Đồ án 1: Thiết kế mạng điện 110KV

TỔNG LIÊN ĐOÀN LAO ĐỘNG VIỆT NAM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC TÔN ĐỨC THẮNG

KHOA ĐIỆN - ĐIỆN TỬ

------

ĐỒ ÁN 1

THIẾT KẾ MẠNG ĐIỆN 110KV

GVHD SVTH MSSV Lớp Khoá

: ThS. TRẦN ĐÌNH CƯƠNG : NGUYỄN ANH THỜI : 41301679 : 13040102 : 2013 - 2018

TP. Hồ Chí Minh, tháng 4 năm 2016

TỔNG LIÊN ĐOÀN LAO ĐỘNG VIỆT NAM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC TÔN ĐỨC THẮNG

KHOA ĐIỆN - ĐIỆN TỬ

------

ĐỒ ÁN 1

THIẾT KẾ MẠNG ĐIỆN 110KV

GVHD SVTH MSSV Lớp Khoá

: ThS. TRẦN ĐÌNH CƯƠNG : NGUYỄN ANH THỜI : 41301679 : 13040102 : 2013 - 2018

TP. Hồ Chí Minh, tháng 4 năm 2016

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Mục lục

LỜI CẢM ƠN ............................................................................................................. 1

CHƯƠNG 1: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN ................... 2

1.1 THU THẬP SỐ LIỆU VÀ PHÂN TÍCH VỀ PHỤ TẢI:................................... 2

1.2 PHÂN TÍCH NGUỒN CUNG CẤP ĐIỆN: ...................................................... 2

1.3 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN: ............................... 2

1.3.1 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG: .................................................. 2

1.3.2 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG: ............................................ 4

CHƯƠNG 2: DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT ...................... 7

2.1 LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP TẢI ĐIỆN: ................................................................... 7

2.2. CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN: .............................................. 8

2.2.1 Khu vực 1: .................................................................................................... 9

2.2.2 Khu vực 2: .................................................................................................. 10

2.2.3 Khu vực 3: .................................................................................................. 10

2.3. TÍNH TOÁN CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN, TRỤ, SỨ, TỔN THẤT ĐIỆN ÁP, TỔN THẤT CÔNG SUẤT CHO CÁC PHƯƠNG ÁN: ................................ 13

2.3.1 LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN: ...................................................... 13

2.3.2 LỰA CHỌN TRỤ ĐIỆN VÀ TÍNH CÁC THÔNG SỐ ĐƯỜNG DÂY: . 18

2.3.3 TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ ĐIỆN ÁP:......................... 26

2.5 CHỌN SỐ BÁT SỨ: ........................................................................................ 33

2.6 TỔN HAO VẦNG QUANG: ........................................................................... 34

CHƯƠNG 3: SO SÁNH PHƯƠNG ÁN VỀ KINH TẾ ........................................... 35

3.1 TÍNH TOÁN .................................................................................................... 35

3.2 CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CHO PHƯƠNG ÁN : .............................. 35

3.2.1 PHƯƠNG ÁN 1 : ....................................................................................... 35

3.2.2 PHƯƠNG ÁN 2: ........................................................................................ 37

3.2.3 PHƯƠNG ÁN 3 : ....................................................................................... 38

3.2.4 PHƯƠNG ÁN 4: ........................................................................................ 39

CHƯƠNG 4: SƠ ĐỒ NỐI DÂY CHI TIẾT CHO MẠNG ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP .............................................................................................................................. 41

4.1. YÊU CẦU: ...................................................................................................... 41

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang I

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

4.2. CHỌN SỐ LƯỢNG VÀ CÔNG SUẤT CỦA MÁY BIẾN ÁP TRONG TRẠM GIẢM ÁP: ................................................................................................. 41

4.3. CÔNG SUẤT MÁY BIẾN ÁP: ...................................................................... 41

4.4. CHỌN MÁY BIẾN ÁP: ................................................................................. 42

4.4.1 Phụ tải 1: .................................................................................................... 42

4.4.2 Phụ tải 2: .................................................................................................... 42

4.4.3 Phụ tải 3: .................................................................................................... 42

4.4.4 Phụ tải 4: .................................................................................................... 42

4.4.5 Phụ tải 5: .................................................................................................... 42

4.4.6 Phụ tải 6: .................................................................................................... 42

4.5 CÔNG THỨC TÍNH TOÁN VÀ THÔNG SỐ MBA ..................................... 43

4.6. SƠ ĐỒ NỐI DÂY CHO THANH CÁI ĐƯỜNG DÂY VÀ TRẠM BIẾN ÁP: ................................................................................................................................ 44

CHƯƠNG 5: BÙ KINH TẾ TRONG MẠNG ĐIỆN ............................................... 45

5.1. NỘI DUNG: .................................................................................................... 45

5.2. YÊU CẦU TÍNH TOÁN BÙ KINH TẾ: ........................................................ 45

5.3. TÍNH TOÁN BÙ KINH TẾ: ....................................................................... 45

5.3.1 Bù kinh tế cho khu vực 1: .......................................................................... 47

5.3.2 Bù kinh tế cho khu vực 2: .......................................................................... 49

5.3.3 Bù kinh tế cho khu vực 3: .......................................................................... 51

5.3.4 Kết quả bù kinh tế: ..................................................................................... 53

6.1 MỤC ĐÍCH ...................................................................................................... 54

6.2 TÍNH TOÁN CÂN BẰNG CÔNG SUẤT KHÁNG ....................................... 55

6.2.1 Tính công suất ở đầu các đường dây nối đến thanh cái: ............................ 55

6.2.2 Tính toán cân bằng công suất phản kháng: ................................................ 63

CHƯƠNG 7: TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN ...... 65

7.1 MỤC ĐÍCH: ..................................................................................................... 65

7.2 TÍNH TOÁN TÌNH TRẠNG LÀM VIỆC CỦA MẠNG ĐIỆN LÚC PHỤ TẢI CỰC ĐẠI: .............................................................................................................. 65

7.2.1 Vẽ sơ đồ thay thế của mạng điện: .............................................................. 65

7.2.2 Bảng tổng kết phụ tải trước và sau khi bù, bảng thông số đường dây và máy biến áp: ........................................................................................................ 65

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang II

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

7.2.3 Tính điện áp và tổn thất công suất lúc phụ tải cực đại: ............................. 66

7.3 TÍNH TOÁN TÌNH TRẠNG LÀM VIỆC CỦA MẠNG ĐIỆN LÚC PHỤ TẢI CỰC TIỂU: ............................................................................................................ 74

7.3.1 Vẽ sơ đồ thay thế của mạng điện: .............................................................. 74

7.3.2 Bảng số liệu phụ tải: .................................................................................. 74

7.3.3 Tính điện áp và tổn thất công suất lúc phụ tải cực tiểu: ............................ 74

7.4 TÍNH TOÁN TÌNH TRẠNG LÀM VIỆC CỦA MẠNG ĐIỆN LÚC SỰ CỐ: ................................................................................................................................ 76

7.4.1 Sự cố đường dây N-3 đứt 1 lộ: ................................................................... 76

7.4.2 Sự cố đường dây N-4 bị đứt 1 lộ và hỏng một MBA: ............................... 79

7.4.3 Sự cố đứt dây N-6 là trầm trọng nhất: ....................................................... 81

CHƯƠNG 8: ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP CHỌN ĐẦU PHÂN ÁP CỦA MÁY BIẾN ÁP .............................................................................................................................. 87

8.1. MỞ ĐẦU:........................................................................................................ 87

8.2. CHỌN ĐẦU PHÂN ÁP: ................................................................................. 87

8.2.1 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 1 ................................................ 89

8.2.2 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 2: ............................................... 90

8.2.3 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 3: ............................................... 91

8.2.4 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 4: ............................................... 92

8.2.5 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 5: ............................................... 94

8.2.6 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 6: ............................................... 95

8.3. ĐẦU PHÂN ÁP CHO MÁY BIẾN ÁP TẠI CÁC TRẠM BIẾN ÁP: .......... 97

CHƯƠNG 9: CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN THIẾT KẾ .............................................................................................................................. 98

9.1 MỞ ĐẦU:......................................................................................................... 98

9.2 TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG: ....................................................... 98

9.2.1 Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện: ........................................... 98

9.2.2 Tổn thất điện áp hàng năm trong mạng điện: ............................................ 98

9.3 TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN: ......................................................... 99

9.4 LẬP BẢNG CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT: ................................. 101

TÀI LIỆU THAM KHẢO ....................................................................................... 102

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang III

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

LỜI CẢM ƠN

Lời đầu tiên, tôi xin gửi lời cảm ơn tới thầy giáo Trần Đình Cương và Huỳnh Văn Vạn - giảng viên Trường Đại học Tôn Đức Thắng và thầy Vạn là người trực tiếp giảng dạy tôi môn Lưới điện truyền tải và phân phối; Thầy Cương đã giúp đỡ hướng dẫn tôi thực hiện Đồ án 1 về Thiết kế mạng điện 110kV. Đồ án này là kết quả của quá trình học tập trong gần 4 học kỳ tại trường. Do đó, tôi cũng xin gửi lời cảm ơn tới toàn thể tất cả thầy, cô khoa Điện-Điện tử của Trường Đại học Tôn Đức Thắng- những người đã tham gia vào quá trình giảng dạy và trang bị cho tôi những kiến thức để tôi có thể hoàn thành đồ án này.

Tiếp đến là lời cảm ơn tới người thân, bạn bè đã động viên tôi trong suốt thời gian làm đồ án cũng như thời gian học tập.

Tôi xin chân thành cảm ơn!

Sinh viên Nguyễn Anh Thời

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 1

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

CHƯƠNG 1: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

1.1 THU THẬP SỐ LIỆU VÀ PHÂN TÍCH VỀ PHỤ TẢI:

Công tác phân tích phụ tải chiếm một vị trí hết sức quan trọng cần được thực

hiện một cách chu đáo.

Việc thu thập số liệu về phụ tải chủ yếu là để nắm vững về vị trí và yêu cầu của các hộ tiêu thụ lớn, dự báo nhu cầu tiêu thụ, sự phát triển của phụ tải trong tương lai. Sau khi thu thập số liệu và phân tích về phụ tải, ta có bảng số liệu tổng hợp như

Bảng 1.1: Số liệu phụ tải

 Đủ cung cấp cho phụ tải với cosφ = 0.9  Điện áp thanh cái cao áp:

Nguồn điện

1.1 Udm lúc phụ tải cực đại 1.05 Udm lúc phụ tải cực tiểu 1.1 Udm lúc sự cố

4 27 0.8 10.8 5000 5 17 0.72 6.8 5000

1 14 0.76 6.4 5000 2 15 0.82 6 5000 6 3 29 23 0.8 0.81 11.6 9.2 5000 5000 Kép Kép Vòng Vòng

22 22 22 22 22 22

±5% ±5% ±5% ±5% ±5% ±5% Phụ tải Pmax (MW) Cos Pmin(MW) Tmax (giờ/năm) Yêu cầu cung cấp điện Điện áp định mức phía thứ cấp trạm phân phối (kV) Yêu cầu điều chỉnh điện áp phía thứ cấp

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 2

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

1.2 PHÂN TÍCH NGUỒN CUNG CẤP ĐIỆN:

Trong thiết kế môn học chỉ cho một nguồn cung cấp điện cho phụ tải trong vùng. Nguồn điện được giả thiết cung cấp đủ công suất tác dụng theo nhu cầu của phụ tải với hệ số công suất là 0.9. Điều này cho thấy nguồn có thể không cung cấp đủ yêu cầu về công suất phản kháng và vì thế mà việc đảm bảo nhu cầu điện năng phản kháng có thể thực hiện trong quá trình thiết kế bằng cách bù công suất phản kháng tại các phụ tải mà không cần phải đi từ nguồn.

1.3 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN:

Cân bằng công suất trong hệ thống điện nhằm xét khả năng cung cấp của các

nguồn cho phụ tải thông qua mạng điện.

Tại mỗi thời điểm phải luôn đảm bảo cân bằng giữacông suất sản xuất và công suất tiêu thụ. Mỗi mức cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng xác định một giá trị tần số và điện áp.

Quá trình biến đổi công suất và các chỉ tiêu chất lượng điện năng khi cân bằng

công suất bị phá hoại, xảy ra rất phức tạp, vì giữa chúng có quan hệ tương hỗ.

Để đơn giản bài toán, ta coi sự thay đổi công suất tác dụng ảnh hưởng chủ yếu đến tần số, còn sự cân bằng công suất phản kháng ảnh hưởng chủ yếu đến điện áp. Cụ thể là khi nguồn phát không đủ công suất tác dụng cho phụ tải thì tần số bị giảm đi và ngược lại. Khi thiếu công suất phản kháng điện áp bị giảm thấp và ngược lại.

Trong mạng điện, tổn thất công suất phản kháng lớn hơn công suất tác dụng, nên khi các máy phát điện được lựa chọn theo sự cân bằng công suất tác dụng, trong mạng thiếu hụt công suất kháng. Điều này dẫn đến xấu các tình trạng làm việc của các hộ dùng điện, thậm chí làm ngừng sự truyền động của các máy công cụ trong xí nghiệp gây thiệt hại rất lớn. Đồng thời làm hạ điện áp của mạng và làm xấu tình trạng làm việc của mạng. Cho nên việc bù công suất kháng là vô cùng cần thiết. Mục đích của bù sơ bộ trong phần này là để cân bằng công suất kháng và số liệu để chọn dây dẫn và công suất máy biến áp cho chương sau.

Sở dĩ bù công suất kháng mà không bù công suất tác dụng là vì khi bù công suất phản kháng giá thành kinh tế hơn, chỉ cần dùng bộ tụ điện để phát ra công suất phản kháng. Trong khi thay đổi công suất tác dụng thì phải thay đổi máy phát, nguồn phát dẫn đến chi phí tăng lên nên không được hiệu quả về kinh tế.

1.3.1 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG:

Một đặc điểm quan trọng của các hệ thống điện là truyền tải tức thời điện năng từ các nguồn điện đến các hộ tiêu thụ và không thể tích luỹ điện năng thành số lượng

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 2

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

nhìn thấy được. Tính chất này xác định sự đồng bộ của quá trình sản xuất và tiêu thụ điện năng.

Tại mỗi thời điểm trong chế độ xác lập của hệ thống, các nhà máy của hệ thống cần phải phát công suất bằng công suất của các hộ tiêu thụ, kể cả tổn thất công suất trong các mạng điện, nghĩa là cần thực hiện đúng sự cân bằng giữa công suất phát và công suất tiêu thụ.

Ngoài ra để hệ thống vận hành bình thường, cần phải có sự dự trữ nhất định của công suất tác dụng trong hệ thống. Dự trữ trong hệ thống điện là một vấn đề quan trọng, liên quan đến vận hành cũng như phát triển của hệ thống điện.

Cân bằng công suất cần thiết để giữ tần số trong hệ thống điện. Cân bằng công

suất trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu thức sau:

∑ 𝑃𝐹 = 𝑚. ∑ 𝑃𝑝𝑡 + ∑ ∆𝑃𝑚𝑑 + ∑ 𝑃𝑡𝑑 + ∑ 𝑃𝑑𝑡 ∑ 𝑃𝐹 = 𝑚 ∑ 𝑃𝑝𝑡 + ∑ 𝑃𝑚𝑑

Trong đó:

- ΣPF: Tổng công suất tác dụng phát ra của các nhà máy điện trong hệ thống.

- ΣPptmax: Tổng phụ tải cực đại của các hộ tiêu thụ. - m: Hệ số đồng thời (giả thiết chọn 0,8). - ΣPmd: Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp. - ΣPtd: Tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện. - ΣPdt: Tổng công suất dự trữ.

Xác định hệ số đồng thời của một khu vực phải căn cứ vào tình hình thực tế của

phụ tải.

Theo tài liệu thống kê thì tổn thất công suất tác dụng của đường dây và máy

biến áp trong trường hợp mạng cao áp khoảng 8÷10%.

