6 + Q7) – Q3-6 = 1,15(14,25+15,01) – 17,88 = 15,77(MVAR)

Q6-7 = Q3-6 – 1,15Q6 = 17,88 – 1,15.14,25 = 1,49(MVAR)

Tổng kết ta có công suất chạy trên các nhánh của phương án 5 như bảng 3.11:


Nhánh NĐ-1 1 - 2 NĐ-4 NĐ-5 5-3 HT-3 3-6 3-7 6-7 HT-8

P (MW) 47.25 19.95 35.7 72.49 32.59 65.06 24.15 27.74 4.81 25.20

Q(MVA) 34.91 16.39 18.94 28.05 6.89 48.48 17.88 15.77 1.49 17.10


Tiết diện dây chọn theo mật độ dòng điện kinh tế như bảng 3.12 sau đây.

Bảng 3.12 Thông số các nhánh chon theo mật độ dòng điện kinh tế của PA5

Nhánh nL

(km)Pmax

(MW)Qmax

(MVAr)Imax

(A)Fkt

(mm2)Ftc

(AC)Icp

(A) R(Ω) X(Ω)

NĐ-1 2 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39

1-2 1 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12

NĐ-4 2 60 35.7 18.94 96 88 95 330 9.90 12.90

NĐ-5 2 53.6 72.49 28.05 185 169 185 510 4.02 10.72

5-3 2 53.6 32.59 6.89 79 72 70 265 12.33 11.79

HT-3 2 51 65.06 48.48 194 176 185 510 3.83 10.20

3-6 1 36 24.15 17.88 143 130 150 450 6.12 14.76

3-7 1 44.7 27.74 15.77 152 138 150 450 7.60 18.33

6-7 1 41 4.81 1.49 24 22 70 265 18.86 18.04

HT-8 2 50 25.2 17.1 73 66 70 265 11.50 11.00

d. Kiểm tra điều kiên kỹ thuật:

Nhánh HT-3:

Nhánh 5-3:



Nhánh NĐ-5:

Nhánh 3-6:

Nhánh 3-7:

Tổn thất điện áp tới nút 7 - nút có điện áp thấp nhất trong nhánh liên lạc

với hệ thống:

∆Umax = ∆U7 = ∆UHT-3 + ∆U3-7 = 6,14 + 4,13 = 10,27% > ∆Ucp = 10%

Do đó ta tăng tiết diện dây nhánh 3-7 từ AC-150 lên AC-185

Với dây AC-185 có ro = 0,15Ω/km; xo = 0,40 Ω/km

=> Z3-7 = (0,15 + j0,4)44,7 = 6,71 + j17,88 Ω

∆Umaxbt = ∆U7 = ∆UHT-3 + ∆U3-7 = 6,14 + 3,86 = 10,0% = ∆Ucp = 10%.

Điện áp trên thanh cái Nhà máy nhiệt điện:

UNĐ = UHT - ∆UHT-3 + ∆U3-5 + ∆UNĐ-5 = 110 – 6,14 + 3,99 + 4,89 = 112,74(%)

Trường hợp sự cố một tổ máy:

Ta kiểm tra trường hợp sự cố ngừng một tổ máy, 3 tổ máy còn lại phát

với công suất định mức.


PNĐ-5 = PNĐsc – 1,05(P1 + P2 + P4)

= 138 – 1,05(26 + 19 + 34) = 55,05 (MW)

P5-3 = PNĐ-3 - 1,05P5 = 55,05 – 1,05.38 = 15,15(MW)

PHT-3 = 1,05(P3 + P6 + P7) – P5-3

= 1,05(39+ 23 + 31) – 15,15 = 82,5 (MW)


QNĐ-5 = QNĐsc – 1,15(Q1 + Q2 + Q4)

= 72,73 – 1,15(16,12+14,25+16,47) = 18,87 (MVAr)

Q5-3 = QNĐ-5 - 1,15Q5 = 18,87 – 1,15.18,4 = - 2,29 (MVAr)



QHT-3 =1,15(Q3 + Q6 + Q7) – Q5-3

= 1,15(18,89 + 14,25 + 15,01) + 2,29 = 57,66(MVAr)

Công suất tải trên các nhánh mạch vòng 3-6-7-3 không thay đổi so với chế độ

cực đại.

Ta có kết quả phân bố công suất như trên hình sau:


Nhánh NĐ- 5:

Nhánh 3- 5:

Nhánh HT-3:

Vậy tổn thất điện áp tại nút 7 (nút thấp nhất trong nhánh)

∆Upt7sc = ∆UHT-3sc + ∆U3-7bt = 6,18 + 3,87 = 10,05% < ∆Ucp = 20%


UNĐ % = UHT - ∆UHT-3 - ∆U3-6 + ∆UNĐ-6


NĐ 5 3

HT

38 + j18,4 39+ j18,89

55,05 +j18,87 15,15 – j2,29


82,5 + j57,66

31 + j15,0123 + j14,256 7


= 110% – 5,9% - 2,26% + 1,96 = 103,8%

Trường hợp sự cố mạch vòng 3-6-7-3:

+ Khi sự cố nhánh 3-6:

dây dẫn đảm bảo ổn định nhiệt

Điện áp tại nút 6:

∆U6 = ∆UHT-3bt +∆U3-7sc +∆U7-6sc

= 6,14 + 6,7 + 5,13 = 17,97% < ∆Ucp = 20%

+ Khi sự cố nhánh 3-7:

dây dẫn đảm bảo ổn định nhiệt

Điện áp tại nút 7:

∆U7 = ∆UHT-3bt +∆U3-6sc +∆U6-7sc

= 6,14 + 5,76 + 6,32 = 18,22% < ∆Ucp = 20%

Tổng kết ta được thông số kỹ thuật của phương án 5 như sau:



Bảng 3.13 Thông số kỹ thuật các nhánh của PA5

Nhánh nL

(km)Pmax

(MW)Qmax

(MVAr)Imax

(A)Fkt

(mm2)Ftc

(AC)Icp

(A) R(Ω) X(Ω) ΔUbt% ΔUsc%

NĐ-1 2 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39 5.15 10.30

1-2 1 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12 3.71 -

NĐ-4 2 60 35.7 18.94 96 88 95 330 9.90 12.90 4.94 9.88

NĐ-5 2 53.6 72.49 28.05 185 169 185 510 4.02 10.72 4.89 9.79

5-3 2 53.6 32.59 6.89 79 72 70 265 12.33 11.79 3.99 7.98

HT-3 2 51 65.06 48.48 194 176 185 510 3.83 10.20 6.14 12.29

3-6 1 36 24.15 17.88 143 130 150 450 6.12 14.76 3.40 -

3-7 1 44.7 27.74 15.77 152 138 185 510 6.71 17.88 3.86 -

6-7 1 41 4.81 1.49 24 22 70 265 18.86 18.04 0.97 -

HT-8 2 50 25.2 17.1 73 66 70 265 11.50 11.00 3.95 7.90

ΔUmax = ΔUHT-3-7 = 6,14+ 3.86 = 10%

ΔU sc = ∆U7 = ∆UHT-3bt +∆U3-6sc +∆U6-7sc

= 6,14 + 5,76 + 6,32 = 18,22%




CHƯƠNG IV. SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN

– CHỌN PHƯƠNG ÁN THIẾT KẾ

Trong phần này ta so sánh các phương án trên về mặt kinh tế để lựa chọn

phương án tối ưu nhất trong các phương án đã đưa ra.

Vì các phương án có cùng cấp điện áp. Nên các trạm hạ thế là như nhau.

Nên ta không xét hàm chi phí cho việc xây dựng TBA.

I .Hàm chi phí tính toán hàng năm:

Khi có nhiều phương án. Để lựa chọn phương án tối ưu khi thiết kế mạng

lưới điện. Ta so sánh hàm chi phi tính toán hàng năm của các phương án và

chọn phương án có hàm chi phi tính toán hàng năm nhỏ nhất.

(3.1)

Trong đó :

avh: Hệ số khấu hao, hao mòn hàng năm, tính theo vốn đầu tư K. Ơ đây ta

lấy avh = 0,04;

atc: Hệ số hiệu quả của các vốn đầu tư , với atc = 0,125;

K: Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây;

C: Giá 1kWh điện năng (C=600đ/kWh);

: Tổng tổn thất điện năng hằng năm ; (kWh).

(3.2)

Trong đó :

: Tổng tổn thất công suất tác dụng trong lưới ở chế độ cực đại;

: Thời gian tổn thất công suất cực đại;

Với Tmax = 4700h là thời gian sử dụng công suất cực đại;

- Tổn thất công suất trên đường dây thứ i có thể tính như sau:

(3.3)

Trong đó:



Pimax, Qimax: Công suất tác dụng, công suất phản kháng chạy trên đường

dây thứ i ở chế độ phụ tải cực đại;kW, KVAr

Ri: Điện trở tác dụng của đường dây thứ i(Ω);

: Điện áp định mức của đường dây.kV (Uđm = 110kV).

Trong đồ án này ta chọn cột cho toàn mạng là cột thép. Ta có bảng giá tiền

của các loại đường dây (ứng với 1 mạch) cho trong bảng dưới:

Trong đồ án này ta chọn cột cho toàn mạng là cột bê tông cốt thép. Ta có

bảng giá tiền của các loại đường dây (ứng với 1 mạch) cho trong bảng dưới:

Bảng 3.1 Giá tiền xây dựng1 km của các loại đường dây110kV trên không

Dây dẫn AC70 AC 95 AC 120 AC 150 AC 185 AC 240

K0( đ/km) Lộ đơn 380 385 392 403 416 429

Đối với các lộ kép hệ số nhân là a = 1,6

Theo các công thức: (3.1), (3.2), (3.3) và số liệu từ bảng thông số kỹ

thuật của các phương án. Ta tính được hàm chi phí tính toán hàng năm của các

PA như sau:

1.1 Phương án 1

+ Nhánh NĐ-1:

Dây 2xAC-120, dài L = 44,7 km. P = 47,25MW; Q = 34,91 MVAr; R =

6,26Ω, a = 1,6

K = k0.a.L = 392.106.1,6.44,7 = 28,04.109đ

Z = (0,04 + 0,125).28,04 + 1,48.1000.3101.600/109 = 7,38.109(VNĐ)

+ Các nhánh còn lại:

Tính tương tự ta được kết quả như bảng 4.2:

Bảng 4.2 Bảng tính toán hàm chi phí hàng năm phương án 1

Nhánh L (km) n a

Ftc

(AC)ko

106đ/kmR(Ω)

P(MW)

Q(MVAr)

ΔP(MW)

K109đ

NĐ-1 44.7 2 1.6 120 392 6.26 47.25 34.91 1.48 28.041-2 36 1 1 120 392 10.08 19.95 16.39 0.46 14.11



NĐ-4 60 2 1.6 95 385 9.90 35.70 18.94 1.10 36.96NĐ-5 53.6 2 1.6 70 380 12.33 16.40 21.15 0.60 32.59NĐ-6 85.4 2 1.6 70 380 19.64 24.15 16.39 1.14 51.92NĐ-3 100 2 1.6 70 380 23.00 8.44 -1.49 0.12 60.80HT-3 51 2 1.6 95 385 8.42 31.25 23.21 0.87 31.42HT-7 53.3 2 1.6 70 380 12.26 32.55 17.26 1.14 32.41HT-8 50 2 1.6 70 380 11.50 25.20 17.10 0.73 30.40tổng 7.64 318.64

Z=(0.04+0.125)318,64.109 + 7,64.1000.600.3101 = 66,78.109 đ

1.2. Phương án 2


Nhánh L (km) n a

Ftc

(AC)ko

106đ/kmR(Ω)

P(MW)

Q(MVAr)

ΔP(MW)

K109đ

NĐ-1 44.7 2 1.6 120 392 6.26 47.25 34.91 1.48 28.041-2 36 1 1 120 392 10.08 19.95 16.39 0.46 14.11

NĐ-5 53.8 2 1.6 95 385 9.90 35.70 18.94 1.10 36.96NĐ-4 60 2 1.6 70 380 19.64 24.15 16.39 1.14 51.92NĐ-6 84.5 2 1.6 120 392 7.50 48.34 11.67 1.27 33.626-3 36 2 1.6 70 380 12.33 8.44 -9.49 0.14 32.59

HT-3 51 2 1.6 95 385 8.42 32.51 31.22 1.17 31.42HT-7 53.3 2 1.6 70 380 12.26 32.55 17.26 1.14 32.41HT-8 50 2 1.6 70 380 11.50 25.20 17.10 0.73 30.40tổng 8.62 291.46

Z=(0.04+0.125)291,46.109 + 8,62.1000.600.3101 = 64,12.109 đ

1.3. Phương án 3

Bảng 4.4 Bảng tính toán hàm chi phí hàng năm phương án3

Nhánh L (km) n a

Ftc

(AC)ko

106đ/kmR(Ω)

P(MW)

Q(MVAr)

ΔP(MW)

K109đ

NĐ-1 44.7 2 1.6 120 392 6.26 47.25 34.91 1.48 28.041-2 36 1 1 120 392 10.08 19.95 16.39 0.46 14.11

NĐ-4 60 2 1.6 95 385 9.90 35.70 18.94 1.10 36.96NĐ-6 85.4 2 1.6 70 380 19.64 24.15 16.39 1.14 51.92NĐ-5 53.6 2 1.6 120 392 7.50 48.34 11.67 1.27 33.625-3 53.6 2 1.6 70 380 12.33 8.44 -9.49 0.14 32.59

HT-3 51 2 1.6 95 385 8.42 32.51 31.22 1.17 31.42HT-7 53.3 2 1.6 70 380 12.26 32.55 17.26 1.14 32.41HT-8 50 2 1.6 70 380 11.50 25.20 17.10 0.73 30.40tổng 8.62 291.46

Z=(0.04+0.125)291,46109 + 8,62.1000.600.3101 = 64,12.109 đ

1.4. Phương án 4


Nhánh L (km) n a

Ftc

(AC)ko

106đ/kmR(Ω)

P(MW)

Q(MVAr)

ΔP(MW)

K109đ



NĐ-1 44.7 2 1.6 120 392 6.26 47.25 34.91 1.48 28.041-2 36 1 1 120 392 10.08 19.95 16.39 0.46 14.11

NĐ-4 60 2 1.6 150 403 5.10 59.85 35.33 1.68 38.694 - 6 44.7 2 1.6 70 380 10.28 24.15 16.39 0.60 27.18NĐ-5 53.6 2 1.6 120 392 7.50 48.34 11.67 1.27 33.625-3 53.6 2 1.6 70 380 12.33 8.44 -9.49 0.14 32.59

HT-3 51 2 1.6 95 385 8.42 32.51 31.22 1.17 31.42HT-7 53.3 2 1.6 70 380 12.26 32.55 17.26 1.14 32.41HT-8 50 2 1.6 70 380 11.50 25.20 17.10 0.73 30.40tổng 8.65 268.44

Z=(0.04+0.125)268,44109 + 8,65.1000.600.3101 = 60,39.109 đ

1.5. Phương án 5

Bảng 3.6 Thông số tính toán hàm chi phí hàng năm phương án 5

Nhánh L (km) n a

Ftc

(AC)ko

106đ/kmR(Ω)

P(MW)

Q(MVAr)

ΔP(MW)

K109đ

NĐ-1 44.7 2 1.6 120 392 6.26 47.25 34.91 1.48 28.041-2 36 1 1 120 392 10.08 19.95 16.39 0.46 14.11

NĐ-4 60 2 1.6 95 385 9.90 35.7 18.94 1.10 36.96NĐ-5 53.6 2 1.6 185 416 4.02 72.49 28.05 1.66 35.685-3 53.6 2 1.6 70 380 12.33 32.59 6.89 0.93 32.59

HT-3 51 2 1.6 185 416 3.83 65.06 48.48 1.72 33.953-6 36 1 1 150 403 6.12 24.15 17.88 0.38 14.513-7 44.7 1 1 185 416 6.71 27.74 15.77 0.47 18.606-7 41 1 1 70 380 18.86 4.81 1.49 0.03 15.58

HT-8 50 2 1.6 70 380 11.50 25.2 17.1 0.73 30.40Tổng 8.96 260.40

Z=(0.04+0.125)260,4.109 + 8.96.1000.600.3101 = 59,63.109 đ



II. CHON PHƯƠNG AN THIẾT KẾ

Căn cứ vào kết quả so sánh hàm chi phí vận hành hàng năm của các

phương án đã đưa ra :

Các chỉ tiêu so sánhPhương án

1 2 3 4 5

∆Umax bt% 9,76 8,86 8,86 9,49 10,00

∆Umaxsc bt% 17,60 14,01 14,01 15,60 18,22

Z.109 đồng 66,78 64,12 64,12 60,34 59,63

Từ bảng so sánh trên, ta thấy phương án 4 và phương án 5 tương đương

nhau về mặt kinh tế. Phương án 4 có tổn thất điện áp nhỏ hơn. Mặt khác

phương án 4 có sơ đồ nối dây đơn giản hơn. Do đó bảo vệ rơ le cũng đơn giản

hơn. Vì vậy ta chọn phương án 4 làm phương án thiết kế Hệ thống.