Ta có:

ΣΔPmd = 10% mΣPpt

Công suất tự dùng của các nhà máy điện: Tính theo phần trăm của (mΣPpt + ΣPmd)

- Nhà máy nhiệt điện 3 ÷ 7%. - Nhà máy thuỷ điện 1 ÷ 2%.

Công suất dự trữ của hệ thống:

- Dự trữ sự cố thường lấy bằng công suất của một tổ máy lớn nhất trong

hệ thống điện.

- Dự trữ phụ tải là dự trù cho phụ tải tăng bất thường ngoài dự báo: 2 - 3%

phụ tải tổng.

- Dự trữ phát triển nhằm đáp ứng phát triển phụ tải 5 - 15 năm sau.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 3

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Tổng quát dự trữ hệ thống lấy bằng 10 - 15% tổng phụ tải của hệ thống. Trong thiết kế môn học giả thiết nguồn điện đủ cung cấp hoàn toàn cho nhu cầu công suất tác dụng và chỉ cân bằng từ thanh cái cao áp của trạm biến áp tăng của nhà máy điện nên tính cân bằng công suất tác dụng như sau:

∑ 𝑃𝐹 = 𝑚 ∑ 𝑃𝑝𝑡 + ∑ 𝑃𝑚𝑑

Từ số liệu công suất tác dụng cực đại của các phụ tải ta tính được công suất tác

dụng của nguồn phát ra là:

∑ 𝑃𝐹 = 𝑚 ∑ 𝑃𝑝𝑡 + ∑ 𝑃𝑚𝑑 = 𝑚(1 + 10%) × ∑ 𝑃𝑝𝑡𝑚𝑎𝑥

= 0.8 × (1 + 0.1) × (14 + 15 + 23 + 27 + 17 + 29) = 0.8 × 1.1 × 125 = 110 𝑀𝑊

Vậy ta cần nguồn có công suất tác dụng là: ∑PF= 110 (MW).

1.3.2 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG:

Sản xuất và tiêu thụ điện năng bằng dòng điện xoay chiều đòi hỏi sự cân bằng giữa điện năng sản xuất ra và điện năng tiêu thụ tại mỗi thời điểm. Sự cân bằng đòi hỏi không những chỉ đối với công suất tác dụng, mà còn đối với cả 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 sự thay đổi điện áp trong mạng điện. Nếu công suất phản kháng phát ra lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ thì điện áp trong mạng điện sẽ tăng, ngược lại nếu thiếu công suất phản kháng điện áp trong mạng sẽ giảm. Vì vậy để đảm bảo chất lượng của điện áp ở các hộ tiêu thụ trong mạng điện và trong hệ thống, cần tiến hành cân bằng sơ bộ công suất phản kháng.

Ta có mối quan hệ của công suất tác dụng phản kháng: Qi = Pi×tgφi

Từ các số liệu của phụ tải và của nguồn tính ở trên ta có các công suất phản kháng

của nguồn và của các phụ tải như sau:

Nguồn 125 97.48 158.72 Bảng 1.2 Tải2 15 0.82 10.47 18.29 Tải1 14 0.76 11.97 18.42 Tải3 23 0.81 16.65 28.40 Tải4 27 0.8 20.25 33.75 Tải5 17 0.72 16.39 23.61 Tải6 29 0.8 21.75 36.25 Thông số P(MW) Cos Q(MVar) S(MVA)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 4

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Cân bằng công suất phản kháng nhằm giữ điện áp bình thường trong hệ thống.

Cân bằng công suất phản kháng được biểu diễn bằng biểu thức sau:

∑ 𝑄𝐹 + ∑ 𝑄𝑏ù∑ = 𝑚 ∑ 𝑄𝑝𝑡 + ∑ ∆𝑄𝐵 + ∑ ∆𝑄𝐿 − ∑ 𝑄𝐶 + ∑ 𝑄𝑡𝑑 + ∑ 𝑄𝑑𝑡

Trong đó:

- 𝛴𝑄𝐹: tổng công suất phát ra của các máy phát điện. Trong thiết kế môn học chỉ thiết kế từ thanh cái cao áp của trạm biến áp tăng của nhà máy nên chỉ cần cân bằng từ thanh cái cao áp.

∑𝑄𝐹 = ∑𝑃𝑝𝑡 × tan 𝜑𝐹 = 110 × tan(cos−1 0.9) = 110 × 0.48

= 53.28 (𝑀𝑉𝐴𝑟)

- mΣQpt: tổng phụ tải phản kháng của mạng điện có xét đến hệ số đồng

thời.

- ΣΔQB: tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp có thể ước

2 2 + ΣQpt

lượng với:ΣΔQB = (8 ÷ 12%)ΣSpt; ΣSpt = √ΣPpt

Ta chọn : ΣΔQB = 10%ΣSpt = 10% × 158.72 = 15.872 (MVAr)

- 𝛴Δ𝑄𝐿: tổng tổn thất công suất kháng trên các đoạn đường dây của mạng điện. Với mạng điện 110 kV trong tính toán sơ bộ có thể xem tổn thất công suất phản kháng trên cảm kháng đường dây bằng công suất phản kháng do điện dung đường dây cao áp sinh ra.

- 𝛴𝑄𝑡𝑑: tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện trong hệ thống với

ΣQtd = ΣPtd × tgφtd

- 𝛴𝑄𝑑𝑡: công suất phản kháng dự trữ của hệ thống với :

ΣQdt = (5 ÷ 10%)ΣQpt

Trong thiết kế môn học, chỉ cân bằng từ thanh cái cao áp của nhà máy điện có thể không cần tính Qtd và Qdt. Từ công thức trên có thể suy ra lượng công suất kháng cần bù QbùƩ Nếu QbùƩ dương có nghĩa hệ thống cần cài đặt thêm thiết bị bù để cân bằng công suất kháng.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 5

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

′ =

2 + (Q − Qbù i)2 , và Cosφi

′ = √Pi Si

Pi ′ Si

Trong phần này ta chỉ xét cung cấp công suất bù cho các phụ tải ở xa nguồn và có hệ số cosφ thấp hay phụ tải có công suất tiêu thụ lớn. Và ta có thể tạm cho một lượng Qbù i ở các phụ tải này sao cho tổng Qbù i bằng QbùƩ. Sau đó, ta tính lại công suất biểu kiến và hệ số công suất cosφ mới theo công thức :

Từ biểu thức và các số liệu bảng trên ta có QbùƩ :

QbùΣ = mΣQpt + ΣΔQB − ΣQF = 0.8 × 97.48 + 15.872 − 53.28

= 40.576 (𝑀𝑉𝐴𝑟)

Chọn 𝐐𝐛ù𝚺 = 42(MVAr)

Bảng 1.3: Sau khi bù sơ bộ công suất kháng ta có bảng số liệu phụ tải

Cos Cos’

Phụ tải Ppt (MW) Qpt (MVa) Qb (MVa) Qpt-Qb (MVa) S (MVA) S’ (MVA)

1 14 0.76 11.97 6 5.97 18.42 15.22 0.92

2 15 0.82 10.47 4 6.47 18.29 16.34 0.92

3 23 0.81 16.65 6 10.65 28.40 25.35 0.91

4 27 0.8 20.25 8 12.25 33.75 29.65 0.91

5 17 0.72 16.39 10 6.39 23.61 18.16 0.94

6 29 0.8 8 32.09

21.75 97.48 13.75 55.48 36.25 158.72 0.90 125 Tổng 42 136.76

Số liệu này sẽ được dùng trong phần so sánh phương án chọn dây chọn công suất máy biến áp. Nếu sau này khi tính chính xác lại sự phân bố thiết bị bù mà một phụ tải không được bù nhưng lại được bù sơ bộ thì ta phải kiểm tra lại tiết diện dây và công suất máy biến áp đã chọn.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 6

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

CHƯƠNG 2: DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT

2.1 LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP TẢI ĐIỆN:

Điện áp vận hành của cả mạng điện ảnh hưởng chủ yếu đến các chỉ tiêu kinh tế

kỹ thuật cũng như các đặc trưng kỹ thuật của mạng điện.

Điện áp định mức của cả mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố: công suất của phụ tải, khoảng cách giữa các phụ tải và các nguồn cung cấp điện, vị trí tương đối giữa các phụ tải với nhau, sơ đồ mạng điện.

Điện áp định mức của mạng điện được chọn đồng thời với sơ đồ cung cấp điện. Điện áp định mức sơ bộ của mạng điện có thể xác định theo giá trị của công suất trên mỗi đoạn đường dây trong mạng điện.

Vì chưa có sơ đồ nối dây cụ thể, sơ bộ về một số đường dây hình tia nối từ nguồn đến phụ tải ở xa hoặc có công suất tiêu thụ lớn cấp điện áp phụ thuộc vào công suất và khoảng cách truyền tải. Dựa vào công thức Still để tìm điện áp tải điện U(kV):

𝑈 = 4,34√L + 0,016P

Trong đó:

P: công suất truyền tải (KW). L: khoảng cách truyền tải (km).

Bảng 2.1: Lựa chọn cấp điện áp tải điện.

1 14 50 78.32

2 15 41.23 89.92

3 23 31.62 85.21

4 27 41.23 91.33

5 17 41.23 99.85

6 29 28.28 92.98

Phụ tải P(MW) L(kM) U(kV)

Theo các cấp điện áp của Việt Nam thì chỉ có cấp 110 KV là cao gần nhất so với

98,61 kV nên ta sẽ chọn cấp điện áp 110 kV để truyền tải cho hệ thống này.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 7

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

2.2. CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN:

Sơ đồ nối dây của mạng điện phụ thuộc nhiều yếu tố: số lượng phụ tải, vị trí phụ tải, mức độ liên tục cung cấp điện, công tác vạch tuyến, sự phát triển của phụ tải và khả năng vận hành của mạng điện.

Trong phạm vi đồ án môn học có thể chia ra làm nhiều vùng để cung cấp điện cho các nút phụ tải. Đối với phụ tải có nhu cầu cung cấp điện liên tục cần đưa ra phương án đường dây lộ kép hay phương án mạch vòng kín.

Ta chia sơ đồ theo 3 khu vực sau:

 Khu vực 1 gồm phụ tải 1 và 2 yêu cầu cung cấp điện không liên tục.  Khu vực 2 gồm phụ tải 3 và 4 yêu cầu cung cấp điện liên tục.  Khu vực 3 gồm phụ tải 5 và 6 yêu cầu cung cấp điện liên tục.

2

1

5 N

4

6

3

|----| : 10km

Hình 2.1: Vị trí các phụ tải và nguồn điện

Đối với khu vực không cần cung cấp điện liên tục thì có 2 phương án:

 Hai tải mắc hình tia đơn.  Hai tải mắc nối tiếp liên thông đơn.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 8

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Đối với khu vực cần cung cấp điện liên tục thì có 3 phương án:

 Hai tải mắc liên thông kép.  Hai tải mắc thành hình tia kép.  Hai tải mắc thành vòng kín.

2.2.1 Khu vực 1: yêu cầu cung cấp điện không liên tục nên có 3 phương án.

Phương án 1: Tải 1 và 2 mắc hình tia đơn.

Phương án 2: Tải 1 và 2 mắc nối tiếp liên thông đơn. 2

Hình 2.2: Các phương án đi dây khu vực 1

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 9

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

2.2.2 Khu vực 2: yêu cầu cung cấp điện liên tục lộ kép nên có 3 phương án.

 Phương án 1: Tải 1 và 2 mắc liên thông kép.

 Phương án 2: Tải 1 và 2 mắc thành hình tia kép.

Hình 2.3: Các phương án đi dây khu vực 2

2.2.3 Khu vực 3: yêu cầu cung cấp điện liên tục vòng nên có 1 phương án.

Tải 5 và 6 mắc thành vòng kín.

Hình 2.4: Phương án đi dây khu vực 3

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 10

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Ta có các phương án nối điện như sau:

Phương án 2: 2 Phương án 1: 2

1 1

5 N 5 N

4 4

6 6

3 3

Phương án 3: Phương án 4

2 2

1 1

5 N 5 N

4 4

6 6

3 3

Hình 2.5: Các phương án nối điện

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 11

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Chọn phương án tối ưu: Tính ∑Pi.Li của từng phương án sau đó so sánh các phương án với nhau, chọn 02 phương án tối ưu dựa vào ∑Pi.Li nhỏ nhất và đảm bảo yêu cầu:

Vùng 1: mạch cung cấp điện không liên tục Vùng 2: mạch cung cấp điện liên tục mạch kép. Vùng 3: mạch cung cấp điện liên tục mạch vòng.

Bảng 2.2: Thông số ∑P*L của phương án 1

Phương án 1 N-2 15 N-3 N-4 23

N-1 14 50 41.23 31.62

5-6 N-5 N-6 18.13 27.87 1.13 27 41.23 28.28 36.06 41.23 700.00 618.45 727.26 1113.21 747.50 788.16 40.75 4735.33 Đường dây Công suất P(MW) Chiều dài L(Km) P*L Ʃ P*L

Bảng 2.3: Thông số ∑P*L của phương án 2

N-2 29

N-4 27 41.23 N-5 18.13 41.23 2-1 14 31.62 Phương án 2 N-3 23 31.62 Đường dây Công suất P(MW) Chiều dài L(Km) 41.23

N-6 27.87 28.28 1195.67 442.68 727.26 1113.21 747.50 788.16 5-6 1.13 36.06 40.75

5055.23 P*L Ʃ P*L

Bảng 2.4: Thông số ∑P*L của phương án 3

Phương án 3 N-3 50 31.62 N-1 14 50 N-2 15 41.23 3-4 27 36.06 N-5 18.13 41.23

N-6 27.87 28.28 700.00 618.45 1581.00 973.62 747.50 788.16 5-6 1.13 36.06 40.75

5449.48 Đường dây Công suất P(MW) Chiều dài L(Km) P*L Ʃ P*L

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 12

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Bảng 2.5: Thông số ∑P*L của phương án 4

N-2 29

3-4 27 36.06 N-5 18.13 41.23 2-1 14 31.62 Phương án 4 N-3 50 31.62 Đường dây Công suất P(MW) Chiều dài L(Km) 41.23

N-6 27.87 28.28 1195.67 442.68 1581.00 973.62 747.50 788.16 5-6 1.13 36.06 40.75

5769.38 P*L Ʃ P*L

2.3. TÍNH TOÁN CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN, TRỤ, SỨ, TỔN THẤT

ĐIỆN ÁP, TỔN THẤT CÔNG SUẤT CHO CÁC PHƯƠNG ÁN:

2.3.1 LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN:

2.3.1.1 Chọn tiết diện dây khu vực 1 (lộ đơn):

Đoạn N-1 (PA1, 3):

2 + 𝑄𝑁−1 √3Uđm Với Tmax = 5000 giờ, dây nhôm lõi thép nên ta có jkt = 1,1 A/mm2

√𝑃𝑁−1 × 103 = × 103 = × 103 = 96.68 (𝐴) IN-1 = √142+ 11.972 110√3 SN-1 √3Uđm

= = 87.89 (𝑚𝑚) 𝐹𝑁−1,𝑘𝑡 = 96.68 1.1 𝐼𝑁−1 𝑗𝑘𝑡  Chọn dây AC-95

2 + 𝑄𝑁−2 √3𝑈đ𝑚

√152 + 10.472 √𝑃𝑁−2 × 103 = × 103 = × 103 𝐼𝑁−2 = 110√3 Đoạn N-2 (PA1, 3): 𝑆𝑁−2 √3𝑈đ𝑚

= 96.01 (𝐴)

= = 87.28 (𝑚𝑚) 𝐹𝑁−2,𝑘𝑡 = 96.01 1.1 𝐼𝑁−2 𝑗𝑘𝑡  Chọn dây AC-95

2 + 𝑄2−1 √3𝑈đ𝑚

√142 + 11.972 √𝑃2−1 × 103 = × 103 = × 103 𝐼2−1 = 110√3 Đoạn 2-1 (PA2, 4): 𝑆2−1 √3𝑈đ𝑚