CHƯƠNG V

CHON SỐ LƯỢNG MAY BIẾN AP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH

5.1. Lưa chọn số lượng, công suât MBA cho các hộ phu tải.

Vì yều cầu của đồ án là thiết kế cung cấp điện cho các phụ tải loại I và

phụ tải loại 3. Cho nên, đối với các phụ tải loại I là phụ tải quan trọng. Để đảm

bảo độ tin cậy cung cấp điện các phụ tải loại 1 đặt 2 MBA làm việc song song

trong mỗi trạm. Còn đối với phụ tải 2 là phụ tải loại 3 là phụ tải không quan

trọng nên dùng 1 MBA để cung cấp điện.

Đối với Trạm 2 MBA, thì khi chọn công suất của các MBA có xét đến

khả năng quá tải sự cố. Xuất phát từ điều kiện quá tải sự cố cho phép bằng 40%

công suất định mức trong 5 ngày đêm và không quá 6h trong ngày. Công suất

của mỗi MBA trong trạm có 2 máy MBA được xác định theo công thức:

Trong đó: : Công suất MBA được hiệu chỉnh nhiệt độ;

Smax: Phụ tải cực đại của trạm (Smax= ;

Đối với Trạm 1 MBA:

Công suất của các MBA được chọn : S’đmB ≥ Sptmax.

Chọn MBA cho hộ phụ tải 1:

Pmax = 26 MW; cosφ = 0,85

Smax = Pmax/ cosφ = 26/0,85 = 30,59 (MVA);

Ta chọn 2 MBA có công suất: 2.THD25000/110

Với cách chọn như vậy, ta có kết quả chọn biến áp cho các hộ phụ tải

trong hệ thống cụ thể như bảng sau:

Bảng 5.1 Chon MBA cho các hộ phụ tải



Phu taiCông suât

max (MVA)Hô loai

k S'= sđm/k (MVA)

Chon MBA

S1 30.59 1 1.4 21.85 2.THD25000/110

S2 23.75 3 1 23.75 1.THD25000/110

S3 43.33 1 1.4 30.95 2.THD32000/110

S4 37.78 1 1.4 26.98 2.THD32000/110

S5 42.22 1 1.4 30.16 2.THD32000/110

S6 27.06 1 1.4 19.33 2THD25000/110

S7 34.44 1 1.4 24.60 2.THD25000/110

S8 28.24 1 1.4 20.17 2.THD25000/110

Bảng5.2 thông số các MBA

Loại MBASố

lượng

Số liêu kỹ thuật Số liêu tính toán

Uc

(kV)Uh

(kV)Un

%Pn

(kW)P0

(kW)I0

%Rt

()Xt

()Q0

(kVAr)TPДH-

16000/1100 115 10.5 10.5 85 21 0,85 4,38 86,7 136

TPДH-25000/110

9 115 10.5 10.5 120 29 0.8 2.54 55.9 200

TPДH-32000/110

6 115 10.5 10.5 145 35 0.75 1.87 43.5 240

5.2. Chọn đô nối điên chinh của mạng lưới điên:

5.2.1 Lưa chọn phương thức vận hành kinh tế Trạm biến áp:

Để có số liệu thiết kế sơ đồ nối điện chính tại các trạm cuối. Ta kiểm

tra xem, ở chế độ phụ tải cực tiểu những trạm nào có thể vận hành kinh tế bằng

1 MBA:

Điều kiện để chuyển từ vận hành song song 2 MBA sang vận hành 1

máy được xác định theo công thức:

Đối với hộ phụ tải S1:

Smax = 30,59 MVA; Smin = 0,73.30,59 = 22,33MVA.

SđmB = 25MVA



< Smin = 22,33MVA.

Do đó ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm vận hành 2 MBA.

Tính tương tự cho các trạm còn lại ta được kết quả như bảng sau:

Bảng 4.3 Lựa chon số MBA vận hành trong chế độ cực tiểu

Hô phu tai

Smax

(MVA)Smin

(MVA)SđmB

(MVA)∆Po

(MW)∆PN

(MW)Sgh

(MVA)Số máy vận

hành KT

S1 30.59 22.33 25 0.029 0.12 17.38 2

S3 43.33 31.63 32 0.035 0.145 17.38 2

S4 37.78 27.58 32 0.035 0.145 22.23 2

S5 42.22 30.82 32 0.035 0.145 22.23 2

S6 27.06 19.75 25 0.029 0.12 17.38 2

S7 34.44 25.14 25 0.029 0.12 17.38 2

S8 28.24 20.61 25 0.029 0.12 17.38 2

Từ bảng 4.3 ta thấy: Ở các trạm 2 MBA luôn luôn vận hành 2 máy.

Do đó trong các sơ đồ trạm, Máy cắt cao áp ta đặt ở phía đường dây.

5.2.2. Chọn đồ nối điên chính của mạng lưới điên:

a. Trạm nguôn. Chọn sơ đồ hai hệ thống thanh góp có máy cắt liên lạc như

sau:

b. Trạm cuối:


MCLL

TG1

TG2


Ở trạm cuối đối với trạm 2 MBA:

Ta sử dụng sơ đồ cầu. Các máy cắt phía hạ áp sử dụng máy cắt hợp bộ như

sau:

b./Ở trạm trung gian : Ta sử dụng sơ đồ 2 thanh góp:

c./ Ở trạm cuối đối với trạm 1 MBA: ta sử dụng sơ đồ như sau. Các máy

cắt phía hạ áp sử dụng máy cắt hợp bộ.


110KV10.5kV

110KV

10,5kV

110kV 10,5kV


F1

SO Đ? N? I ĐI?N CHÍNH TOÀN H? TH? NG

F2 F3 F4S1

S2

S5 S3 S8

S4

S6 S7

H? TH? NG2xAC 120 44,7km

2xAC 120 53,6km

2xAC150 60km

2xAC7044,7km

2xAC 70 53,3km

2xAC 95 51km

2xAC 70 53,6km

2xAC70 50kmAC 120

36km

TRU? NG Đ?I H? C BÁCH KHOA HÀ N? I VI?N ĐI?N

B? MÔN H? TH? NG ĐI?N

Đ? ÁN T? T NGHI?P LU? I ĐI?NGVHD

NGU? I DUY?T

SVTH

TS.ĐINH QUANG HUY

NGUY?N TH? ANH

B?N V?

NGÀY B?O V?

NGÀY HOÀN THÀNH



CHƯƠNG VI

TINH TOAN CHINH XAC CAC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH

6.1 THÔNG SỐ KỸ THUẬT CỦA HỆ THỐNG

Để đánh giá các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện thiết kế. Trong

chương này ta sẽ tính toán chính xác Lưới điện trong các trạng thái phụ tải: cực

đại, cực tiểu, sau sự cố.

Bảng 6.1 Thông số kỹ thuật các nhánh trong Hệ thống

Nhánh n L (km) Dây AC R(Ω) X(Ω) B0

(x106S)

NĐ-1 2 44.7 120 6.26 9.39 2.69

1-2 1 36 120 10.08 15.12 2.69

NĐ-4 2 60 120 8.40 12.60 2.69

4-6 2 44.7 70 10.28 9.83 2.58

NĐ-5 2 53.6 120 7.50 11.26 2.69

5-3 2 53.6 70 12.33 11.79 2.58

HT-3 2 51 95 8.42 10.97 2.69

HT-7 2 53.3 70 12.26 11.73 2.58

HT-8 2 50 70 11.50 11.00 2.58

Bảng6.2 Công suất phụ tải và MBA của các hộ phụ tải

Bảng 6.3 thông số kỹ thuật MBA của các trạm biến áp

Loại MBA Số Số liêu kỹ thuật Số liêu tính toán

NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN

Phụ tảiSmax

Loại MBAP(MW) Q(MVAr)

S1 26 16.12 2.THD25000/110

S2 19 14.25 1.THD25000/110

S3 39 18.89 2.THD32000/110

S4 34 16.47 2.THD32000/110

S5 38 18.40 2.THD32000/110

S6 23 14.25 2THD25000/110

S7 31 15.01 2.THD25000/110

S8 24 14.87 2.THD25000/110

48


lượng Uc

(kV)Uh

(kV)Un

%Pn

(kW)P0

(kW)I0

%Rt

()Xt

()Q0

(kVAr)TPДH-

25000/1106 115 10.5 10.5 120 29 0.8 2.54 55.9 200

TPДH-32000/110

5 115 10.5 10.5 145 35 0.75 1.87 43.5 240

TPДH-16000/110

0 115 10.5 10.5 85 21 0,85 4,38 86,7 136

6.2. Chế độ phu tải cưc đại.

Ở chế độ này phải vận hành cả hai MBA trong trạm. Điện áp định mức

trên thanh cái cao áp của Nguồn điện khi phụ tải cực đại bằng 110% điện áp

danh định của mạng điện.

UN = 110%.Uđm = 110%.110 = 121 (kV)

1. Xét đoạn HT – 7.

Sơ đồ thay thế và tính toán:

a. Bước 1:

Chọn điện áp Uc = Uh = Uđm = 110Kv ta có:

Tổng trở đường dây: Z = 6,26 + 9,39 Ω

Tổn thất không tải trong MBA:

Tổng trở MBA:

NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN

C h

S7

o

UN

Zd

o

Zb

o

-jQcd

-jQcc

S”S’SN SbSc

So

Sd Sb

2.AC-70 53,3

2THD 25000/110

UN C h

S7

49


Tổng tổn thất công suất trên tổng trở MBA:

Dòng công suất đặt vào tổng trở của MBA là:

SB = Spt + ΔSN = 31 +j15,01 + 0,12 + j2,74= 31,12 + j17,75(MVA)

Dòng công suất đặt vào cuộn dây cao áp của MBA là:

Sc = SB + ΔS0 = (31,12 + j17,75)+ ( ) =

31,18 + j18,15(MVA)

Công suất phản kháng do điện dung ở đầu và cuối đường dây sinh ra là:

Dòng công suất cuối đường dây là:

Tổng tổn thất công suất trên đường dây là:

Dòng công suất của ngồn cung cấp là:

Tổn thất điện áp trên tổng trở đường dây:

Điện áp tại phía cao áp MBA:

Tổn thất điện áp trên tổng trở MBA:

Điện áp phía hạ áp của MBA:

2. các nhánh còn lại :



Đối với nhánh liên lạc với hệ thống: Từ bảng phân bố công suất ta thấy:

Công suất tác dụng trên các nhánh HT-3 và nhánh 5-3 tính theo % của phụ tải 3

là:

Công suất phản kháng trên từ các nhánh NĐ-5 và 3-5 tính theo % của

phu tải 5 là:

Từ đó với cách tính như với nhánh HT-7 ta có được thông số tính toán

của các nhánh trong toàn bộ mạng lưới điện như bảng 6.3:

3. Cân bằng chinh xác công suất – Bù công suất phản kháng.

Từ bảng 6.3, ta thấy:

Tổng công suất tác dụng là:

ΣPyc = 245,88 MW; ΣQyc = 134,54MVAr.

Công suất nhận từ Hệ thống:

PHT = ΣPyc - PNĐkt = 245,88 – 155,44 = 90,44 MW,

Công suất phản kháng từ hệ thống theo công suất tác dụng:

QHT = PHT.tgφHT = 90,44.0,75 = 67,83 (MVAr).

Công suất phản kháng từ Nhiệt điện:

QNĐ = PNĐtgφF = 155,44.0,62 = 96,37(MVAr).

Tổng công suất phản kháng do nguồn cung cấp:

∑QF + ∑QHT = 96,37 + 67,83 = 164,2(MVAr) (MVAr).

Lượng công suất phả kháng cần bù:

Qbù = ΣPyc – (∑QNĐ + ∑QHT) = 134,54 – 164,2 = - 29,66(MVAr) < 0.

Kết luận: Không phải bù công suât phản kháng.



Bảng6.4 thông số tính toán của các nhánh phụ tải ở chế độ cực đại.

NhánhSPT Tổn thât MBA SC QC/2

MVAr

S”Tổn thât

đường dâyS’ SN UC

kV

UH

kVP(MW)

QMVAr

Pn

MWQn

MVArP0

MWQ0

MVArUB

kVP

MWQ

MVArP”

MWQ”

MVArPd

MWQd

MVArUd

P’MW

Q’MVAr

PN

MWQN

MVAr

NĐ-1 26.00 16.12 0.10 2.16 0.06 0.40 4.13 45.84 35.36 1.45 45.84 33.91 1.68 2.52 5.00 47.52 36.43 47.52 34.97 117.02 10.31

1-2 19.00 14.25 0.12 2.61 0.03 0.20 7.45 19.15 17.06 0.59 19.15 16.47 0.53 0.80 3.65 19.68 17.27 19.68 16.68 113.36 9.67

NĐ-4 34.00 16.47 0.11 2.57 0.07 0.48 3.40 57.95 33.24 1.95 57.95 31.29 3.01 4.62 7.28 60.96 35.91 60.96 33.96 114.74 10.17

4-6 23.00 14.25 0.08 1.69 0.06 0.40 3.83 23.13 16.34 1.67 23.13 14.67 0.64 0.73 3.16 23.77 15.40 23.77 13.73 111.58 9.84

NĐ-5 38.00 18.40 0.14 3.20 0.07 0.48 3.69 46.41 12.18 1.66 46.41 10.52 1.40 2.05 3.86 47.81 12.57 47.81 10.91 118.16 10.45

5-3 8.08 9.90 2.67 8.08 7.24 0.12 0.18 1.53 8.20 7.42 8.20 4.76

HT-3 39.00 18.89 0.15 3.38 0.07 0.48 3.84 31.13 27.50 3.21 31.13 24.29 1.08 2.84 4.37 32.22 27.13 32.22 23.92 116.63 10.30

HT-7 31.00 15.01 0.12 2.74 0.06 0.40 3.95 31.18 18.15 1.66 31.18 16.49 1.26 1.21 4.76 32.44 17.69 32.44 16.03 116.24 10.25

HT-8 24.00 14.87 0.08 1.84 0.06 0.40 3.80 24.14 17.11 1.56 24.14 15.55 0.78 0.75 3.71 24.93 16.30 24.93 14.74 117.29 10.36

Tổng 0.89 0.47 10.51 245.88 134.54

Điện áp trên thanh cái (phía cao áp) Nhà máy nhiệt điện:

UNĐ = UHT – ΔUHT-3 + ΔU5-3 + ΔUd NĐ-5 = 121 – 4,37 + 1,53 + 3,86 = 122,02(kV)

Điện áp trên thanh cái cao áp Nhiệt điện có thể điều chỉnh giảm bằng cách giảm công suất phản kháng (Giảm dòng kích

từ).



6.3 CHẾ ĐÔ PHỤ TẢI CỰC TIÊU

Điện áp trên thanh cái của nguồn bằng 105% điện áp danh định:

UN = 1,05.110 = 115,5kV

Ở chế độ cực tiểu công suất phụ tải bằng 73% công suất cực đại. Các

trạm 2 MBA vẫn vận hành song song 2 máy.

Đối với nhà máy điện ta cho 1 tổ máy dừng để sữa chữa. 2 tổ máy còn lại

phát với công suất kinh tế. Ở chương 2 ta đã tính được công suất phát vào hệ

thống của Nhà máy ở chế độ cực tiểu là:

PNĐminkt = 116,58(MW)

Q NĐminkt = 61,44(MVAr)


PNĐ-5 = PNĐminkt – 1,05.0,73(P1 + P2 + P4 + P6)

= 116,58 – 1,15.0,73(26 + 19 + 34 + 23) = 38,40 (MW)

P5-3 = PNĐ-5 – 1,05P5 = 38,4 – 1,05.27,74 = 9,27 (MW)

PHT-3 = 1,05.(P3 + P5) - PNĐ-5 = 1,05(27,74 +28,47) – 38,4 = 20,62 (MW)


QNĐ-5 = Qminkt – 1,15.0,73(Q1 + Q2 + Q4 + Q6 )

= 61,44 – 1,15.0,73(16,12+14,25+16,47+14,25) = 10,15 (MVAr)

Q5-3 = QNĐ-5 – 1,15Q5 = 10,15 – 1,15.13,43 = - 5,29(MVAr)

QHT-3 = 1,15(Q3 – Q5) - QNĐ-5

= 1,15.(13,79+ 13,43) - 10,15 = 21,15(MVAr)

Ta có phân bố công suất trên nhánh liên lạc với hệ thống như trên hình

dưới đây.

Công suất tác dụng trên các nhánh HT-3 và nhánh 5-3 tính theo % của

phụ tải 3 là:

NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN – K2 VIỆT – HÀN53

NĐ 5 3

HT

27,74 + j13,43 28,47+ j13,79

38,4 + j10,15 9,27 – j5,29 20,62+ j21,15

Phân bố công suất chế độ Min.



phu tải 5 là:

Với cách tính như ở chế độ max. ta tính được các thông số của hệ thống

như bảng 6.6:



Bảng 6.6 thông số tính toán của các nhánh phụ tải ở chế độ cực tiểu.