= 96.68 (𝐴)

= = 87.89 (𝑚𝑚) 𝐹2−1,𝑘𝑡 = 96.01 1.1 𝐼2−1 𝑗𝑘𝑡  Chọn dây AC-95

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 13

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

′2

Đoạn N-2’ (PA2, 4):

′ = 𝐼𝑁−2

′ 𝑆𝑁−2 √3𝑈đ𝑚

′2 + 𝑄𝑁−2 √3𝑈đ𝑚

√292 + 22.442 √𝑃𝑁−2 × 103 = × 103 = × 103 110√3

= 192.46 (𝐴)

= = 174.96 (𝑚𝑚) 𝐹′𝑁−2,𝑘𝑡 = 192.46 1.1 𝐼′𝑁−2 𝑗𝑘𝑡  Chọn dây AC-185

2 + 𝑄𝑁−3 2√3𝑈đ𝑚

√232 + 16.652 √𝑃𝑁−3 × 103 = × 103 = × 103 𝐼𝑁−3 = 2 × 110√3 2.3.1.2 Chọn tiết diện dây khu vực 2 (lộ kép): Đoạn N-3 (PA1, 2): 𝑆𝑁−3 2√3𝑈đ𝑚

= 74.52 (𝐴)

= = 67.75 (𝑚𝑚) 𝐹𝑁−3,𝑘𝑡 = 74.52 1.1 𝐼𝑁−3 𝑗𝑘𝑡  Chọn dây AC-70

2 + 𝑄𝑁−4 2√3𝑈đ𝑚

√272 + 20.252 √𝑃𝑁−4 × 103 = × 103 = × 103 𝐼𝑁−4 = 2 × 110√3 Đoạn N-4 (PA1, 2): 𝑆𝑁−4 2√3𝑈đ𝑚

= 88.57 (𝐴)

= = 80.52 (𝑚𝑚) 𝐹𝑁−4,𝑘𝑡 = 88.57 1.1 𝐼𝑁−4 𝑗𝑘𝑡  Chọn dây AC-95

Bảng 2.6: Dòng điện cho phép của dây dẫn đoạn N-3, N-4:

(Sau khi đã hiệu chỉnh nhiệt độ, giả thiết nhiệt độ môi trường là 40o C=> k = 0.81)

Đoạn Dây dẫn Dòng điện cho phép (A)

AC-70 AC-95 0.81*275 = 222.75 0.81*335 =271.35 N-3 N-4

Trong quá trình truyền tải nếu có trường hợp đường dây lộ kép gặp sự cố và

bị đứt 1 dây thì dây còn lại chịu toàn bộ phụ tải gọi là dòng cưỡng bức.

- - I3,cb = ImaxN3*2 = 67.75*2 = 135.5 A < Icp I4,cb = ImaxN4*2 = 80.52*2 = 161.04 A < Icp

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 14

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

′2

Đoạn N-3’ (PA3, 4):

′ = 𝐼𝑁−3

𝑁−4 2√3𝑈đ𝑚

′2 + 𝑄𝑁−4 2√3𝑈đ𝑚

𝑆′ √502 + 36.92 √𝑃𝑁−4 × 103 = × 103 = × 103 2 × 110√3

= 163.08 (𝐴)

= = 148.25 (𝑚𝑚) 𝐹𝑁−4,𝑘𝑡 = 163.08 1.1 𝐼𝑁−4 𝑗𝑘𝑡

 Chọn dây AC-150

Đoạn 3-4 (PA3, 4):

2 + 𝑄3−4 2√3𝑈đ𝑚

√272 + 20.252 √𝑃3−4 × 103 = × 103 = × 103 𝐼3−4 = 2 × 110√3 𝑆3−4 2√3𝑈đ𝑚

= 88.57 (𝐴)

= = 80.52 (𝑚𝑚) 𝐹3−4,𝑘𝑡 = 88.57 1.1 𝐼3−4 𝑗𝑘𝑡

 Chọn dây AC-95

Bảng 2.7: Dòng điện cho phép của dây dẫn đoạn N-3’, 3-4:

(Sau khi đã hiệu chỉnh nhiệt độ, giả thiết nhiệt độ môi trường là 40o C=> k = 0.81)

Đoạn Dây dẫn Dòng điện cho phép (A)

AC-150 AC-95 0.81*445 = 360.45 0.81*335 =271.35 N-3’ 3-4

Trong quá trình truyền tải nếu có trường hợp đường dây lộ kép gặp sự cố và

bị đứt 1 dây thì dây còn lại chịu toàn bộ phụ tải gọi là dòng cưỡng bức.

- - I’3,cb = ImaxN3*2 = 148.25*2 = 296.5 A

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 15

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

2.3.1.3Chọn tiết diện dây khu vực 3 (mạch vòng) Đoạn N-5: Ta có:

𝑆𝑁−5 = 𝑆5(𝑙5−6 + 𝑙𝑁−6) + 𝑆6𝑙𝑁−6 (𝑙𝑁−5 + 𝑙5−6 + 𝑙𝑁−6)

= (17 + 16.39𝑗) × (36.06 + 28.28) + (29 + 21.75𝑗) × 28.28 41.23 + 36.06 + 28.28 = 18.13 + 15.82𝑗 (𝑀𝑉𝐴)

𝑆𝑁−6 = 𝑆5(𝑙𝑁−5 + 𝑙5−6) + 𝑆5𝑙𝑁−5 (𝑙𝑁−5 + 𝑙5−6 + 𝑙𝑁−6)

= (29 + 21.75𝑗) × (41.23 + 36.06) + (17 + 16.39𝑗) × 41.23 41.23 + 36.06 + 28.28

= 27.87 + 22.32 (𝑀𝑉𝐴) 𝑆5−6 = 𝑆𝑁−5 − 𝑆5 = 1.13 − 0.57𝑗 (𝑀𝑉𝐴𝑟) Đoạn N-5:

2 + 𝑄𝑁−5 √3𝑈đ𝑚

√18.132 + 15.822 √𝑃𝑁−5 × 103 = × 103 = × 103 𝐼𝑁−5 = 110√3 𝑆𝑁−5 √3𝑈đ𝑚

= 126.29 (𝐴)

= = 114.81 (𝑚𝑚) 𝐹𝑁−5,𝑘𝑡 = 126.29 1.1 𝐼𝑁−5 𝑗𝑘𝑡  Chọn dây AC-120

Đoạn N-6:

2 + 𝑄𝑁−6 √3𝑈đ𝑚

√27.872 + 22.322 √𝑃𝑁−6 × 103 = × 103 = × 103 𝐼𝑁−6 = 110√3 𝑆𝑁−6 √3𝑈đ𝑚

= 187.41 (𝐴)

= = 170.37 (𝑚𝑚) 𝐹𝑁−5,𝑘𝑡 = 187.41 1.1 𝐼𝑁−5 𝑗𝑘𝑡  Chọn dây AC-185

Đoạn 5-6:

2 + 𝑄5−6 √3𝑈đ𝑚

√1.132 + (−0.57)2 √𝑃5−6 × 103 = × 103 = × 103 𝐼5−6 = 110√3 𝑆5−6 √3𝑈đ𝑚

= 6.64 (𝐴)

= = 6.04 (𝑚𝑚) 𝐹5−6,𝑘𝑡 = 6.64 1.1 𝐼5−6 𝑗𝑘𝑡  Chọn dây AC-70

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 16

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Bảng 2.8: Dòng điện cho phép của dây dẫn đoạn N-5, N-6, 5-6:

(Sau khi đã hiệu chỉnh nhiệt độ, giả thiết nhiệt độ môi trường là 40o C=> k = 0.81)

Đoạn Dây dẫn Dòng điện cho phép (A)

AC-120 AC-185 AC-70 0.81*360 = 291.6 0.81*515 = 417.15 0.81*275 = 222.75 N-5 N-6 5-6

Trong quá trình truyền tải nếu có trường hợp đường dây mạch vòng gặp sự cố và bị đứt 1 dây thì dây còn lại chịu toàn bộ phụ tải gọi là dòng cưỡng bức. Nếu trường hợp xấu nhất là dứt dây N-6 thì còn lại 2 dây N-5 và dây 5-6.

- - IN5 = 313.63 A >Icp nên ta chọn lại là đường dây N-5 là AC-150 (Icp= 360.45A) I56= 190.26 A < Icp

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 17

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

2.3.2 LỰA CHỌN TRỤ ĐIỆN VÀ TÍNH CÁC THÔNG SỐ ĐƯỜNG

DÂY:

2.3.2.1 Lựa chọn trụ cho đường dây mạch đơn:

Trong 2 phương án này, đoạn N-1,1-2, N-5, N-6, 5-6 chúng ta đi dây lộ đơn nên chọn trụ Bêtông cốt thép có mã hiệu Y110-1 trang 158 sách thiết kế đồ án thiết kế mạng điện của thầy Hồ Văn Hiến như hình vẽ bên dưới:

Hình 2.6: Hình trức trụ kim loại Y110-1

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 18

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

2.3.2.2 Tính toán thông số điện trở, cảm kháng, dung dẫn các đường dây mạch đơn:

Dựa vào hình vẽ 2.10 ta tính được các khoảng cách sau:

Dab = 3.5+5.0 = 8.5 m Dac = √4.02 + 1.52 = 4.27 𝑚 Dbc = √4.02 + 7.02 = 8.06 𝑚

= √8.5 × 4.27 × 8.06 = 5.84 𝑚 Khoảng cách trung bình giữa các pha với nhau: 𝐷𝑚 = √𝐷𝑎𝑏 × 𝐷𝑎𝑐 × 𝐷𝑏𝑐

Đoạn N-1 sử dụng dây AC-95, có 6 sợi nhôm và 1 sợi thép, có đường kính ngoài là: d = 13.5 mm nên r = 6.75 mm.

5.84 ) = 2. 10−4 × 2𝜋 × 50. ln 𝑥𝑜 = 2. 10−4 × 2𝜋𝑓. 𝑙𝑛 Điện trở dây dẫn khi nhiệt độ ở 20oc: ro = 0.33 Ω/km. Cảm kháng của đường dây: 𝐷𝑚 𝑟 Ω 𝑘𝑚 2𝜋𝑓 2𝜋𝑓 6.75 × 10−3 = 0.42 ( ) = × 10−6 = 2.58 × 10−6 ( 𝑏0 = 1 Ω𝑘𝑚 18 × 106. ln 18. ln 𝐷𝑚 𝑟 5.84 0.25

Các đoạn N-2, 2-1: tính toán tương tự như cách tính của đoạn N-1

Đoạn N-2’ sử dụng dây AC-185, có 28 sợi nhôm và 7 sợi thép, có đường kính ngoài là: d = 19.0 mm nên r = 9.5 mm.

Điện trở dây dẫn khi nhiệt độ ở 20oc: ro = 0.17 Ω/km. Cảm kháng của đường dây:

5.84 ) = 2. 10−4 × 2𝜋 × 50. ln 𝑥𝑜 = 2. 10−4 × 2𝜋𝑓. 𝑙𝑛 𝐷𝑚 𝑟 Ω 𝑘𝑚 2𝜋𝑓 2𝜋𝑓 9.5 × 10−3 = 0.40 ( ) = × 10−6 = 2.72 × 10−6 ( 𝑏0 = 1 Ω𝑘𝑚 18 × 106. ln 18. ln 𝐷𝑚 𝑟 5.84 9.5

Đoạn N-6 tính tương tự

Đoạn N-5 sử dụng dây AC-150, có 28 sợi nhôm và 7 sợi thép, có đường kính ngoài là: d= 17 mm nên r = 8.5 mm.

Điện trở dây dẫn khi nhiệt độ ở 20oc: ro = 0.21 Ω/km. Cảm kháng của đường dây:

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 19

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

5.84 ) = 2. 10−4 × 2𝜋 × 50. ln 𝑥𝑜 = 2. 10−4 × 2𝜋𝑓. 𝑙𝑛 𝐷𝑚 𝑟 Ω 𝑘𝑚 2𝜋𝑓 2𝜋𝑓 8.5 × 10−3 = 0.41 ( ) = × 10−6 = 2.67 × 10−6 ( 𝑏0 = 1 Ω𝑘𝑚 18 × 106. ln 18. ln 𝐷𝑚 𝑟 5.84 8.5

Đoạn 5-6 sử dụng dây AC-70, có 6 sợi nhôm và 1 sợi thép, có đường kính ngoài là: d= 11.4 mm nên r = 5.7 mm.

5.84 ) = 2. 10−4 × 2𝜋 × 50. ln 𝑥𝑜 = 2. 10−4 × 2𝜋𝑓. 𝑙𝑛 Điện trở dây dẫn khi nhiệt độ ở 20oc: ro = 0.45 Ω/km. Cảm kháng của đường dây: 𝐷𝑚 𝑟 Ω 𝑘𝑚 2𝜋𝑓 2𝜋𝑓 5.7 × 10−3 = 0.44 ( ) = × 10−6 = 2.52 × 10−6 ( 𝑏0 = 1 Ω𝑘𝑚 18 × 106. ln 18. ln 𝐷𝑚 𝑟 5.84 5.7

2.3.2.3 Lựa chọn trụ cho đường dây mạch kép:

Trong phương án này chúng ta đi dây lộ kép nên chọn trụ thép có mã hiệu Y110-2 trang 160 sách thiết kế đồ án thiết kế mạng điện của thầy Hồ Văn Hiến như hình vẽ bên dưới:

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 20

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Hình 2.7: Hình thức trụ kim loại Y110-2

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 21

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Khoảng cách giữa các pha:

Dab = Db’c’ = √1.52 + 42 = 4.27m Dbc = Da’b’ = √1.52 + 42 = 4.27m Daa’= Dc’c’=√72 + 82=10.63 m Dac = Da’c’=8 m Dbb’=10 m Dac’=Dca’=2*3.5=7 m Da’b= Db’c= Dab’= Dbc’=√42 + 8.52=9.39 m

= 6.33 m

= 7.48 m

Khoảng cách trung bình của các pha: DAB = √ab × ab′ × a′b × a′b′ DAC = √ac × ac′ × a′c × a′c′ DBC = √bc × bc′ × b′c × b′c′ = 6.33 m = √4.27 × 9.39 × 9.39 × 4.27 = √8 × 7 × 7 × 8 = √4.27 × 9.39 × 9.39 × 4.27

= 6.69 m = √6.33 × 7.48 × 6.33 Khoảng cách trung bình học giữa các pha của đường dây lộ kép có hoán vị: 3 Dm = √DAB × DAC × DBC

2.3.2.4 Tính toán thông số điện trở, cảm kháng, dung dẫn các đường dây mạch kép:

Đoạn N-3 sử dụng dây AC-70, có 6 sợi nhôm và 1 sợi thép, có đường kính ngoài là: d = 11.4mm nên r = 5.7 mm.

0.46

Điện trở dây dẫn khi nhiệt độ ở 20oc: ro=0.46 Ω/km.