MVAr

S”Tổn thât


kVUH

kVP(MW)

QMVAr

Pn

MWQn

MVArP0

MWQ0

MVArUB

kVP

MWQ

MVArP”

MWQ”

MVArPd

MWQd

MVArUd

P’MW

Q’MVAr

PN

MWQN

MVAr

NĐ-1 18.98 11.77 0.05 1.15 0.06 0.40 3.02 19.09 13.32 1.31 19.09 12.01 0.26 0.39 1.92 19.35 12.40 19.35 11.10 113.36 10.07

1-2 13.87 10.40 0.06 1.39 0.03 0.20 2.72 13.96 11.99 0.53 13.96 11.46 0.27 0.41 2.60 14.23 11.87 14.23 11.34 110.76 9.86

NĐ-4 24.82 12.02 0.06 1.37 0.07 0.48 2.48 24.95 13.87 1.76 24.95 12.11 0.53 0.80 2.99 25.48 12.91 25.48 11.16 112.28 10.03

4-6 16.79 10.40 0.04 0.90 0.06 0.40 2.80 16.89 11.70 1.51 16.89 10.20 0.33 0.32 2.26 17.22 10.51 17.22 9.01 110.02 9.54

NĐ-5 27.74 13.43 0.07 1.71 0.07 0.48 2.69 36.90 10.27 1.49 36.90 8.77 0.89 1.34 3.10 37.79 10.11 37.79 8.62 112.17 9.74

5-3 8.87 -5.35 2.40 8.87 -7.75 0.14 0.14 0.15 9.02 -7.62 9.02 -10.01

HT-3 28.47 13.79 0.08 1.80 0.07 0.48 2.80 19.74 26.08 2.89 19.74 23.20 0.65 0.84 3.48 20.39 24.04 20.39 21.15 112.02 9.97

HT-7 22.63 10.96 0.07 1.46 0.06 0.40 2.88 22.75 12.82 1.50 22.75 11.32 0.65 0.63 3.40 23.41 11.95 23.41 10.45 112.10 9.97

HT-8 17.52 10.86 0.04 0.98 0.06 0.40 2.78 17.62 12.24 1.40 17.62 10.83 0.41 0.39 2.66 18.03 11.22 18.03 9.82 112.84 10.05

0.48 10.76 0.47 4.14 144.45 72.29


UNĐ = UHT – ΔU HT-3 + ΔU3-5 + ΔUNĐ-5 = 115,5 – 3,48 + 0,15 + 3,10 = 115,27 kV



6.4 CHẾ ĐÔ SỰ CỐ

Sự cố trong Hệ thống điện là điều không thể tránh khỏi. Sự cố có thể là

ngừng một tổ máy của nhà Máy Nhiệt điện, đứt một nhánh của đường dây đôi.

Khi xét sự cố, ta chỉ chọn xét một sự cố nặng nề nhất trong Hệ thống, mà không

xếp chồng các sự cố. Ở đây ta xét trường hợp sự cố ngừng một tổ máy của nhà

máy nhiệt điện, trong khi 2 tổ máy còn lại phát với công suất định mức.

Điện áp định mức trên thanh cái cao áp của Nguồn điện bằng 110% điện

áp danh định của mạng điện.

UN = 110%.Uđm = 110%.110 = 121 (kV)

Phân bố công suất trên các nhánh đã được tính ở chương 3 trong phần kiểm

tra kĩ thuật.

Công suất tác dụng trên các nhánh HT-3 và nhánh 5-3 tính theo % của

phụ tải 5 là:


phu tải 5 là:

Với cách tính như ở chế độ max. ta tính được các thông số của hệ thống

như bảng 6.6:

NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN – K2 VIỆT – HÀN

NĐ 5 3

HT

38 + j18,4 39+ j18,89

30,9 +j2,48 9 + j18,68 49,95+ j40,4


56


Bảng 6.7 thông số tính toán của các nhánh phụ tải ở chế độ sau sự cố một tổ máy.


MVAr

S”Tổn thât


kV

UH

kVP(MW)

QMVAr

Pn

MWQn

MVArP0

MWQ0

MVArUB

kVP

MWQ

MVArP”

MWQ”

MVArPd

MWQd

MVArUd

P’MW

Q’MVAr

PN

MWQN

MVAr

NĐ-1 26.00 16.12 0.10 2.16 0.06 0.40 4.44 45.84 35.36 1.45 45.84 33.91 1.68 2.52 5.00 47.52 36.43 47.52 34.97 109.02 9.55

1-2 19.00 14.25 0.12 2.61 0.03 0.20 8.02 19.15 17.06 0.59 19.15 16.47 0.53 0.80 3.65 19.68 17.27 19.68 16.68 105.37 8.89

NĐ-4 34.00 16.47 0.11 2.57 0.07 0.48 3.65 57.95 33.24 1.95 57.95 31.29 3.01 4.62 7.28 60.96 35.91 60.96 33.96 106.74 9.41

4-6 23.00 14.25 0.08 1.69 0.06 0.40 4.13 23.13 16.34 1.67 23.13 14.67 0.64 0.73 3.16 23.77 15.40 23.77 13.73 103.59 9.08

NĐ-5 38.00 18.40 0.14 3.20 0.07 0.48 3.89 29.59 2.86 1.66 29.59 1.20 0.54 0.79 1.95 30.13 1.99 30.13 0.33 112.08 9.88

5-3 8.62 19.23 2.67 8.62 16.56 0.36 0.54 2.49 8.97 17.10 8.97 14.44

HT-3 39.00 18.89 0.15 3.38 0.07 0.48 3.90 48.19 37.18 3.21 48.19 33.97 2.42 6.32 6.43 50.61 40.30 50.61 37.09 114.57 10.10

HT-7 31.00 15.01 0.12 2.74 0.06 0.40 3.95 31.18 18.15 1.66 31.18 16.49 1.26 1.21 4.76 32.44 17.69 32.44 16.03 116.24 10.25

HT-8 24.00 14.87 0.08 1.84 0.06 0.40 3.80 24.14 17.11 1.56 24.14 15.55 0.78 0.75 3.71 24.93 16.30 24.93 14.74 117.29 10.36

Tổng 0.89 20.19 0.47 11.22 246.59 137.12


UNĐ = UHT – ΔU HT-3 - ΔU3-6 + ΔU NĐ-6 = 121 – 6,43 – 2,24 + 1,95 = 114,28 kV



6.5 XAC ĐINH ĐẦU PHÂN AP MBA CHO CAC HÔ PHỤ TẢI

Trong phần này, ta sẽ chọn đầu phân áp cho các MBA trong các trạm,

nhằm đảm bảo các mức điện áp yêu cầu ở thứ cấp trong các chế độ vận hành

của mạng lưới điện. Nếu trạm nào ta chọn được 1 đầu phân áp mà thõa mãn thì

trạm đó ta không dùng MBA có điều áp dưới tải. Ngược lại thì ta phải đặt MBA

có điều áp dưới tải, để thực hiện việc điều chỉnh điện áp một cách linh hoạt.

1./ Yêu cầu điên áp: Điều chỉnh điện áp khác thường:

- Chế độ cực đại ∆U = 5%→ UH = 10,5kV

- Chế độ cực tiểu ∆U = 0%→ UH = 10 kV

- Chế độ sự cố ∆U = 0 - 5%→ UH = 10 - 10,5kV

2./ Thông số nấc điều chinh của MBA điều chỉnh điện áp dưới tải cho ở bảng

sau:

Bảng 5.6 thông số điều chỉnh của MBA điều chỉnh dưới tải

Thư tự đầu điều chinh

Điên áp bổ sung, %

Điên áp bổ sung, kV

Điên áp đầu điều chinh, kV

+9 +16,02 +18,423 133,423

+8 +14,24 +16,376 131,376

+7 +12,46 +14,329 129,329

+6 +10,68 +12,282 127,282

+5 +8,90 +10,235 125,235

+4 +7,12 +8,188 123,188

+3 +5,34 +6,141 121,141

+2 +3,56 +4,094 119,094

+1 +1,78 +2,047 117,047

0 0 0 115,000

-1 -1,78 -2,047 112,953

-2 -3,56 -4,094 110,906

-3 -5,34 -6,141 108,859

-4 -7,12 -8,188 106,812

-5 -8,90 -10,235 104,765

-6 -10,68 -12,282 102,718

-7 -12,46 -14,329 100,671

-8 -14,24 -16,376 98,624

-9 -16,02 -18,423 96,577

NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN58


3./ Tinh chọn các đầu phân áp cho các MBA

Ở phần trên ta đã xác định được điện áp phía hạ áp các hộ phụ tải trong

các chế độ vận hành, ứng với nấc điều chỉnh định mức ( tức là nấc số “0”). Độ

lệch % so với điện áp yêu cầu được xác định như sau:

Độ lêch V% = ( UH – Uyc).100/Uyc (1)

Căn cứ vào độ lệch % ta chọn nấc điều chỉnh gần nhất về phía thấp.

Kiểm tra lại điện áp nhận được theo công thức:

UH = ( UC - ΔUBA) .UHđm / UPA (kV)

Trong đó: UH là điện áp sau khi điều chỉnh (kV)

UC là điện áp phía cao áp (kV)

UHđm là điện phía hạ áp định mức (11kV)

UPA là điện áp đầu phân áp đa chon (kV)

Kiểm tra lại độ lêch % so với điện áp yêu cầu theo công thức (1).

Tính cho phu tải 1:

Chế độ cực đại:

UC = 115,28kV; ΔUBA = 4,25 kV;

Điện áp thứ cấp (ứng với nấc phân áp số “0”):

U2 = (115,28 – 4,19).10,5/115 = 10,14 kV.

Độ lệch % so với điện áp yêu cầu (10,5 kV):

V % = (10,19 – 10,5).100/10,5 = - 3,4%.

Độ sai lệch về số nấc phân áp: -3,4 /1,78 = - 1,89%.

Ta chọn nấc phân áp gần nhất về phía thấp là nấc – 2. có mức điện áp là

110,906 kV.

Điện áp thứ cấp ứng với nấc “-2” là: 110,906kV

U2 = (115,28 – 4,19).10,5/110,906 = 10,51 kV.

Độ lệch % so với điện áp yêu cầu (10,5 kV):

V % = (10,51 – 10,5).100/10,5 = 0,8%.

Các phu tải còn lại:

Tính tương tự ta có kết quả như bảng 5.6 sau đây:



Bảng 5.6 Chọn nấc phân áp cho các chế độ vận hành

PHỤ TẢI S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7 S8

Chế đô maxĐiên áp Uc (kV) 117.02 113.36 116.63 114.74 118.16 111.58 116.24 117.29

∆UB (kV) 4.13 3.40 3.69 3.83 3.95 3.80

Điên áp Uh ơ nâc số"0" (kV) 10.31 9.67 10.30 10.17 10.45 9.84 10.25 10.36

Đô lêch % -1.83 -8.10 -1.92 -3.18 -0.46 -6.30 -2.36 -1.31

Chon nâc phân áp -1 -4 -1 -2 0 -3 -1 -1

Điên áp Uh(kV) 10.49 10.41 10.48 10.53 10.45 10.39 10.44 10.55

Chế đô minĐiên áp Uc (kV) 113.36 110.76 112.02 112.28 112.17 110.02 112.10 112.84

∆UB(kV) 3.02 2.48 2.69 2.80 2.88 2.78


Đô lêch % 0.75 -1.35 -0.28 0.25 -0.04 -2.10 -0.28 0.49

Chon nâc phân áp 0 -1 0 0 0 -1 0 0

Điên áp Uh (kV) 10.07 10.04 9.97 10.03 10.00 9.97 9.97 10.05

Chế đô max sự cố 1 tổ máyĐiên áp Uc(kV) 109.02 105.37 114.57 106.74 112.08 103.59 116.24 117.29

∆UB(kV) 4.44 3.65 3.89 4.13 3.95 3.80


Đô lêch % -9.06 -15.72 -3.77 -10.36 -5.92 -13.51 -2.35 -1.32

Chon nâc phân áp -5 -8 -2 -5 -3 -7 -1 0

Điên áp Uh(kV) 10.48 10.36 10.47 10.33 10.44 10.37 10.44 10.36



CHƯƠNG VII

TÍNH CAC CHỈ TÊU KINH TẾ- KỸ THUẬT

1.Tính vốn đầu tư của mạng điên

Tổng vốn đầu tư của mạng điên được xác định theo công thức:

K = Kd + Kt

Trong đó:

Kd: Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây

Kt: Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp

Theo số liệu chương 4 ta có:

Kd = 268,44.109đ

Bảng suất đầu tư cho 1 trạm có 1 MBA 110kV:

Nếu trạm có 2 MBA thì phải nhân hệ số hiệu chỉnh là 1,8.

Trong hê thống có 8 trạm, trong đó:

Một trạm 1 máy 25000kVA; Bốn trạm 2 máy 25000kVA

Ba trạm 2 máy 32000kVA.

Vậy vốn đầu tư xây dựng trạm Biến áp:

Kt =(19 + 4.1,8.19 + 3.1,8.22)109 = 274,6.109 đ

NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN

Sđm (kVA) 16000 25000 32000

Kt x 109đ 13 19 22

Phụ tảicông suât

max (MW)Hô loại MBA

S1 26 1 2.THD25000/110

S2 19 3 1.THD25000/110

S3 39 1 2.THD32000/110

S4 34 1 2.THD32000/110

S5 38 1 2.THD32000/110

S6 23 1 2THD25000/110

S7 31 1 2.THD25000/110

S8 34 1 2.THD25000/110

61


Vậy tổng vốn đầu tư là:

K = Kd + Kt = (268,44 + 274,6)109 = 543,04.109 đ

2. Tính tôn thât công suât tác dung trong mạng điên.

Theo kết quả tính toán tổn thất công suất tại chương 3 ta có tổng tổn thất

công suất tác dụng trên đường dây là:

∑ΔPđd = 10,51 MW

Tổng tổn thất công suất tác dụng không tải trong các MBA là:

Tổng tổn thất công suất trong cuộn dây của các MBA là:

(Theo số liệu ở bảng 5.3)

Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện là:

Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện theo % là:

3. Tính tôn thât điên năng trong mạng điên.

- Tổng tổn thất điện năng trong năm của mạng điện được xác định theo

công thức:

= 39,469.106 kWh

Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được trong năm là:

A = ∑Pmax.Tmax =234.4700 = 1099800 MWh = 1099,8.106 kWh

Tổn thất điện năng trong mạng điện tính theo phần trăm (%):

4. Tính chi phí vận hành hàng năm, giá thành xây dưng và truyền tải.

a. Chi phí vận hành hàng năm.

Chi phí vận hành hàng năm trong mạng điện được xác định theo công

thức:



Trong đó:

+ avhd: Chi phí vận hành đường dây (avhd = 0,04);

+ avht: Chi phí vận hành các thiết bị trong các trạm biến áp (avht = 0,1);

C: giá thành 1KWh điện năng tổn hao, C = 600đ/kWh;

+ A: Tổng tổn thất điện năng trong mạng tính ra tiền:

ΔA.C = 39,469.106.600 = 23,68.109 đ

Vậy ta có:

Y = (0,04.268,44 + 0,1.274,6)109 + 23,68.109 = 61,88.109 đ

b. Chi phí tính toán hàng năm.

Chi phí tính toán hằng năm được xác định theo công thức

Z = atc.K + Y

Với atc = 0,125 - hệ số thu hồi vốn đầu tư.

Vậy:

Z = 0,125.543,04.109 + 61,88.109 = 129,76. 109 đ

c. Giá thành truyền tải điên năng.

Giá thành truyền tải điện năng được xác đinh theo công thức:

β = Y/A = 61,88.109/1099,8.106 = 56,26đ/kWh

d. Giá thành xây dưng 1MW công suât phu tải trong chế độ

cưc đại.

Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại được

xác định theo biểu thức:

K0 = K/∑Pmax = 543,04.109/234 = 2,32.109đ/MW

5. Tông kết các chi tiêu kinh tế – Ky thuật

Bảng 7.1 Tông kết các chi tiêu kinh tế và kỹ thuật của mạng điên.



TT Các chi tiêu Đơn vị tinh Giá trị

1 Tổng chiều dài đường dây km 446,9

2 Tổng công suất phụ tải cực đại MW 234

3 Tổng dung lượng các trạm biến áp MVA 492

4

Tổng vốn đầu tư cho đường dây 109đ 268,44

Tổng vốn đầu tư cho Trạm BA 109đ 274,6

Tổng vốn đầu tư cho mạng điện 109đ 543,04

5 Tổng điện năng các phụ tải tiêu thụ 106kWh 1099,8

6 ∆Umaxbt % 8,04

7 ∆Umaxsc % 12,7

8 Tổng tổn thất công suất ∑∆P MW 11,87

9 Tổng tổng thất công suất ∑∆P% % 5,07

10 Tổng tổn thất điện năng ∑∆A /năm 106 kWh 39,469

11 Chi phí vận hành hàng năm 109đ 61,88

12 Chi phí tính toán hằng năm 109đ 129,76

13 Giá thành truyền tải điện đ/kWh 52,26

14Giá thành xây dựng 1MW công suất

ở chế độ cực đại ( MAX )109 đ/MW 2,32



PHẦN II

THIẾT KẾ TRẠM BIẾN AP 10/0,4kV – 100kVA



THIẾT KẾ TRẠM BIẾN AP

CÔNG SUẤT 100 KVA – 10/0,4 kV

1. Phần mở đầu:

Trong ngành điện lực việc thiết kế trạm biến áp là một công việc được quan tâm, vì khi tính toán cung cấp điện cho một cụm dân cư, một khu phố hay một khu công nghiệp thì trạm biến áp là một trong những thiết bị quan trọng trong hệ thống cung cấp điện.