Điện trở tương đương: = 0.23 (Ω/km) 𝑟0 =

= 0.21 m = √0.21 × 0.2 × 0.21

Bán kính tự thân của 1 dây (7 sợi) (tra theo 7 sợi): r’ = 0.726r = 0.726*5.7 = 4.14 (mm) Khoảng cách trung bình hình học của các pha là: DsA = √r′ × Daa′ = √4.14 × 10−3 × 10.63 = 0.21 m DsB = √r′ × Dbb′ = √4.14 × 10−3 × 10 = 0.2 m DsC = √r′ × Dcc′ = √4.14 × 10−3 × 10.63 = 0.21 m Ds = √DsA × DsB × DsC Cảm kháng của đường dây:

) = 2. 10−4 × 2𝜋 × 50. ln = 0.22 ( 𝑥𝑜 = 2. 10−4 × 2𝜋𝑓. 𝑙𝑛 6.69 0.21 Ω 𝑘𝑚 𝐷𝑚 𝐷𝑠

Khoảng cách trung bình hình học của các pha là: 𝐷′𝑠𝐴 = √𝑟 × 𝐷𝑎𝑎′ = √5.7 × 10−3 × 10.63 = 0.25 𝑚

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 22

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

= 0.25 𝑚 = √0.25 × 0.24 × 0.25

𝐷′𝑠𝐵 = √𝑟 × 𝐷𝑏𝑏′ = √5.7 × 10−3 × 10 = 0.24 𝑚 𝐷′𝑠𝐶 = √𝑟 × 𝐷𝑐𝑐′ = √5.7 × 10−3 × 10.63 = 0.25 𝑚 𝐷′𝑠 = √𝐷′𝑠𝐴 × 𝐷′𝑠𝐵 × 𝐷′𝑠𝐶 Dung kháng của đường dây:

2𝜋𝑓 2𝜋𝑓 ) = × 10−6 = 5.31 × 10−6 ( 𝑏0 = 1 Ω𝑘𝑚 18 × 106. ln 18. ln 6.69 0.25 𝐷𝑚 ′ 𝐷𝑠

Đoạn N-4 sử dụng dây AC-95, có 6 sợi nhôm và 1 sợi thép, có đường kính ngoài là: d = 13.5mm nên r = 6.75 mm.

0.33

Điện trở dây dẫn khi nhiệt độ ở 20oc: ro=0.33 Ω/km.

= 0.165 (Ω/km) Điện trở tương đương: ro =

= 0.23 m = √0.23 × 0.22 × 0.23

Bán kính tự thân của 1 dây (7 sợi) (tra theo 7 sợi): r' = 0.726r = 0.726*6.75 = 4.9 (mm) Khoảng cách trung bình hình học của các pha là: DsA = √r′ × Daa′ = √4.9 × 10−3 × 10.63 = 0.23 m Dsb = √r′ × Dbb′ = √4.9 × 10−3 × 10 = 0.22m DsC = √r′ × Dcc′ = √4.9 × 10−3 × 10.63 = 0.23 m Ds = √DsA × DsB × DsC Cảm kháng của đường dây:

) = 2. 10−4 × 2𝜋 × 50. ln = 0.21 ( 𝑥𝑜 = 2. 10−4 × 2𝜋𝑓. 𝑙𝑛 6.69 0.23 Ω 𝑘𝑚 𝐷𝑚 𝐷𝑠

= 0.27 𝑚 = √0.27 × 0.26 × 0.27

Khoảng cách trung bình hình học của các pha là: 𝐷′𝑠𝐴 = √𝑟 × 𝐷𝑎𝑎′ = √6.75 × 10−3 × 10.63 = 0.27 𝑚 𝐷′𝑠𝐵 = √𝑟 × 𝐷𝑏𝑏′ = √6.75 × 10−3 × 10 = 0.26 𝑚 𝐷′𝑠𝐶 = √𝑟 × 𝐷𝑐𝑐′ = √6.75 × 10−3 × 10.63 = 0.27 𝑚 𝐷′𝑠 = √𝐷′𝑠𝐴 × 𝐷′𝑠𝐵 × 𝐷′𝑠𝐶 Dung kháng của đường dây:

2𝜋𝑓 2𝜋𝑓 ) = × 10−6 = 5.44 × 10−6 ( 𝑏0 = 1 Ω𝑘𝑚 18 × 106. ln 18. ln 6.69 0.27 𝐷𝑚 ′ 𝐷𝑠

Đoạn 3-4 tính tương tự đoạn N-4

Đoạn N-3’ sử dụng dây AC-150, có 28 sợi nhôm và 7 sợi thép, có đường kính ngoài là: d = 17 mm nên r = 8.5 mm.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 23

0.21

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

= 0.105 (Ω/km)

= 0.26 m = √0.26 × 0.26 × 0.26

Điện trở dây dẫn khi nhiệt độ ở 20oc: ro=0.21 Ω/km. Điện trở tương đương: 𝑟0 = Bán kính tự thân của 1 dây (35 sợi) (tra theo 37 sợi): r’ = 0.768r = 0.768*8.5 = 6.53 (mm) Khoảng cách trung bình hình học của các pha là DsA = √r′ × Daa′ = √6.53 × 10−3 × 10.63 = 0.26 m DsB = √r′ × Dbb′ = √6.53 × 10−3 × 10 = 0.26 m DsC = √r′ × Dcc′ = √6.53 × 10−3 × 10.63 = 0.26 m Ds = √DsA × DsB × DsC Cảm kháng của đường dây:

) = 2. 10−4 × 2𝜋 × 50. ln = 0.2 ( 𝑥𝑜 = 2. 10−4 × 2𝜋𝑓. 𝑙𝑛 6.69 0.26 Ω 𝑘𝑚 𝐷𝑚 𝐷𝑠

= 0.25 𝑚 = √0.25 × 0.24 × 0.25

Khoảng cách trung bình hình học của các pha là: 𝐷′𝑠𝐴 = √𝑟 × 𝐷𝑎𝑎′ = √5.7 × 10−3 × 10.63 = 0.25 𝑚 𝐷′𝑠𝐵 = √𝑟 × 𝐷𝑏𝑏′ = √5.7 × 10−3 × 10 = 0.24 𝑚 𝐷′𝑠𝐶 = √𝑟 × 𝐷𝑐𝑐′ = √5.7 × 10−3 × 10.63 = 0.25 𝑚 𝐷′𝑠 = √𝐷′𝑠𝐴 × 𝐷′𝑠𝐵 × 𝐷′𝑠𝐶 Dung kháng của đường dây:

2𝜋𝑓 2𝜋𝑓 ) = × 10−6 = 5.31 × 10−6 ( 𝑏0 = 1 Ω𝑘𝑚 18 × 106. ln 18. ln 6.69 0.25 𝐷𝑚 ′ 𝐷𝑠

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 24

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

2.3.2.5Tổng hợp kết quả tính toán thông số điện trở, cảm kháng, dung dẫn các đường dây:

Bảng 2.9: Thông số đường dây của các phương án lúc vận hành bình thường

Đường dây

Số lộ

ro (Ω/km)

xo (Ω/km)

R=rol (Ω)

X=xol (Ω)

Y=bol (1/Ω)

Mã hiệu dây

Chiều dài (km)

bo (1/Ω.km) *10-6

1 AC-95

0.33

0.42

2.58

16.5

21.00 129.00

N-1

1 AC-95

41.23

0.33

0.42

2.58

13.61 17.32 106.37

N-2

1 AC-95

31.62

0.33

0.42

2.58

10.43 13.28 81.58

2-1

1 AC-185 41.23

0.17

0.40

2.72

7.01

16.49 112.15

N-2’

1 AC-150 41.23

0.21

0.41

2.67

8.66

16.90 110.08

N-5

1 AC-185 28.28

0.17

0.4

2.74

4.81

11.31 76.92

N-6

1 AC-70

36.06

0.46

0.44

2.52

16.59 15.87 90.87

5-6

2 AC-70

31.62

0.23

0.22

5.31

7.27

6.96 167.90

N-3

2 AC-70

41.23

0.165

0.21

5.44

6.80

8.66 224.29

N-4

2 AC-150 31.62

0.105

0.20

5.31

3.32

6.32 167.90

N-3’

2 AC-95

36.06

0.165

0.21

5.44

5.95

7.57 196.17

3-4

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 25

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

2.3.3 TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ ĐIỆN ÁP:

2.3.3.1 Mạch hình tia, liên thông:

2.3.3.1.1 Lúc vận hành bình thường:

Xét đoạn N-1:  Sơ đồ thay thế đoạn N-1

Hình 2.8

2 = (14 + j11.97) − j

 Công suất ở cuối tổng trở R1+jX1 của đường dây N-1:

× 1102 𝑆̇1 " = (𝑃1 + 𝑗𝑄1) − 𝑗 𝑈đ𝑚 𝑌1 2 129 × 10−6 2 = 14 + 𝑗11.19 (𝑀𝑉𝐴)

"𝑋1

 Tổn thất điện áp của đường dây N-1:

"𝑅1 + 𝑄1 𝑈đ𝑚

𝑃1 = = 4.24 (𝐾𝑉) ∆𝑈1 = (14 × 16.50) + (11.19 × 21.00) 110

 Phần trăm sụt áp của đường dây N-1:

× 100% = × 100% = 3.85% ∆𝑈1% = 5.26 110 ∆𝑈1 𝑈đ𝑚  Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-1:

2 2 + 𝑄"1 2 𝑈đ𝑚

𝑃"1 × 16.5 = 0.44 (𝑀𝑊) ∆𝑃1 = 𝑅1 = 142 + 11.192 1102

 Tổn thất công suất phản kháng trên đường dây N-1:

2 + 𝑄"1 2 2 𝑈đ𝑚

𝑃"1 × 21 = 0.56 (𝑀𝑉𝐴𝑟) ∆𝑄1 = 𝑋1 = 142 + 11.192 1102

′ = 𝑆̇1 𝑆̇1

 Công suất ở đầu tổng trở của đường dây N-1: " + (∆𝑃1 + 𝑗∆𝑄1) = (14 + j11.97) + (0.44 + j0.56)

= 14.44 + 𝑗12.53 (𝑀𝑉𝐴)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 26

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

′ − 𝑗

2 = (14.44 + j12.53) − j

 Công suất ở đầu đường dây N-1:

× 1102 𝑆̇𝑁 = 𝑆̇1 𝑈đ𝑚 129.00 × 10−6 1 𝑌1 1 = 14.44 + 𝑗11.75 (𝑀𝑉𝐴)

Tương tự cách tính như đoạn N-1, ta có các thông số tổn thất điện áp và tổn

thất công suất các đoạn N-2, N-3, N-4 được tính trong bảng sau:

Bảng 2.10: Thông số tổn thất khu vực 1 và 2

G h

THÔNG SỐ TỔN THẤT ĐIỆN ÁP VÀ TỔN THẤT CÔNG SUẤT MẠCH TIA VÀ LIÊN THÔNG

i c h ú

Đ o ạ n

S’’ (MVA)

S’ (MVA) SN (MVA)

ΔU (kv)

ΔU %

ΔP (MW)

ΔQ (MVar)

Spti (MVA)

jY/2 (1/Ω) *10-6

129j

16+11.19j 4.24 3.85

0.44

0.56 14.44+12.53j 14.44+11.75j

N-1 14+11.97j

3.4 3.09

0.36

0.46 15.36+10.93j 15.36+10.29j

N-2 15+10.47j 106.39j 15+9.83j

0.46

0.44 23.46+17.09j 23.46+16.07j

N-3 23+16.65j 167.9j 23+15.63j 2.51 2.28

0.61

0.78 27.61+21.03j 27.61+19.67j

N-4 27+20.25j 224.29j 27+18.89j 3.16 2.87

0.28

0.36

14.28+12.33j 14.28+11.84j

2-1 14+11.97j 81.58j 14+11.48j 2.71 2.46

0.77

1.81

30.05+24.12j 30.05+23.44

N-2’ 29.28+22.31j 112.15j 29.28+21.63j 5.11 4.65

0.54

0.68

27.54+20.93j 27.54+19.74j

3-4 27+20.25j 196.17j 27+19.06j 2.77 2.52

1.04

1.99

51.58+38.38j 51.58+37.36

N-3’ 50.54+36.39j 167.9j 50.54+35.37j 3.56 3.24

Lộ đơn Lộ đơn Lộ kép Lộ kép Liên thông Liên thông Liên thông Liên thông

Các giá trị ∆U% <10% nên các đường dây đều đạt yêu cầu kỹ thuật

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 27

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

2.3.3.2Mạch vòng:

2.3.3.2.1 Lúc vận hành bình thường:

Xét đoạn N-5-6-N:

 Sơ đồ thay thế đoạn N-5-6-N:

Hình 2.8: Sơ đồ thay thế vòng N-5-6

 Công suất do phân nửa điện dung của đường dây sinh ra:

2 = 𝑗

× 110.08 × 10−6 × 1102 = 𝑗0.666(𝑀𝑉𝐴𝑟) 𝑗∆𝑄𝐶𝑁−5 = 𝑗 𝑌𝑁−5𝑈đ𝑚

× 76.92 × 10−6 × 1102 = 𝑗0.465 (𝑀𝑉𝐴𝑟) 𝑗∆𝑄𝐶𝑁−6 = 𝑗 𝑌𝑁−6𝑈đ𝑚

2 = 𝑗

× 90.87 × 10−6 × 1102 = 𝑗0.550 (𝑀𝑉𝐴𝑟) 𝑗∆𝑄𝐶5−6 = 𝑗 𝑌5−6𝑈đ𝑚 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 = 𝑗 2 1 2  Công suất tính toán ở các nút 5 và 6:

𝑆̇5 = 𝑃5 + 𝑗𝑄5 = 17 + 𝑗16.39 (𝑀𝑉𝐴) 𝑆̇6 = 𝑃6 + 𝑗𝑄6 = 29 + 𝑗21.75 (𝑀𝑉𝐴) ′ = 𝑆̇5 − 𝑗∆𝑄𝐶𝑁−5 − 𝑗∆𝑄𝐶5−6 = 17 + 𝑗16.39 − 𝑗0.666 − 𝑗0.55 𝑆̇ 5

′ = 𝑆̇6 − 𝑗∆𝑄𝐶𝑁−6 − 𝑗∆𝑄𝐶5−6 = 29 + 𝑗21.75 − 𝑗0.465 − 𝑗0.55 𝑆̇6

= 17 + 𝑗15.17 (𝑀𝑉𝐴)

= 29 + 𝑗20.73 (𝑀𝑉𝐴)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 28

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Áp dụng phân bố công suất gần đúng theo tổng trở để tính dòng công suất

trên đường dây nối với nguồn: ′∗ × ZN−6 + 𝑆̇ 𝑆̇6 ′∗ × (Z5−6 + ZN−6) 5 𝑆̇ ∗ = 𝑁−5 ZN−5 + Z5−6 + ZN−6

′∗ × (Z5−6 + ZN−5)

= (29 − 20.73j) × (4.81 + 11.31j) + (17 − 15.17j) × (16.59 + 15.87j + 4.81 + 11.31j) (8.66 + 16.9j + 16.59 + 15.87j + 4.81 + 11.31j)

= 17.81 – 13.95j MVA 𝑆̇𝑁−5 = 17.81 + 13.95𝑗 MVA ′∗ × ZN−5 + 𝑆̇6 𝑆̇ 5 𝑆̇𝑁−6 ∗ = ZN−5 + Z5−6 + ZN−6

= (17 − 15.17) × (8.66 + 16.9j) + (29 − 20.73j) × (16.59 + 15.87j + 4.81 + 11.31j) (8.66 + 16.9j + 16.59 + 15.87j + 4.81 + 11.31j)

′

=28.19 - 21.95j MVA 𝑆̇𝑁−6 = 28.19 + 21.95𝑗 MVA Kiểm tra kết quả:

′ + 𝑆̇𝑁−6 𝑁−5

5 =17.81+13.95j – 17 – 15.17j =0.81 –1.22j MVA

𝑆̇𝑁−5 + 𝑆̇𝑁−6 = 𝑆̇

Tổn thất công suất ở 2 đoạn N-6 và N5-6:

Suy ra công suất trên đoạn 5-6 theo chiều giả thiết: S5-6 = SN-5 – S’ Suy ra công suất theo chiều từ 5 đến 6.