Trong phần thiết kế trạm biến áp 100kVA-10/0,4kV ta tiến hành những công việc sau:

1. Chọn máy biến áp và sơ đồ nối dây của trạm.

2. Chọn các thiết bị điện cao áp.

3. Chọn các thiết bị điện hạ áp.

4. Tính toán ngắn mạch để kiểm tra thiết bị đã chọn.

5. Tính toán nối đất cho trạm.

Các số liêu ban đầu:

6. Trạm biến áp có công suất 100 kVA.

7. Điện áp:10/0,4 kV.

8. Điện trở suất của đất =0,4.104 Ω.km

9. Công suất ngắn mạch SN = 28 MVA.

Kết câu trạm :

Do TBA có công suất nhỏ. Để tiết kiệm vốn đầu tư và cũng là xu thế thiết kế hiện nay, ta chon trạm treo làm phương án thiết kế.

Các thông số của trạm treo :

- Diện tích mặt bằng là : 3m x 5m =15 m2.

- Dựng 2 cột ly tâm cao 11m , khoảng cách cột là 3m.

- Dàn trạm cao 2,5m , tủ hạ áp có : Chiều cao 1,2m

Chiều rộng 1m

Bề dày 0,5m

2. Chọn máy biến áp:

+ Chọn máy biến áp chế tạo tại Việt Nam.

Ta chọn máy biến áp có hệ thống làm mát tự nhiên bằng dầu: loại

100 kVA – 10/0,4 kV có các thông số sau:



Loai máy biến áp : 3 pha

Hãng san xuât : Ctamad

Công suât (kVA) : 100

Dòng điên không tai : 2%

Tổn hao không tai : 270W

Điên áp ngắn mach : 6%

Tổn hao ngắn mach : 2010W

Kích thước (mm) : H 1270mm

Trong lượng(Kg) : 743

Xuât xứ : Việt Nam

+ Sơ đồ nối dây

3. Chọn thiết bị điên áp cao:

Đối với các thiết bị cao áp ta chọn theo điều kiện sau:

Udmtb ≥ Udmmạng = 10 kV

Dòng điện làm việc cực đại của MBA:

Iđmtb ≥ Ilvmax =


CCTR

Cáp

10kV

0,4kV

CSV

TPP

CSV


Uđm ≥ Uđmmạng

Iđmtb ≥ Ilvmax.

3.1 Chọn cầu chi tự rơi:

Điều kiện chọn cầu chì tự rơi:

Điện áp định mức (kV): Uđm.cc ≥ Uđm.m = 10 kV

Dòng điện định mức (A): Iđm.cc ≥ Icb

Ta có:

Điện áp định mức của mạng điện cao áp: Uđm.m = 10 kV

Dòng cưỡng bức đi qua cầu chì chính là dòng quá tải của MBA. những giờ cao điểm cho phép MBA làm việc quá tải 30%:

Icb = Iqt MBA = 1,3.Iđm MBA = 1,3.5,77 = 7,5 (A)

Căn cứ vào 2 điều kiện trên ta chọn cầu chì tự rơi có các thông số sau:

Kiểu Uđmmax (kV) Iđm (A) Icăt (kA) Trọng lượng (kg)

C710-112PB 15 10 7 7,98

3.2 Chọn sư cao thế :

Điều kiện chọn sứ cao áp:

Điện áp định mức (kV): Uđm.s ≥ Uđm.m

Dòng điện định mức (A): Iđm.s≥ Icb

Điện áp định mức của mạng điện cao áp: Uđm.m = 10 kV

Theo phần trước ta có dòng cưỡng bức: Icb = 7,5 A.

( Phụ lục 2.28 Giáo trình Hệ thống cung cấp điện)

Sứ đặt ngoài trời do Nga chế tạo có các thông số sau:

Kiểu Udm

(kV)F

(kg)Upđ khô

(kV)Upđ ướt

(kV)Trọng

lượng (kg)

0WH-10-500 10 500 120 80 44,6

3.3 Chống sét van:

Chống sét van nhằm bảo vệ chống quá điện áp cho MBA. Ta đặt sau cầu

chì tự rơi, vừa đảm bảo an toàn cho cầu chì tự rơi, vừa thuận tiện cho sửa chữa



thay thế chống sét van.

Điều kiện :

Dùng loại chống sét van do Nga chế tạo có các thông số sau:

( Theo Sổ tay lựa chọn & tra cứu thiết bị điện từ 0,4 đến 500 kV- Ngô

Hồng Quang)

LoạiUdm

(kV)

Điện áp cho

phép lớn nhất

Umax

(kV)

Điện áp đánh thủng khi tần số

50Hz

(kV)

Điện áp đánh thủng xung kích

khi thời gian phóng điện 2-10s

(kV)

Khối lượng

(kg)

PBC-10 10 12,7 26 50 6

Chú ý trước khi đặt chống sét van cần phải thử nghiệm các đặc tính kỹ thuật

của chống sét van, như: điện áp phóng điện,điện áp chịu đựng lớn nhất, điện áp

dư, dòng điện rò…

3.4 Chọn thanh dẫn xuống máy biến áp:

Thanh dẫn được chọn theo điều kiện phát nóng cho phép: K1.K2.Icp ≥ Icb

Trong đó:

K1 = 1 vì thanh góp đặt đứng

K2 : Hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường, K2 = 1.

Dòng điện chạy qua thanh dẫn là không lớn. Tuy nhiên để đảm bảo độ

bền cơ, Ta chọn thanh đồng tròn đường kính 8mm: có Icp (A) = 235A

4. Chọn thiết bị điên hạ áp:

Khi chọn các thiết bị điện hạ áp ta dựa vào những điều kiện sau:

Ilvmax =

Uđm ≥ Uđmmạng = 0,4kV

Iđmtb ≥ Ilvmax.



Yêu cầu bố trí thiết bị điện trong tủ hạ áp sao cho gọn thoáng, dễ kiểm

tra và thao tác.

4.1 Chọn cáp từ máy biến áp sang tủ phân phối.

Cáp được chọn theo điều kiện phát nóng cho phép:

k1.k2.Icp ≥ IttH

Trong đó:

k1 = 1. Hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường

k2 = 1. Hệ số hiệu chỉnh có kể đến số lượng cáp đi chung một ranh

Icp : Dòng điện cho phép

IttH : Dòng điện tính toán phía hạ áp

IttH = 1,3Iđm MBA =

Dựa vào điều kiện đó, ta chọn cáp đồng PVC loại 4G70 có Icp = 245 A

4.2 Chọn tủ phân phối :

Tra giáo trình Hệ thống cung cấp điện trang 358 ta có:

Tủ tự tạo có : cao 1,2m - rộng 0,8m – dày 0,3m chứa 1 AT; 3 AN

4.3 Thanh cái hạ áp:

Thanh dẫn được chọn theo điều kiện phát nóng cho phép: k1.k2.Icp ≥ Icb

Trong đó:

k1 = 1 vì thanh góp đặt đứng

k2 = 1: Hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường

Dòng điện cưỡng bức: Icb = 1,3.144,4= 188 A

Chọn theo PL-10 Giáo trình thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp. Ta

chọn thanh dẫn đồng có thông số như bảng sau:

Kích thước

thanh dẫn

Tiết diện thanh dẫn

(mm2)

Trọng lượng

(kg/m)

Dòng điện cho phép

(A)

30x3 90 1,15 450

4.4 Chọn Áptomát tông:

Điều kiện chọn Aptomat:



Điện áp định mức (V): Uđm.A ≥ Uđm.mg

Dòng điện định mức (A): Iđm.A ≥ IttH

Ta có:

Điện áp định mức của mạng điện: Uđm.m = 400 V

Dòng điện tính toán phía hạ áp: IttH = 188 A

Tra mục 3.10 Giáo trình Hệ thống cung cấp điện ta chọn Aptomát do

Nga chế tạo có các thông số sau:

Loại Udm (V) Idm (A) Icăt (kA) Số cực

NS200E 500 200 8 3

4.5 Chọn Áptomát nhánh:

Từ thanh cái hạ áp có 2 lộ ra có: IN = 188/2 = 94A

Tra mục 3.10 Giáo trình Hệ thống cung cấp điện ta chọn Aptomát có các thông số sau:

Loại Udm (V) Idm (A) INmax (kA) Số cực

C100E 500 100 5 3

4.6 Chọn máy biến dòng:

Chọn máy biến dòng theo điều kiện sau:

IđmBI

Uđm ≥ Udm mạng

Theo Sổ tay lựa chọn & tra cứu thiết bị điện từ 0,4 đến 500 kV- Ngô Hồng Quang ta có các thông số sau:

Mã sản

phẩm

Dòng sơ cấp

(A)