′′ = P6 + jQ6 − j SN−6

 Đoạn N-6

+ Công suất ở cuối tổng trở của đoạn N-6: YN−6 2

′′ = 29 + 21.28j MVA

2 × Uđm 76.92 × 10−6 2 ′′ = PN−6 SN−6

′′ + jQN−6

= 29 + j21.75 − j × 1102 = 29 + 21.28j MVA

′′ × XN−6

′′ × RN−6 + QN−6 PN−6

+ Tổn thất điện áp trên đoạn N-4:

= = 3.46KV ∆𝑈𝑁−6 = 29 × 4.81 + 21.28 × 11.31 110 Uđm + Phần trăm sụt áp trên đoạn N-6:

× 100% = × 100 = 3.15% ∆UN−6% = 3.46 110 ∆UN−6 Uđm

đm

+ Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-6: "2 + QN−6 PN−6 × 4.81 = 0.51(MW) ∆PN−6 = × RN−6 = 292 + 21.282 1102 U2

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 29

"2 + QN−6 PN−6

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

′′ + (∆PN−6 + j∆QN−6) = (29+21.28j)+(0.51+1.21j)

đm + Công suất ở đầu tổng trở của đoạn N-6: ′ = SN−6 SN−6 =29.51+22.49j MVA + Công suất ở đầu đoạn N-6 cũng là công suất của nguồn cung cấp cho toàn dây:

′ − j

2 = 20.51 + 22.49j − j

× 11.31 = 1.21 (MVar) × XN−6 = ∆QN−6 = + Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn N-6: "2 292 + 21.282 1102 U2

× 1102 SN−6 = SN−6 × Udm YN−6 2 76.92 × 10−6 2 = 20.51 + 22.02j MVA

+ Sụt áp trên toàn đường dây: ∆UN−6% = 3.15%

 Đoạn N5-6

2 = 0.81 − 1.12j − j

+ Công suất cuối tổng trở của đoạn 5-6:

′′ = 0.81 – 1.67j MVA

′′ = P5−6 + jQ5−6 − j S5−6 ′ + jQ5−6 ′′ = P5−6 S5−6 + Tổn thất điện áp trên đoạn 5-6:

× 1102 × Udm Y5−6 2 90.87 × 10−6 2

" × R5−6 + X5−6 × Q5−6 P5−6 Uđm

= = 0.36kV ∆U5−6 = 0.81 × 16.59 + 0 × 15.87 110

+ Phần trăm sụt áp trên đoạn 5-6:

"2 + Q5−6 P5−6

× 100% = × 100% = 0.33% ∆U5−6% = 0.36 110 ∆U5−6 Uđm + Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn 5-6:

đm

× 16.59 = 0.005(MW) ∆P5−6 = × R5−6 = U2 0.812 + 1.672 1102

"2 + Q6−4 P6−4

+ Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn 5-6: "2

′′ + (∆P5−6 + j∆Q5−6) = (0.81- 1.67j) + (0.005+j0.005)

đm + Công suất ở đầu tổng trở của đoạn 5-6: ′ = S5−6 S5−6 =0.81 – 1.67j MVA + Công suất ở đầu đoạn 5-6:

′ − j

2 = (0.81 − 1.67j) − j

× 15.87 = 0.005(MVar) ∆Q6−4 = × X6−4 = U2 0.812 + 1.672 1102

× 1102 S5−6 = S5−6 Y5−6 2 90.87 × 10−6 2 × Udm = 0.81 – 2.22j MVA

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 30

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

′′ = S5−6 + (P5 + jQ5) − j

 Công suất ở cuối tổng trở của đoạn N-5:

2 × Uđm

SN−5 YN−5 2

′′ = 17.81 + 13.5j MVA

= (0.81 − 2.22j) + (17 + 16.39j) − j × 1102 110.08 × 10−6 2

′′ = PN−6 SN−6

= 17.81 + 13.5j MVA ′′ + jQN−6 + Tổn thất điện áp trên đoạn N-5:

" × RN−5 + QN−5 PN−5

× XN−5 = = 3.48 kV ∆UN−5 = 17.81 × 8.66 + 13.5 × 16.9 110 Uđm + Phần trăm sụt áp trên đoạn N-5:

× 100% = × 100 = 3.16% ∆UN−5% = 3.48 110 ∆UN−5 Uđm

"2 + QN−5 PN−5

+ Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn N-5: "2

đm

× 8.66 = 0.36(MW) ∆PN−5 = × RN−5 = U2 17.812 + 13.52 1102

"2 + QN−5 PN−5

+ Tổn thất công suất phản kháng trên đoạn N-5: "2

′′ + (∆PN−5 + j∆QN−5) = (17.81+13.5j)+(0.36+0.7j)

đm + Công suất ở đầu tổng trở của đoạn N-5: ′ = SN−5 SN−5 =18.17+14.2j MVA + Công suất ở đầu đoạn N-5:

′ − j

× 16.9 = 0.7(MVar) ∆QN−5 = × XN−5 = U2 17.812 + 13.52 1102

2 × Udm

SN−5 = SN−5 YN−5 2

= 18.17 + 14.2j − j × 1102 110.08 × 10−6 2

=18.17+13.53j MVA + Sụt áp trên toàn đường dây: ∆UN−5−6% = ∆UN−5% + ∆U5−6% = 3.16%+0.33%=3.49%

Bảng 2.11: Thông số tổn thất điện áp và công suất ở khu vực 3

STT Phần trăm sụt áp ∆𝑼(%)

1 2 3 Đường dây N-5 N-6 5-6

Tổn thất công suất tác dụng ∆P (MW) 0.36 0.51 0.005 0.875 3.16 3.15 0.33 36.64 Tổng

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 31

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Bảng 2.12: Tổng hợp các thông số của phương án 1:

STT Số lộ ∆P(MW) ∆U% Đường dây ∑∆P (MW)

2.75

Mã hiệu dây AC-95 AC-95 AC-70 AC-95 AC-150 AC-185 AC-70 1 1 2 2 1 1 1 0.44 0.36 0.46 0.61 0.36 0.51 0.005 3.85 3.09 2.28 2.87 3.16 3.15 0.33 N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 6-4 1 2 3 4 5 6 7

Bảng 2.13: Tổng hợp các thông số của phương án 2:

STT Số lộ ∆P(MW) ∆U% Đường dây ∑∆P (MW)

Mã hiệu dây AC-95 AC-185 AC-70 AC-95 AC-150 AC-185 AC-70 1 1 2 2 1 1 1 0.28 0.77 0.46 0.61 0.36 0.51 0.005 2.46 4.65 2.28 2.87 3.16 3.15 0.33 2-1 N-2’ N-3 N-4 N-5 N-6 6-4 1 2 3 4 5 6 7

Bảng 2.14: Tổng hợp các thông số của phương án 3:

STT Số lộ ∆P(MW) ∆U% Đường dây ∑∆P (MW)

3.26

Mã hiệu dây AC-95 AC-95 AC-150 AC-95 AC-150 AC-185 AC-70 1 1 2 2 1 1 1 0.44 0.36 1.04 0.54 0.36 0.51 0.005 3.85 3.09 3.56 2.77 3.16 3.15 0.33 N-1 N-2 N-3’ 3-4 N-5 N-6 6-4 1 2 3 4 5 6 7

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 32

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Bảng 2.15: Tổng hợp các thông số của phương án 4:

STT Số lộ ∆P(MW) ∆U% Đường dây ∑∆P (MW)

3.51 Mã hiệu dây AC-95 AC-185 AC-150 AC-95 AC-150 AC-185 AC-70 1 1 2 2 1 1 1 0.28 0.77 1.04 0.54 0.36 0.51 0.005 2.46 4.65 3.56 2.77 3.16 3.15 0.33 2-1 N-2’ N-3’ 3-4 N-5 N-6 6-4 1 2 3 4 5 6 7

2.5 CHỌN SỐ BÁT SỨ:

21% điện áp E giữa dây và đất (E=Uđm) hay = 0.21 Theo đồ thị điện áp e1 trên chuỗi thứ nhất có treo với dây dẫn bằng khoảng 𝑒1 𝐸

 Chỉ tiêu vè công suất kháng điện do điện dung đường dây: - Điện trở đặc tính hay điện trở xung của đường dây:

= = = 0.595 = 59.5% 𝜂𝑐ℎ𝑢𝑜𝑖𝑠𝑢 = 1 8 × 0.21 Hiệu suất chuỗi sứ: E n. e1 1 n. (e1/E) n: số bát trong chuỗi sứ

(Ω) = √ 𝑅𝐶 = √ 𝐿 𝐶 𝑥0 𝑏0

- Công suất tự nhiên hay phụ tải điện trở xung SIL:

2 𝑈đ𝑚 𝑅𝑐

(MW) (Uđm tính bằng kV) 𝑆𝐼𝐿 =

2 ×b0×l0 (MVAr)

- Công suất kháng do điện dung đường dây phát lên:

Qc(km)=𝑈đ𝑚 - Chỉ tiêu kinh tế là: QC ≤ 0.125.SIL

Vậy các đường dây đã chọn trên đạt yêu cầu.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 33

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

𝐷

2.6 TỔN HAO VẦNG QUANG: Điện áp tới hạn phát sinh vầng quang:

𝑟

(kV) hiệu dụng pha đến trung tính. U0=21.1*m0𝛿.r*2.303log

Trong đó:

- m0: hệ số dạng của bề mặt dây - 𝛿: thừa số mật độ của không khí

𝛿 = ; 𝛿 ≈ 1 3,92. 𝑏 273 + 𝑡

t: nhiệt độ, t=250C r: bán kính dây dẫn (cm)

- b: áp suất không khí, cm/hg, b=76cm/hg - - - D: khoảng cách trung bình giữa các pha (cm) - U: điện áp vận hành pha (kV)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 34

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

CHƯƠNG 3: SO SÁNH PHƯƠNG ÁN VỀ KINH TẾ

3.1 TÍNH TOÁN

Phí tổn tính toán hàng năm cho mỗi phương án được tính theo biểu thức: Z= (avh + atc). K + c.∆A

Trong đó:

- K là vốn đầu tư của mạng điện. - avn: hệ số vận hành, khấu hao, sửa chữa, phụ vụ mạng điện. Đường

dây dùng cột sắt avn= 7%, cột bê tông cốt thép avn=4%.

𝑇𝑡𝑐

- atc: hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ, atc= với Ttc= 5÷8 năm là thời

gian thu hồi vốn đầu tư, atc thường chọn từ 0.125÷0.2

- c: tiền 1 kWh điện năng tổn thất c= 0.05($) - ∆A: tổn thất điện năng:

∆A = ∆P∑.τ Trong đó:

o ∆P∑ - tổng tổn thất công suất của phương án o τ – thời gian tổn thất công suất cực đại.

𝑇𝑚𝑎𝑥 104 )2*8760 giờ/năm khi Tmax = 5000 giờ

o τ = (0.124 +

=>τ = 3411 giờ

3.2 CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CHO PHƯƠNG ÁN :

3.2.1 PHƯƠNG ÁN 1 :

 Bảng chi phí đầu tư :

Bảng 3.1

Số lộ Dây dẫn Đường dây Chiều dài (km)

N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 5-6 1 1 2 2 1 1 1 AC-95 AC-95 AC-70 AC-95 AC-150 AC-185 AC-70 50 41.23 31.62 41.23 41.23 28.28 36.06 Tiền đầu tư 1km đường dây (103$) 21.8 21.8 32.1 33.2 23 23.8 21.2

Tổng đầu tư đường dây của phương án Tiền đầu tư toàn đường dây ($) 1090000 898814 1015002 1368836 948290 673064 764472 K=6758478

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 35

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

ΔAI = ΔP.τ = 2.75*3411=9380.25 (MWh/năm) Chi phí tổn hao hàng năm cho phương án 1:

Z1 = (avh+atc)*K+c*ΔAI= (0.07+0.125)*6758478+50*9380.25 = 1786915.71 ($)

 Khối lượng kim loại màu của phương án 1:

Bảng 3.2

Số lộ

Đường dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 5-6 1 1 2 2 1 1 1 Mã hiệu dây AC-95 AC-95 AC-70 AC-95 AC-150 AC-185 AC-70 Chiều dài (km) 50 41.23 31.62 41.23 41.23 28.28 36.06 Khối lượng (kg/km/pha) 386 386 275 386 617 771 275

Tổng khối lượng kim loại màu sử dụng Khối lượng 3 pha (tấn) 57.90 47.74 52.17 95.49 76.32 65.41 29.75 424.78

- Khối lượng kim loại màu của 01 km đường dây ta tham khảo bảng PL2.1 trong sách thiết kế mạng điện của tác giả Hồ Văn Hiến, lưu ý phải nhân với 3 để có khối lượng dây của cả 3 pha đối với đường dây đơn và nhân với 6 đối với đường dây kép.

 Bảng tổng hợp chỉ tiêu kinh tế của phương án 1:

Bảng3.3

Vốn đầu tư Đơn vị $

Tổn thất điện năng MWh

ΔU% lớn nhất

% Kim loại màu sử dụng Tấn

$ Phí tổn tính toán Z1 6758478 9380.25 3.85 424.78 1786915.71

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 36

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

3.2.2 PHƯƠNG ÁN 2:

 Bảng chi phí đầu tư:

Bảng 3.4

Số lộ Dây dẫn Đường dây Chiều dài (km)

2-1 N-2’ N-3 N-4 N-5 N-6 5-6 1 1 2 2 1 1 1 AC-95 AC-185 AC-70 AC-95 AC-150 AC-185 AC-70 31.62 41.23 31.62 41.23 41.23 28.28 36.06 Tiền đầu tư 1km đường dây (103$) 21.8 23.8 32.1 33.2 23 23.8 21.2

Tiền đầu tư toàn đường dây ($) 689316 981274 1015002 1368836 948290 673064 764472 K=6440254 Tổng đầu tư đường dây của phương án

ΔAI = ΔP.τ = 3.00*3411=10233 (MWh/năm) Chi phí tổn hao hàng năm cho phương án 2:

Z1 = (avh+atc)*K +c*ΔAI= (0.07+0.125)*6440254+ 50*10233 = 1767499.53 ($)

 Khối lượng kim loại màu của phương án 2:

Bảng 3.5

Số lộ

Đường dây 2-1 N-2’ N-3 N-4 N-5 N-6 5-6 1 1 2 2 1 1 1 Mã hiệu dây AC-95 AC-185 AC-70 AC-95 AC-150 AC-185 AC-70 Chiều dài (km) 31.62 41.23 31.62 41.23 41.23 28.28 36.06 Khối lượng (kg/km/pha) 386 771 275 386 617 771 275

Khối lượng 3 pha (tấn) 36.62 95.36 52.17 95.49 76.32 65.41 29.75 451.12 Tổng khối lượng kim loại màu sử dụng

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 37

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Bảng tổng hợp chỉ tiêu kinh tế của phương án 2:

Bảng3.6

Vốn đầu tư Đơn vị $

Tổn thất điện năng MWh

ΔU% lớn nhất

% Kim loại màu sử dụng Tấn

$ Phí tổn tính toán Z1 6440254 10233 4.64 451.12 1767499.53

3.2.3 PHƯƠNG ÁN 3 :

 Bảng chi phí đầu tư :

Bảng 3.7

Số lộ Dây dẫn Đường dây Chiều dài (km)

Tiền đầu tư 1km đường dây (103$) 21.8 21.8 35.7 33.2 23 23.8 21.2 50 41.23 31.62 36.06 41.23 28.28 36.06

AC-95 AC-95 AC-150 AC-95 AC-150 AC-185 AC-70 Tổng đầu tư đường dây của phương án Tiền đầu tư toàn đường dây ($) 1090000 898814 1128834 1197192 948290 673064 764472 K=6700666 N-1 N-2 N-3’ 3-4 N-5 N-6 5-6 1 1 2 2 1 1 1

ΔAI = ΔP.τ = 3.26*3411= 11119.86 (MWh/năm) Chi phí tổn hao hàng năm cho phương án 3:

Z1 = (avh+atc)*K+c*ΔAI= (0.07+0.125)* 6700666+ 50*11119.86 = 1862622.87($)

 Khối lượng kim loại màu của phương án 3:

Bảng 3.8

Số lộ

Mã hiệu dây AC-95 AC-95 AC-70 AC-150 AC-95 AC-185 AC-70 Chiều dài (km) 50 41.23 31.62 31.62 36.06 28.28 36.06 Khối lượng (kg/km/pha) 386 386 275 617 386 771 275 Đường dây N-1 N-2 N-3 N-3’ 3-4 N-6 5-6 1 1 2 2 2 1 1

Khối lượng 3 pha (tấn) 57.90 47.74 52.17 117.06 83.51 65.41 29.75 477.69 Tổng khối lượng kim loại màu sử dụng

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 38

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Bảng tổng hợp chỉ tiêu kinh tế của phương án 3:

Bảng3.9

Đơn vị $ MWh %

$ Vốn đầu tư Tổn thất điện năng ΔU% lớn nhất Kim loại màu sử dụng Tấn Phí tổn tính toán Z1 6700666 11119.86 3.24 477.69 1862622.87

3.2.4 PHƯƠNG ÁN 4:

 Bảng chi phí đầu tư:

Bảng 3.10

Số lộ Dây dẫn Đường dây Chiều dài (km)

Tiền đầu tư 1km đường dây (103$) 21.8 23.8 35.7 33.2 23 23.8 21.2 31.62 41.23 31.62 36.06 41.23 28.28 36.06

AC-95 AC-185 AC-150 AC-95 AC-150 AC-185 AC-70 Tổng đầu tư đường dây của phương án Tiền đầu tư toàn đường dây ($) 689316 981274 1128834 1197192 948290 673064 764472 K=7751278 1 1 2 2 1 1 1 2-1 N-2’ N-3’ 3-4 N-5 N-6 5-6

ΔAI = ΔP.τ = 3.51*3411=11972.61 (MWh/năm) Chi phí tổn hao hàng năm cho phương án 2:

Z1 = (avh+atc)*K+c*ΔAI= (0.07+0.125)* 7751278+ 50*10233 = 2110129.71 ($)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 39

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Khối lượng kim loại màu của phương án 4:

Bảng 3.11

Số lộ

Đường dây 2-1 N-2’ N-3’ 3-4 N-5 N-6 5-6 1 1 2 2 1 1 1 Mã hiệu dây AC-95 AC-185 AC-150 AC-95 AC-150 AC-185 AC-70 Chiều dài (km) 31.62 41.23 31.62 36.06 41.23 28.28 36.06 Khối lượng (kg/km/pha) 386 771 617 386 617 771 275

Khối lượng 3 pha (tấn) 36.62 95.36 117.06 83.51 76.32 65.41 29.75 599.52 Tổng khối lượng kim loại màu sử dụng

Bảng tổng hợp chỉ tiêu kinh tế của phương án 4:

Bảng3.12 Đơn vị $ MWh %

$ Vốn đầu tư Tổn thất điện năng ΔU% lớn nhất Kim loại màu sử dụng Tấn Phí tổn tính toán Z1 7751278 11972.61 4.64 599.52 2110129.71

Bảng 3.13: Tổng hợp so sánh chỉ tiêu kinh tế của 02 phương án

Chỉ tiêu

Đơn vị $ Phương án 1 6758478 Phương án 2 6440254 Phương án 3 6700666 Phương án 4 7751278

MWh 9380.25 10233 11119.86 11972.61

% 3.85 4.64 3.24 4.64

Tấn 424.78 451.12 477.69 599.52

$ 1786915.71 1767499.53 1862622.87 2110129.71 Vốn đầu tư Tổn thất điện năng ΔU% lớn nhất Kim loại màu sử dụng Phí tổn tính toán Z

Ta thấy Z2 nhỏ nhất, nên ta chọn phương án 2 là phương án tối ưu nhất.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 40

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

CHƯƠNG 4: SƠ ĐỒ NỐI DÂY CHI TIẾT CHO MẠNG ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP

4.1. YÊU CẦU:

Sơ đồ nối điện phải làm việc đảm bảo, tin cậy, đơn giản, vận hành linh họat,

kinh tế và an toàn cho người và thiết bị.

Chọn sơ đồ nối dây cho mạng điện. Phía nhà máy điện chỉ bắt đầu từ thanh góp

cao áp của nhà máy.

Chọn số lượng và công suất máy biến áp của trạm biến áp. Dùng phụ tải đã có bù sơ bộ công suất kháng.

4.2. CHỌN SỐ LƯỢNG VÀ CÔNG SUẤT CỦA MÁY BIẾN ÁP TRONG

TRẠM GIẢM ÁP:

 Kiểu máy biến áp: - Dùng máy biến áp 3 pha; - Máy biến áp có điều áp dưới tải hay điều áp thường tùy theo yêu cầu điều

chỉnh điện áp, ngoài ra còn cho biết chế độ làm mát.

 Số lượng máy biến áp: - Phụ tải yêu cầu cung cấp điện liên tục ta chọn trạm có 2 máy biến áp; - Phụ tải không yêu cầu cung cấp điện liên tục chọn trạm có 1 máy biến áp.

4.3. CÔNG SUẤT MÁY BIẾN ÁP:

- Đối với trạm dùng một máy biến áp chọn sơ bộ công suất của máy biến áp

theo điều kiện: SđmB Sphụ tải max.

- Nếu có đồ thị phụ tải có thể chọn kỹ lưỡng theo điều kiện quá tải bình thường

cho phép.

- Đối với trạm dùng 2 máy biến áp nên chọn sơ bộ công suất máy biến áp theo

điều kiện: SđmB Ssc/1.4.

- Cho phép một máy biến áp quá tải 40% khi sự cố một máy biến áp với thời

gian không quá 5 giờ mỗi ngày và trong 5 ngày đêm liên tiếp.

- Với Ssc là công suất phải cung cấp khi sự cố một máy biến áp, nếu không cắt

bớt phụ tải thì Ssc = Sphụ tải max.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 41

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

4.4. CHỌN MÁY BIẾN ÁP:

4.4.1 Phụ tải 1:

- Yêu cầu cung cấp điện không liên tục nên chọn trạm có 1 máy biến áp. - Công suất máy biến áp:SđmB1 ≥ Spt1max = 18.42(MVA) - Vậy chọn SđmB1 = 25 (MVA)

4.4.2 Phụ tải 2:

- Yêu cầu cung cấp điện không liên tục nên chọn trạm có 1 máy biến áp. - Công suất máy biến áp:SđmB2 ≥ Spt2max = 18.29 (MVA) - Vậy chọn SđmB2 = 25 (MVA)

4.4.3 Phụ tải 3:

28.1

- Yêu cầu cung cấp điện liên tục nên chọn trạm có 1 máy biến áp.

Spt3max 1.4

1.4

= = 20.29(MVA)

- Công suất máy biến áp: SđmB3 ≥ - Vậy chọn 2 máy có SđmB3 = 25 (MVA)

4.4.4 Phụ tải 4:

33.75

- Yêu cầu cung cấp điện liên tục nên chọn trạm có 01 máy biến áp.

Spt4max 1.4

1.4

= 24.11 (MVA)

- Công suất máy biến áp: SđmB4 ≥ = - Vậy chọn 2 máy có SđmB4 = 25 (MVA)

4.4.5 Phụ tải 5:

23.61

- Yêu cầu cung cấp điện liên tục nên chọn trạm có 2 máy biến áp.

Spt5max 1.4

1.4

= = 16.86 (MVA)

- Công suất máy biến áp: SđmB5 ≥ - Vậy chọn 2 máy có SđmB5 = 25 (MVA)

4.4.6 Phụ tải 6:

36.25

- Yêu cầu cung cấp điện liên tục nên chọn trạm có 01 máy biến áp.

Spt6max 1.4

1.4

= = 25.89 (MVA)

- Công suất máy biến áp: SđmB6 = - Vậy chọn 2 máy có SđmB6 = 32 (MVA)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 42

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

4.5 CÔNG THỨC TÍNH TOÁN VÀ THÔNG SỐ MBA

Điện trở : × 103 () RB =

Tổng trở: × 10 () ZB =

2 ()

PN × Uđm 2 Sđm UN% ×Uđm Sđm 2 − RB

Điện kháng:

(kVAr)

XB = √ZB i0% × Sđm Tổn thất công suất kháng trong sắt của 1 máy: QFe = 100 Tổn thất công suất tác dụng trong lõi thép: ∆PFe = ∆P0(kW) Trong đó ΔPN (kW); Uđm (kV); Sđm(kVA) Tổn hao đồng ΔPcu và ΔQcu khi MBA mang tải không định mức tỷ lệ với bình phương công suất của phụtải qua MBA,trong khi tổn thất công suất trong lõi sắt ΔPFe và ΔQFe xem như không đổi.

Trong đó:

= RB một máy / 2 RB trạm hai MBA = XB một máy / 2 XB trạm hai MBA = ΔPFe một máy x 2 ΔPFe trạm hai MBA ΔQFe trạm hai MBA = ΔQFe một máy x 2

Bảng 4.1: Tổng trở và tổn thất sắt của một máy biến áp trong trạm

Sđm (kVA)

∆PN (kW)

UN %

∆PFe (kW)

RB (Ω)

ZB (Ω)

XB (Ω)

∆QFe (kVAr)

Điện áp (kV) U

Trạm biến áp

Số lượng MBA

25,000 110 22

120

10.5

0.8 2.54 55.96 55.9

200

25,000 110 22

120

10.5

0.8 2.54 55.96 55.9

200

25,000 110 22

120

10.5

0.8 2.54 55.96 55.9

200

25,000 110 22

120

10.5

0.8 2.54 55.96 55.9

200

25,000 110 22

120

10.5

0.8 2.54 55.96 55.9

200

32,000 110 22

145

10.5

35 0.75 1.87 43.54 43.5

240

(Các thông số PN, UN, PFe, và io tra từ thông tin sản phẩm của Công ty Đông Anh(*))

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 43

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Sđm (kVA) RB (Ω) XB (Ω) ∆PFe (kW)

Trạm biến áp

Số lượng MBA

∆QFe (kVAr)

25,000

2.32

50.77

200

25,000

2.32

50.77

200

25,000

1.16

25.38

400

25,000

1.16

25.38

400

25,000

1.16

25.38

400

32,000

0.86

19.83

480

Bảng 4.2: Tổng trở tương đương và tổn thất sắt của trạm biến áp

4.6. SƠ ĐỒ NỐI DÂY CHO THANH CÁI ĐƯỜNG DÂY VÀ TRẠM BIẾN ÁP:

(Bảng vẽ chi tiết trên khổ A3)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 44

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

CHƯƠNG 5: BÙ KINH TẾ TRONG MẠNG ĐIỆN

5.1. NỘI DUNG:

Bù kinh tế là phương pháp giảm tổn thất công suất và giảm tổn thất điện năng,

nâng cao cosφ đường dây.

Tụ điện hay máy bù dùng trong việc giảm tổn thất điện năng chỉ có lợi khi nào khoảng tiền tiết kiệm được do hiệu quả giảm tổn thất điện năng, được bù vào vốn đầu tư thiết bị bù sau 1 khoảng thời gian tiêu chuẩn nhất định,và sau đó được lợi tiếp tục trong suốt thời gian tuổi thọ thiết bị bù.vấn đề đặt tụ ở đâu (nhất là trong mạng điện phức tạp), công suất bao nhiêu, đó là lời giải của bài toán kinh tế dựa trên tiêu chuẩn chi phí tính toán hằng năm là nhỏ nhất.

Đặt tụ bù ngang ở phụ tải có tác dụng nâng cao cosφ và giảm tổn thất điện năng, trong mạng điện tụ bù được dùng phổ biến hơn máy đồng bộ, chủ yếu là tụ bù tiêu thụ rất ít công suất tác dụng, khoảng 0.3÷0.5% công suất định mức và vận hành sửa chữa đơn giản, linh hoạt, giá lại rẻ, dễ bảo trì, tổn thất thấp đỡ tốn chi phí vận hành so với máy bù đồng bộ.

5.2. YÊU CẦU TÍNH TOÁN BÙ KINH TẾ:

Dùng công suất kháng của phụ tải trước khi bù sơ bộ lúc cân bằng sơ bộ công

suất kháng.

Không xét đến tổn thất sắt trong MBA và công suất kháng do điện dung đường

dây sinh ra.

Không xét đến thành phần tổn thất công suất tác dụng. Chỉ xét sơ đồ điện trở đường dây và MBA. Đặt công suất Qbù tại phụ tải làm ẩn số và viết biểu thức của phí tổn tính toán Z

của mạng điện do việc đặt thiết bị bù kinh tế.

∂Z ∂Qbù,i

Lấy đạo hàm riêng và cho bằng không.

Giải hệ phương trình bậc nhất tuyến tính ẩn số Qbù Nếu giải ra được công suất Qbù i= 0 thì phụ tải thứ i không cần bù, bỏ bớt một phương trình đạo hàm riêng thứ i và cho Qbù = 0 trong các phương trình còn lại và giải hệ phương trình n-1 ẩn số Qbù.

Chỉ nên bù đến cosφ = 0.95 vì cao hơn việc bù sẽ không hiệu quả kinh tế.

5.3. TÍNH TOÁN BÙ KINH TẾ:

Chi phí tính toán cho bởi: Z = Z1 + Z2 + Z3

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 45

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Phí tổn hàng năm do đầu tư thiết bị bù Qb:

Z1 = ( avh + atc) K0 .Qbù

Với:

avh atc : giá tiền 1 đơn vị công suất thiết bị bù,với K0 = 5$/kVar =5×103$/MVar : hệ số vận hành của thiết bị bù, với avh = 0.1 : hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ, với atc = 0.125

 Phí tổn do tổn thất điện năng: Z2 = c.T.ΔP*.Qb

Với :

ΔP* =0.005

c ΔP* T : giá tiền 1 MWh tổn thất điện năng, với c = 50 $/MWh : tổn thất công suất tương đối của thiết bị bù, với tụ điện tĩnh lấy : thời gian vận hành tụ điện, nếu vận hành suốt 1 năm thì T= 8760

(h)

 Chi phí do tổn thất điện năng,do thành phần công suất kháng tải trên đường

Z3 = c.ΔP. τ

dây và MBA sau khi đặt thiết bị bù. Với:

(𝑄−𝑄𝑏ù)2 𝑈2

ΔP : tổn thất trên đường dây và MBA,∆𝑃 = 𝑅

τ : thời gian tổn thất công suất cực đại, τ= 3410.9h

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 46

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

5.3.1 Bù kinh tế cho khu vực 1:

Hình 5.1 Sơ đồ thay thế khu vực 1

Điện trở dây quấn máy biến áp qui về phía 110Kv:

2 ∆𝑃𝑁. 𝑈đ𝑚 2 𝑆đ𝑚

= 2.32Ω 𝑅𝐵1 =

 Hàm chi phí tính toán:

Z = Z1 + Z2+ Z3 𝑍1 = (𝑎𝑣ℎ + 𝑎𝑡𝑐)𝑘0 (𝑄𝑏ù1 + 𝑄𝑏ù2) = (0.1 + 0.125) ∗ 5000 ∗ (𝑄𝑏ù1 + 𝑄𝑏ù2)

= 1125(𝑄𝑏ù1 + 𝑄𝑏ù2) 𝑍2 = 𝑐. ∆𝑃∗. 𝑇. (𝑄𝑏ù1 + 𝑄𝑏ù2) = 2190(𝑄𝑏ù1 + 𝑄𝑏ù2) 𝑍3 = [(𝑄2 − 𝑄𝑏ù2)2𝑅𝐵2 + (𝑄1 − 𝑄𝑏ù1)2 × (𝑅2−1 + 𝑅𝐵1) 𝑐. 𝜏 𝑈2

+ (𝑄1 + 𝑄2 − 𝑄𝑏ù1 − 𝑄𝑏ù2)2𝑅𝑁−2]

= 50 ∗ 3411 1102

[(10.47 − 𝑄𝑏ù2)2 × 2.32 + (11.97 − 𝑄𝑏ù1)2 × (10.43 + 2.32) + (11.97 + 10.47 − 𝑄𝑏ù1 − 𝑄𝑏ù2)27.01]