Dòng thứ cấp (A)

Số vòng

dây sơ cấp

Dung lượng (VA)

Cấp chính xác

Đường kính (mm)

Trọng lượng (kg)

BD7 200 5 1 10 0,5 38 1,35



4.7 Chọn chống sét van hạ thế:

Chọn chống sét LOZA Xuất xứ Thái lan, có thông số kỹ thuật:

Loại Uđm Umax Chế đô làm việcTần

sốIs Ismax

LOZA 480V 480V Trung tính nối đât 50Hz 5kA 10kA

4.8 Chọn thiết bị đo đếm điên năng:

Tra theo phụ lục sách thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp ta chọn được

các thiết bị đo đếm điện năng có các thông số kỹ thuật cho trong bảng sau:

Tên đồng hồ ký hiệuCấp chính

xác

Công suất tiêu thụ(VA)

Cuộn áp

Cuộn dòng

Ampe-mét A 1,5 0,1

Vôn-mét V 1,5 2

Công tơ hữu công kW.h 0,5 2 2,5

4.9 Chọn sứ hạ thế :

Điều kiện chọn sứ hạ áp:

Điện áp định mức (kV): Uđm.s ≥ Uđm.m

Ta chọn sứ hạ thế A-30 Hoàng liên sơn, có các thông số sau:

LoạiUdm

(kV)Upđ ướt

(kV)F phá hoại

(kN)

Khối lượng (kg)

Chiều dài đường rò

(mm)

A-30 0,4 >12 >15 0,3 110

5. Tính ngắn mạch:

- Ta chỉ tính ngắn mạch 3 pha để kiểm tra các thiết bị đã chọn. Vì nguồn có

công suất vô cùng lớn, nên ta coi : I” = I .



- Thời gian tồn tại của ngắn mạch bằng thời gian bảo vệ của Rơle và Máy

cắt.

I”: Dòng điện siêu quá độ.

I : Giá trị ổn định của dòng điện ngắn mạch trong chế độ xác lập.

Ixk : Trị số tức thời của dòng điện xung kích.

Ixb : Giá trị hiệu dụng lớn nhất của dòng ngắn mạch.

Các bước tiến hành tinh ngắn mạch:

Tính ngắn mạch tại ba điểm theo sơ đồ sau:

Tinh ngắn mạch tại điểm N1:

Sơ đồ thay thế :

Điện kháng hệ thống :

Utb = 1,05.Uđm = 1,05.10 = 10,5 kV.


XHT

2,273

N1

CCTR

N1

N2

N3

Cáp


Dòng điện ngắn mạch 3 pha:

Tinh toán ngắn mạch tại điểm N2:

Khi tính toán ngắn mạch phía hạ áp. Ta qui đổi điện kháng Hệ thống và

điện kháng MBA sang phía hạ áp. Ta coi điện áp là nguồn không đổi.

Do đó ta có: IN = I” = I .

Sơ đồ thay thế:

Điện kháng Máy Biến Áp:

XHT0,4 = XHT.0,4/10,5 = 2,273.0,4/10,5 = 0,087

Cáp nối từ máy biến áp đến tủ phân phối dài 5 m , do đó ta có:

RD2 = 0,245.5.10-3 = 0,001 (Ω)

Điện trở Atomat tổng:

RAT1 = 0,075mΩ = 75.10-4(Ω)

Do đó dòng điện ngắn mạch 3 pha:

Dòng điện xung kích :


XHT

0,087 N2

XB

0,096RD

0,001RAT1

75.10-4

Z2

0,184 N2


Tinh toán ngắn mạch tại điểm N3:

Điện trở Atomat nhánh:

RAT1 = 0,18mΩ = 18.10-5(Ω)

=> Z3 = 0,184 +0,00018 = 0,18418 (Ω)

Do đó dòng điện ngắn mạch 3 pha:

Dòng điện xung kích :

Kiểm tra các khi cụ điên:

Kiểm tra khí cụ điện cao áp (Cầu chì tự rơi):

Idm cắt ≥ IN1.

Sđmcắt ≥SN1

Theo như tính toán ở trên ta có :

IN1 = 2,67 kA < Idmcắt = 10 kA.

Do đó cầu chì tự rơi đã chọn thoã mãn ( đạt yêu cầu).

Kiểm tra khi cụ điên hạ áp:

Thanh cái hạ áp:

- Kiểm tra ổn định lực điện động:


Z3

0,18418 N3


Khi có ngắn mạch vì dòng ngắn mạch rất lớn nên gây ra lực lực điện

động lớn tác dụng lên thanh dẫn.

+ Tính lực động điện:

Với cấp điện áp 0,4 kV, lấy khoảng cách giữa các pha là a = 10 cm,

khoảng cách giữa 2 sứ l = 60 cm.

Theo kết quả tính ngắn mạch tại N2: ixk = 3,21 kA

Ta có:

+ Tính mô men chống uốn:

+ Tính ứng suất tính toán:

Ứng suất tính toán giữa các pha với nhau: (Thanh dẫn đặt đứng trên mặt

phẳng ngang.)

;

Vậy thanh góp đã cho thỏa mãn điều kiện ổn định động và ổn định nhiệt

Kiểm tra cáp tổng hạ áp:

Điều kiện ổn định nhiệt của cáp đồng 4Gx70 là:

Trong đó : - BN là xung lượng của dòng ngắn mạch

- C là hằng số của vật liệu. Với dây đồng C= 144

- Xung lượng nhiệt của thành phần dòng ngắn mạch: ta tính trong 1s:

.

Vậy cáp đảm bảo ổn định nhiệt.

Kiểm tra áptômát tổng:



Dòng điện cắt ngắn mạch định mức của áptômát tổng đã chọn bằng:

Icắt đm = 8kA.

Dòng điện ngắn mạch tại N2 bằng: IN2= 1,26kA.

Như vậy nên áptômát đã chọn đạt yêu cầu kỹ thuật.

Kiểm tra áptômát nhánh:

Dòng điện cắt ngắn mạch định mức của áptômát tổng đã chọn bằng:

Icăt = 5kA

Dòng điện ngắn mạch tại N3 bằng: IN3= 1,25kA.

Như vậy nên áptômát đã chọn đạt yêu cầu kỹ thuật.

6. Tính toán nối đât cho trạm biến áp:

Trong các trạm biến áp thì nối đất an toàn và nối đất làm việc thường

được nối chung với nhau. Điện trở nối đất của toàn trạm biến áp hạ áp với công

suất không quá 320 kVA thường có Rd ≤ 4 Ω. Căn cứ vào điện trở suất của đất

của đất =0,4.104 Ω/km & mặt bằng của trạm có đủ điều kiện đóng cọc tiếp

đất thì ta chọn phương án nối đất của trạm, sau đó tính toán điện trở nối đất của

phương án đã chọn.

Nếu trong trường hợp Rđ = 4 Ω thì phương án nối đất đạt yêu cầu nếu

Rđ ≥ 4 Ω , ta phải xử lý bằng cách đóng cọc cho đến khi điện trở nối đát

đạt yêu cầu.

Mặt bằng bố trí tiếp địa:

Ta dùng thanh tròn đường kính 0,02m, chôn sâu 0,8m xung quanh trạm

mỗi cạnh là 5 và 3m.



Sơ đồ nối đất Trạm biến áp

Điện trở nối đất mạch vòng được xác định bằng công thức:

Trong đó :

ρ – Điện trở suất của đất (ρ = 0,4.10 Ω/km = 4 Ω/m

K - Hệ số mùa của nối đất an toàn (K = 1,6 )

L – Chu vi của mạch vòng nối đất = 2( a + b) = 2.( 5+3) =16m

d – Đường kính thanh ( d = 2 cm = 0,02 m)

h – Độ chôn sâu ( h = 0,8 m)

K – Hệ số hình dáng phụ thuộc hình dáng hệ thống nối đất

Với nối đất mạch vòng ta có bảng quan hệ giữa K và tỷ số l1/ l2, như sau:

l1/ l2= 5/3 = 1,67

→ k(1,92) =

Thay số vào ta được :

.

NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN

l1/ l2 1,0 1,5 2,0 3,0 4,0

K 5,53 5,81 6,42 8,17 10,4

78

3m

5m


Ta thấy RMV = 0,87Ω < 4Ω. Đạt yêu cầu. do đó ta không cần đóng thêm

cọc.



TÀI LIỆU THAM KHẢO

1. Giáo trinh mạng lưới điên PGS Trần Bách - NXB GD 2007

2. Thiết kế mạng và hê thống điên TS Nguyễn Văn Đạm - NXB KHKT 2004

3. Ngắn mạch trong hê thống điên – Lã Văn Út


Download - ĐỒ ÁN LƯỚI ĐIỆN

Top Related