= 14.095[2.32(10.47 − 𝑄𝑏ù2)2 + 12.75(11.97 − 𝑄𝑏ù1)2 + 7.01(22.44 − 𝑄𝑏ù1 − 𝑄𝑏ù2)2]

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 47

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

𝑍 = 𝑍1 + 𝑍2 + 𝑍3 = 1125(𝑄𝑏ù1 + 𝑄𝑏ù2) + 2190(𝑄𝑏ù1 + 𝑄𝑏ù2)

+ 14.095[2.32(10.47 − 𝑄𝑏ù2)2 + 12.75(11.97 − 𝑄𝑏ù1)2 + 7.01(22.44 − 𝑄𝑏ù1 − 𝑄𝑏ù2)2]  Các phương trình đạo hàm riêng:

= 3315 + 14.095[−2 × 12.75(11.97 − 𝑄𝑏ù1) − 2 × 7.01(22.44 − 𝑄𝑏ù1 −

𝑑𝑍 𝑑𝑄𝑏ù1 𝑄𝑏ù2)] = 0 Suy ra: 557.03𝑄𝑏ù1 + 197.61𝑄𝑏ù2 = 5421.70 (1) 𝑑𝑍 𝑑𝑄𝑏ù2 𝑄𝑏ù2)] = 0 Suy ra: 197.61𝑄𝑏ù1 + 263.01𝑄𝑏ù2 = 1504.16 (2)

= 3315 + 14.095[−2 × 2.32(10.47 − 𝑄𝑏ù2) − 2 × 7.01(22.44 − 𝑄𝑏ù1 −

′ =

Giải hệ ta được : { 𝑄𝑏ù1 = 10.50 𝑄𝑏ù2 = −2.17 Hệ số công suất sau khi bù :

′ = 0.99

S) = 14(tan(cos−1 0.76) − tan(cos−1 0.95))

 Tại nút 1, ta chỉ bù đến cosφ=0.95, nên phải tính lại Qbù1 theo công thức: Qbù1 = P1(tgφ1

T − tgφ1 = 7.37 (MVAr)

 Vậy kết quả bù cho khu vực 1 như sau:  Qbù1 = 7.37 MVar  Qbù2 = 0 MVar

= tan 𝜑1 = 0.105 => cos 𝜑1 11.97 − 10.5 14 𝑄1 − 𝑄𝑏ù1 𝑃1

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 48

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

5.3.2 Bù kinh tế cho khu vực 2:

5.3.2.1 Phụ tải 3:

Hình 5.2 Sơ đồ thay thế phụ tải 3

Điện trở dây quấn máy biến áp qui về phía 110Kv:

2 ∆𝑃𝑁. 𝑈đ𝑚 2 = 1.16Ω 2 ∗ 𝑆đ𝑚

𝑅𝐵3 =

Hàm chi phí tính toán: Z = Z1 + Z2+ Z3 𝑍1 = (𝑎𝑣ℎ + 𝑎𝑡𝑐)𝐾0𝑄𝑏ù3 = (0.1 + 0.125) ∗ 5000 ∗ 𝑄𝑏ù3 = 1125 ∗ 𝑄𝑏ù3 𝑍2 = 𝑐. ∆𝑃∗. 𝑇. 𝑄𝑏ù3 = 50 ∗ 0.005 ∗ 8760 ∗ 𝑄𝑏ù3 = 2190 ∗ 𝑄𝑏ù3

(16.65 − 𝑄𝑏ù3)2 × 8.43 𝑍3 = 50 ∗ 3411 1102

𝑐. 𝜏 𝑈2 (𝑄3 − 𝑄𝑏ù3)2(𝑅𝑁−3 + 𝑅𝐵3) = = 118.82(16.65 − 𝑄𝑏ù3)2

𝑍 = 𝑍1 + 𝑍2 + 𝑍3 = 1125𝑄𝑏ù3 + 2190𝑄𝑏ù3 + 118.82(16.65 − 𝑄𝑏ù3)2 Tính đạo hàm riêng và cho nó bằng 0:

𝑑𝑍 𝑑𝑄𝑏ù3 Suy ra: 𝑄𝑏ù3 = 2.70 Mvar.

 Hệ số công suất tại phụ tải sau khi bù:

= 3315 − 3956.71 + 237.64𝑄𝑏ù3 = 0

= tgφ′3 = ⇒ cosφ′3 = 0,86 16.65 − 2.7 23

Q3 − Qbù3 P3  Vậy 𝑄𝑏ù3 = 2.70 Mvar.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 49

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

5.3.2.2 Phụ tải 4:

Hình 5.3 Sơ đồ thay thế phụ tải 4

Hàm chi phí tính toán: Z = Z1 + Z2+ Z3 𝑍1 = (𝑎𝑣ℎ + 𝑎𝑡𝑐)𝐾0𝑄𝑏ù4 = (0.1 + 0.125) ∗ 5000 ∗ 𝑄𝑏ù4 = 1125 ∗ 𝑄𝑏ù4 𝑍2 = 𝑐. ∆𝑃∗. 𝑇. 𝑄𝑏ù4 = 50 ∗ 0.005 ∗ 8760 ∗ 𝑄𝑏ù4 = 2190 ∗ 𝑄𝑏ù3

(20.25 − 𝑄𝑏ù4)2 × 7.96 𝑍3 = 50 ∗ 3411 1102

𝑐. 𝜏 𝑈2 (𝑄4 − 𝑄𝑏ù4)2(𝑅𝑁−4 + 𝑅𝐵4) = = 112.20(16.65 − 𝑄𝑏ù4)2

𝑍 = 𝑍1 + 𝑍2 + 𝑍3 = 1125𝑄𝑏ù4 + 2190𝑄𝑏ù4 + 112.20(16.65 − 𝑄𝑏ù4)2 Tính đạo hàm riêng và cho nó bằng 0:

𝑑𝑍 𝑑𝑄𝑏ù4 Suy ra: 𝑄𝑏ù4 = 5.48 Mvar.

= 3315 − 4544.1 + 224.4𝑄𝑏ù3 = 0

 Hệ số công suất tại phụ tải sau khi bù: Q4 − Qbù4 P4

= tgφ′4 = = 0.55 ⇒ cosφ′4 = 0.88 20.25 − 5.48 27

Vậy 𝑄𝑏ù3 = 5.48 Mvar.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 50

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

5.3.3 Bù kinh tế cho khu vực 3:

Hình 5.4 Sơ đồ thay thế và tính toán khu vực 3

Điện trở dây quấn máy biến áp qui về phía 110KV:

𝑅𝐵5 =

2 ∆𝑃𝑁. 𝑈đ𝑚 2 = 1.16Ω 2 × 𝑆đ𝑚 2 ∆𝑃𝑁. 𝑈đ𝑚 2 = 0.86Ω 2 × 𝑆đ𝑚

 Phân bố công suất kháng trong sơ đồ điện trở:

𝑅𝐵6 =

QbN−5 =

= (Q5 − Qbù5)(R5−6 + RN−6) + (Q6 − Qbù6)RN−6 (RN−5 + R5−6 + RN−6) (16.39 − Qbù5)(16.59 + 4.81) + (21.75 − Qbù6)4.81 8.66 + 16.59 + 4.81

= (16.39 − Qbù5)21.4 + (21.75 − Qbù6)4.81 30.06

QbN−6 = (Q6 − Qbù6)(R5−6 + RN−5) + (Q5 − Qbù5) × RN−5 (RN−5 + R5−6 + RN−6)

= (21.75 − Qbù6)25.25 + (16.39 − Qbù5)8.66 30.06

QbN−5 + QbN−6 = (Q5 − Qbù5) + (Q6 − Qbù6)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 51

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

𝑄𝑏5−6 = QbN−5 − (Q5 − Qbù5)

= − (16.39 − Qbù5)

= (16.39 − Qbù5)21.4 + (21.75 − Qbù6)4.81 30.06 (21.75 − Qbù6)4.81 − (16.39 − Qbù5)8.66 30.06

Chi phí tính toán: Z = Z1 + Z2+ Z3 𝑍1 = (𝑎𝑣ℎ + 𝑎𝑡𝑐)𝐾0(𝑄𝑏ù5 + 𝑄𝑏ù6) = (0.1 + 0.125) ∗ 5000 ∗ (𝑄𝑏ù5 + 𝑄𝑏ù6)

= 1125(𝑄𝑏ù5 + 𝑄𝑏ù6)

𝑍2 = 𝑐. ∆𝑃∗. 𝑇. (𝑄𝑏ù5 + 𝑄𝑏ù6) = 50 ∗ 0.005 ∗ 8760 ∗ (𝑄𝑏ù5 + 𝑄𝑏ù6)

= 2190(𝑄𝑏ù5 + 𝑄𝑏ù6)

2 + Q𝑏𝑁−6

𝑍3 = 𝑅5−6 𝑅5 + Q𝑏5−6 𝑐. 𝜏 𝑈2 {(𝑄5 − 𝑄𝑏ù6)2𝑅𝐵5 + (𝑄6 − 𝑄𝑏ù6)2𝑅𝐵6 + Q𝑏𝑁−5

= {(16.39 − Qbù5)2 × 1.16 + (21.75 − Qbù6)2 × 0.86 𝑅𝑁−6} 50 × 3411 1102

) × 8.66 + (

) + ( × 16.59

) + ( × 4.81}

(16.39 − Qbù5)21.4 + (21.75 − Qbù6)4.81 30.06 (21.75 − Qbù6)4.81 − (16.39 − Qbù5)8.66 30.06 (21.75 − Qbù6)25.25 + (16.39 − Qbù5)8.66 30.06 = 14.095[7.33(16.39 − Qbù5)2 + 4.9(21.75 − Qbù6)2 + 2.77(16.39 − Qbù5)(21.75 − Qbù6)]

= 206.63𝑄𝑏ù5 + 39.04𝑄𝑏ù6 − 920.90 = 0

= 39.04𝑄𝑏ù5 + 138.13𝑄𝑏ù6 − 329.27 = 0 𝑍 = 𝑍1 + 𝑍2 + 𝑍3 = 1125(𝑄𝑏ù5 + 𝑄𝑏ù6) + 2190(𝑄𝑏ù5 + 𝑄𝑏ù6) + 14.095[7.33(16.39 − Qbù5)2 + 4.9(21.75 − Qbù6)2 + 2.77(16.39 − Qbù5)(21.75 − Qbù6)] Tính đạo hàm riêng và cho nó bằng 0: 𝑑𝑍 𝑑𝑄𝑏ù5 𝑑𝑍 𝑑𝑄𝑏ù6

 Hệ số công suất tại các nút phụ tải sau khi bù:

Suy ra: { 𝑄𝑏ù5 = 4.23 Mvar. 𝑄𝑏ù6 = 1.19 Mvar.

= tgφ′5 = = 0.71 ⇒ cosφ′5 = 0.82 16.39 − 4.23 17 Q5 − Qbù5 P5

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 52

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

= tgφ′6 = = 0.71 ⇒ cosφ′5 = 0.82 21.75 − 1.19 29 Q6 − Qbù6 P6

Vậy chọn: 𝑄𝑏ù5 = 4.23 Mvar; 𝑄𝑏ù6 = 1.19 Mvar.

5.3.4 Kết quả bù kinh tế:

Bảng 5.1: Kết quả bù kinh tế

Cos Phụ P Qpt Qb Qpt-Qb Tải (Mvar) (MVA) Cos sau khi bù Trước khi bù

7.37 4.6 1 14 11.97 0.76 0.95

2 15 10.47 0.82 0 10.47 0.82

3 23 16.65 0.81 2.7 13.95 0.86

4 27 20.25 0.8 5.48 14.44 0.88

5 17 16.39 0.72 4.23 12.16 0.81

6 29 21.75 0.8 1.19 20.56 0.82

Tổng 125 97.48 20.97 76.51

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 53

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

CHƯƠNG 6: TÍNH TOÁN CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT VÀ PHÂN BỐ THIẾT BỊ BÙ CƯỠNG BỨC

6.1 MỤC ĐÍCH

Chương này tính toán cân bằng CSPK trong mạng điện. Nếu nguồn không đủ CSPK cần thiết thì phải bù thêm sự thiếu hụt CSPK ở các phụ tải nhưng phải có sự phân bố hợp lý các thiết bị bù.

Vì nguồn đủ cung cấp công suất tác dụng theo yêu cầu và nguồn phát theo hệ số công suất cosφF = 0.9 (qui định theo đề bài) nên công suất kháng do nguồn phát lên tại thanh cái cao áp là: QF = PF. tgφF

- Nếu QF > QycƩ thì không cần phải bù cưỡng bức. Nguồn cung cấp công suất phản

khángQF = QycƩ và tính lại cosφF

- Nếu QF < QycƩ thì mạng phải đặt thêm lượng bù cưỡng bức Qbù cb = QycƩ - QF để

cân bằng công suất kháng.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 54

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

6.2 TÍNH TOÁN CÂN BẰNG CÔNG SUẤT KHÁNG

6.2.1 Tính công suất ở đầu các đường dây nối đến thanh cái:

6.2.1.1 Công suất ở đầu nguồn phát của đường dây N-2-1:

Hình 6.1

× 2.32 = 0.04(MW) ∆PB1 = RB1 = 142 + (11.97 − 7.37)2 1102

× 50.77 XB1 = ∆QB1 = 142 + (11.97 − 7.37)2 1102  Tổn thất công suất trong trạm biến áp B1: 2 + (Q1 − Qbù1)2 P1 2 Uđm 2 + (Q1 − Qbù1)2 P1 2 Uđm

= 0.91 (MVAr)

 Công suất cuối đường dây 2-1:

Ṡ 1 = (P1 + j(Q1 − Qbù1)) + (∆PB1 + j∆QB1) + (∆PFe1 + j∆QFe1)

= (14 + j(11.97 − 7.37)) + (0.04 + j0.91) + (29 + j200) × 10−3 = 14.07 + j5.71 (MVA)

2 =

 Công suất kháng do điện dung ở cuối đường dây 2-1 sinh ra:

× 1102 = 0.49 (MVAr) ∆QC1 = Uđm Y1 2 81.58 × 10−6 2  Công suất ở cuối tổng trở đường dây 2-1:

Ṡ "1 = Ṡ 1 − j∆QC1 = 14.07 + j5.71 − j0.49 = 14.07 + j5.22 (MVA)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 55

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây 2-1:

P"1 × 10.43 = 0.19 (MW) ∆P1 = R1 =

2 2 + Q"1 2 Uđm 2 + Q"1 2 2 Uđm

P"1 × 13.28 = 0.25 (MVAr) ∆Q1 = X1 = 14.072 + 5.222 1102 14.072 + 5.222 1102

1 + (∆P1 + j∆Q1) = (14.07 + j5.22 ) + (0.19 + j0.25)

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây 2-1: Ṡ ′1 = S"̇

= 14.26 + j5.47 (MVA)

 Công suất ở đầu đường dây N-1:

Ṡ 2−1 = Ṡ ′1 − j∆QC1 = 14.26 + j5.47 − j0.49 = 14.26 + j4.98 (MVA)

× 2.32 = 0.06 (MW) ∆PB2 = RB2 =

× 50.77 = 1.4 (MVAr) ∆QB2 = XB2 = 152 + (10.47 − 0)2 1102 152 + (10.47 − 0)2 1102  Tổn thất công suất trong trạm biến áp B2: 2 + (Q2 − Qbù2)2 P2 2 Uđm 2 + (Q2 − Qbù2)2 P2 2 Uđm  Công suất cuối đường dây N-2:

Ṡ 2 = 𝑆̇2−1 + (P2 + j(Q2 − Qbù2)) + (∆PB2 + j∆QB2) + (∆PFe2 + j∆QFe2)

= 14.26 + j4.98 + (15 + j(10.47 − 0)) + (0.06 + j1.4) + (29 + j200) × 10−3 = 29.35 + j17.05 (MVA)

2 =

 Công suất kháng do điện dung ở cuối đường dây N-2 sinh ra:

× 1102 = 0.68 (MVAr) ∆QC2 = Uđm Y2 2 112.15 × 10−6 2  Công suất ở cuối tổng trở đường dây N-2:

Ṡ "2 = Ṡ 2 − j∆QC2 = 29.35 + j17.05 − j0.68 = 29.35 + j16.37 (MVA)  Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây N-2:

P"2 × 7.01 = 0.65 (MW) ∆P2 = R2 =

2 + Q"2 2 2 Uđm 2 + Q"2 2 2 Uđm

P"2 × 16.49 = 1.54 (MVAr) ∆Q2 = X2 = 29.352 + 16.372 1102 29.352 + 16.372 1102

2 + (∆P2 + j∆Q2) = (29.35 + j16.37) + (0.65 + j1.54)

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-2: Ṡ ′2 = S"̇

= 30 + j17.91 (MVA)  Công suất ở đầu đường dây N-2:

Ṡ N−2 = Ṡ ′2 − j∆QC2 = 30 + j17.91 − j0.68 = 30 + j17.23 (MVA)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 56

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

6.2.1.2 Công suất ở đầu nguồn phát của đường dây N-4:

Hình 6.2

× 1.16 = 0.09 (MW) ∆PB4 = RB4 = 272 + (20.25 − 5.48)2 1102

× 25.38 XB4 = ∆QB4 = 272 + (20.25 − 5.48)2 1102  Tổn thất công suất trong trạm biến áp B4: 2 + (Q4 − Qbù4)2 P4 2 Uđm 2 + (Q4 − Qbù4)2 P4 2 Uđm

= 1.99 (MVAr)

 Công suất cuối đường dây N-4:

Ṡ 4 = (P4 + j(Q4 − Qbù4)) + (∆PB4 + j∆QB4) + (∆PFe4 + j∆QFe4)

= (27 + j(20.25 − 5.48)) + (0.09 + j1.99) + (58 + j400) × 10−3 = 27.15 + j17.16 (MVA)

2 =

 Công suất kháng do điện dung ở cuối đường dây N-4 sinh ra:

× 1102 = 1.36 (MVAr) ∆QC4 = Uđm Y4 2 224.29 × 10−6 2  Công suất ở cuối tổng trở đường dây N-4:

Ṡ "4 = Ṡ 4 − j∆QC4 = 27.15 + j17.16 − j1.36 = 27.15 + j15.80 (MVA)  Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây N-4:

P"4 × 6.8 = 0.55 (MW) ∆P4 = R4 =

2 + Q"4 2 2 Uđm 2 2 + Q"4 2 Uđm

P"4 × 8.66 = 0.71 (MVAr) ∆Q4 = X4 = 27.152 + 15.802 1102 27.152 + 15.802 1102

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 57

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

4 + (∆P4 + j∆Q4) = (27.15 + j15.80) + (0.55 + j0.71)

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-4: Ṡ ′4 = S"̇

= 27.70 + j16.51 (MVA)

 Công suất ở đầu đường dây N-4:

Ṡ N−4 = Ṡ ′4 − j∆QC4 = 27.70 + j16.51 − j1.36 = 27.70 + j15.15 (MVA)

6.2.1.3 Công suất ở đầu nguồn phát của đường dây N-3:

Hình 6.3

× 1.16 = 0.07 (MW) ∆PB3 = RB3 = 232 + (16.65 − 2.7)2 1102

× 25.38 XB3 = ∆QB3 = 232 + (16.65 − 2.7)2 1102  Tổn thất công suất trong trạm biến áp B3: 2 + (Q3 − Qbù3)2 P3 2 Uđm 2 + (Q3 − Qbù3)2 P3 2 Uđm

= 1.52 (MVAr)

 Công suất cuối đường dây N-3:

Ṡ 3 = (P3 + j(Q3 − Qbù3)) + (∆PB3 + j∆QB3) + (∆PFe3 + j∆QFe3)

= (23 + j(16.65 − 2.7)) + (0.07 + j1.52) + (58 + j400) × 10−3 = 23.13 + j15.87 (MVA)

2 =

 Công suất kháng do điện dung ở cuối đường dây N-3 sinh ra:

× 1102 = 1.02(MVAr) ∆QC3 = Uđm Y3 2 167.9 × 10−6 2  Công suất ở cuối tổng trở đường dây N-3:

Ṡ "3 = Ṡ 3 − j∆QC3 = 23.13 + j15.87 − j1.02 = 23.13 + j14.85 (MVA)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 58

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây N-3:

P"3 × 7.27 = 0.45 (MW) ∆P3 = R3 =

2 2 + Q"3 2 Uđm 2 + Q"3 2 2 Uđm

P"3 × 6.96 = 0.43 (MVAr) ∆Q3 = X3 = 23.132 + 14.852 1102 23.132 + 14.852 1102

3 + (∆P3 + j∆Q3) = (23.13 + j14.85) + (0.45 + j0.43 )

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-3: Ṡ ′3 = S"̇

= 23.58 + j15.28 (MVA)

 Công suất ở đầu đường dây N-3:

Ṡ N−3 = Ṡ ′3 − j∆QC3 = 23.58 + j15.28 − j1.02 = 23.58 + j14.26 (MVA)

6.2.1.4 Công suất ở đầu nguồn phát của đường dây mạch vòng N-5-6-N:

Hình 6.4

 Tính toán công suất tại nút 5:

× 11.6 = 0.04 (MW) ∆PB5 = RB5 = 172 + (16.39 − 4.23)2 1102

× 25.38 XB5 = ∆QB5 = 172 + (16.39 − 4.23)2 1102  Tổn thất công suất trong trạm biến áp B5: 2 + (Q5 − Qbù5)2 P5 2 Uđm 2 + (Q5 − Qbù5)2 P5 2 Uđm

= 0.92 (MVAr)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 59

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Công suất vào trạm biến áp B5:

Ṡ T5 = (P5 + j(Q5 − Qbù5)) + (∆PB5 + j∆QB5) + (∆PFe5 + j∆QFe5)

= (17 + j(6.39 − 4.23)) + (0.04 + j0.92) + (70 + j480) × 10−3 = 17.10 + j13.48 (MVA)

2 =

 Công suất kháng do ½ điện dung của đoạn đường dây N-5 sinh ra:

2 =

× 1102 = 0.67 (MVAr) ∆QCN−5 = Uđm Y5 2 110.08 × 10−6 2  Công suất kháng do ½ điện dung của đoạn đường dây 5-6 sinh ra:

× 1102 = 0.55 (MVAr) ∆QC5−6 = Uđm Y5−6 2 90.87 × 10−6 2  Công suất tính toán tại nút 5 (phía cao áp):

5 = PT5 + j(QT5 − ∆QCN−5−∆QC5−6) = 17.10 + j(13.48 − 0.67 − 0.55)

S′̇

= 17.10 + j12.26 (MVA)

 Tính toán công suất tại nút 6:

× 0.86 = 0.09 (MW) ∆PB6 = RB6 = 292 + (21.75 − 1.19)2 1102

× 19.83 XB6 = ∆QB6 = 292 + (21.75 − 1.19)2 1102  Tổn thất công suất trong trạm biến áp B6: 2 + (Q6 − Qbù6)2 P6 2 Uđm 2 + (Q6 − Qbù6)2 P6 2 Uđm

= 2.07 (MVAr)

 Công suất vào trạm biến áp B6:

Ṡ T6 = (P6 + j(Q6 − Qbù6)) + (∆PB6 + j∆QB6) + (∆PFe6 + j∆QFe6)

= (29 + j(121.75 − 1.19)) + (0.09 + j2.07) + (70 + j480) × 10−3 = 29.16 + j23.11 (MVA)

2 =

 Công suất kháng do ½ điện dung của đoạn đường dây N-6 sinh ra:

2 =

× 1102 = 0.47 (MVAr) ∆QCN−6 = Uđm Y6 2 76.92 × 10−6 2  Công suất kháng do ½ điện dung của đoạn đường dây 5-6 sinh ra:

× 1102 = 0.55(MVAr) ∆QC5−6 = Uđm Y5−6 2 90.87 × 10−6 2  Công suất tính toán tại nút 6 (phía cao áp):

6 = PT6 + j(QT6 − ∆QCN−6−∆QC5−6) = 29.16 + j(23.11 − 0.47 − 0.55)

S′̇

= 29.16 + j22.09 (MVA)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 60

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Phân bố công suất gần đúng theo tổng trở:

Ż N−5 = RN−5 + jXN−5 = 8.66 + j16.69 (Ω) Ż N−6 = RN−6 + jXN−6 = 4.81 + j11.31 (Ω) Ż 5−6 = Ṙ 5−6 + jX5−6 = 16.59 + j15.87 (Ω)

Hình 6.5

′∗(Ż N−6)

∗ = N−5

Ṡ  Công suất trên đường dây N-5: ′∗(Ż 5−6 + Ż N−6) + Ṡ 6 5 Ṡ (Ż N−5 + Ż N−6 + Ż 5−6)

= (17.10 − j12.26)[16.59 + j15.87 + 4.81 + j11.31] + (29.16 − j22.09 )(4.81 + j11.31) [(8.66 + j16.69) + (4.81 + j11.31) + (16.59 + j15.87)]

∗ (Ż N−5)

= 18.18 − j12.37 (MVA) Ṡ N−5 = 18.18 + j12.37 (MVA)

∗ = N−6

Ṡ ′6  Công suất trên đường dây N-6: ∗ (Ż N−5 + Ż 5−6) + Ṡ ′5 Ṡ (Ż N−5 + Ż N−6 + Ż 5−6)

= (29.16 − j22.09)[8.66 + j16.69 + 16.59 + j15.87] + (17.10 − j12.26)(8.66 + j16.69) [(8.66 + j16.69) + (4.81 + j11.31) + (16.59 + j15.87)]

= 28.08 − j21.98 (MVA)

 Ṡ N−6 = 28.08 + j21.98 ( (MVA)  Kiểm tra lại theo công thức:

′ + Ṡ 6 ′ 5

Ṡ N−5 + Ṡ N−6 = Ṡ

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 61

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Ṡ N−5 + Ṡ N−6 = (18.18 + j12.37 ) + (28.08 + j21.98) = 46.26 + j34.35 (MVA)

′ + Ṡ 6 5

′ = (17.10 + j12.26) + (29.16 + j22.09) = 46.26 + j34.35 (MVA)  Công suất trên đường dây 5-6:

Ṡ

′ = (18.18 + j12.37) − (17.10 + j12.26) = 1.08 + j0.11 (MVA) 5

′ được phân làm hai tải thành phần:

Ṡ 5−6 = Ṡ N−5 − Ṡ

′ = Ṡ N−6 + Ṡ 5−6 Ṡ 6

 Gần đúng xem Ṡ 3

 Như vậy, việc tính toán mạng điện kín được chuyển về tính toán theo

mạng điện hở hình tia theo sơ đồ hình dưới đây:

Hình 6.6

′ đã hàm chứa điện dung đường dây

 Ta thấy Ṡ N−6 và Ṡ 5−6 tách ra từ Ṡ 6

ở hai bên.

 Tổn thất công suất trên đoạn 5-6:

× 16.59 = 0.002(MW) ∆P5−6 = R5−6 =

2 + Q5−6 P5−6 2 Uđm 2 2 + Q5−6 P5−6 2 Uđm

× 15.87 = 0.002 (MVAr) X5−6 = ∆Q5−6 =

1.082 + 0.112 1102 1.082 + 0.112 1102  Tổn thất công suất trên đoạn N-5:

× 8.66 = 0.35 (MW) ∆PN−5 = RN−5 =

2 + QN−5 PN−5 2 Uđm 2 + QN−5 PN−5 2 Uđm

× 16.9 = 0.68 (MVAr) ∆QN−5 = XN−5 = 18.182 + 12.372 1102 18.182 + 12.372 1102

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 62

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Tổn thất công suất trên đoạn N-6:

× 4.81 = 0.51 (MW) ∆PN−6 = RN−6 =

2 + QN−6 PN−6 2 Uđm 2 + QN−6 2 PN−6 2 Uđm

× 11.31 = 1.19 (MVAr) ∆QN−6 = XN−6 =

28.082 + 21.982 1102 27.982 + 21.982 1102  Công suất đầu nguồn đoạn N-5-6:

5 + (∆PN−5 + j∆QN−5) − j∆QCN−5 = (0.002 + j0.002) + (18.18 + j12.37) + (0.35 + j0.68) − j0.67 = 18.53 + j12.38 (MVA)  Công suất đầu nguồn đoạn N-6: Ṡ N6 = Ṡ N−6 + (∆PN−6 + j∆QN−6) − j∆QCN−6

Ṡ N5 = (∆P5−6 + j∆Q5−6) + S′̇

= (28.08 + j21.98 ) + (0.51 + j1.19) − j0.47 = 28.59 + j22.70 (MVA)

6.2.2 Tính toán cân bằng công suất phản kháng:

Bảng 6.1: Tổng hợp công suất các đường dây nối đến thanh cái

Stt P (MW) Q (MVAr)

1 2 3 4 5 Đường dây N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

𝟑𝟎 𝟐𝟑. 𝟓𝟖 𝟐𝟕. 𝟕𝟎 𝟏𝟖. 𝟓𝟑 𝟐𝟖. 𝟓𝟗 128.40 𝟏𝟕. 𝟐𝟑 𝟏𝟒. 𝟐𝟔 𝟏𝟓. 𝟏𝟓 𝟏𝟐. 𝟑𝟖 𝟐𝟐. 𝟕𝟎 81.72 ∑Si

 Tổng công suất yêu cầu phát lên tại thanh cái cao áp:

Ta có: SycƩ =PycƩ +jQycƩ = 128.40+j81.72 (MVA)

 Công suất tác dụng của nguồn phát lên: PF = PycƩ= 124.40 (MW)

 Nguồn phát đủ cung cấp công suất tác dụng cho phụ tải và có khả năng

điều chỉnh công suất kháng theo hệ số công suất cosφF = 0,8.  Công suất phản kháng do nguồn phát đưa lên thanh cái cao áp:

tgφF = 0.75

cosφF = 0.8 QF = PF. tgφF = 128.40 × 0.75 = 96.3 (MVAr)

 Vậy QF = 96.3 (MVAr) > QycƩ = 81.72 (MVAr) nên ta không cần bù

cưỡng bức công suất kháng cho mạng điện.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 63

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

81.72

 Khi đó nguồn chỉ cần cung cấp công suất kháng: QF = Qyc Ʃ= 81.72 (MVAr)

128.4

Q𝑦𝑐Σ PF

 Vậy: cosφF = 0.84 tgφF = = =

Kết luận: Không cần bù cưỡng bức.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 64

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

CHƯƠNG 7: TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN

7.1 MỤC ĐÍCH: Để đánh giá các chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật của mạng điện thiết kế, cần xác định các thông số chế độ xác lập trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố khi phụ tải cực đại.

Chương này tính toán chính xác công suất phân bố trong mạng điện lúc phụ tải cực đại, cực tiểu và sự cố. Kết quả tính toán bao gồm điện áp và góc lệch pha tại các nút, tổn thất công suất tác dụng, tổn thất công suất phản kháng trên đường dây và máy biến áp, tổng tổn thất công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra, tổng công suất tác dụng và phản kháng của nguồn tính từ thanh góp cao áp của nhà máy điện. Đây là kết quả bài toán phân bố công suất ở chế độ xác lập trong mạng điện.

Trong tình trạng làm việc lúc phụ tải cực đại, phụ tải đã được bù cưỡng bức hay

nếu không có bù cưỡng bức thì lấy phụ tải đã được bù kinh tế.

Tính toán cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện là nhằm mục đích nếu nguồn không đủ phát công suất phản kháng cần thiết thì phải bù cưỡng bức thêm sự thiếu hụt công suất kháng ở các phụ tải nhưng phải có sự phân bố một cách hợp lý các thiết bị bù.

7.2 TÍNH TOÁN TÌNH TRẠNG LÀM VIỆC CỦA MẠNG ĐIỆN LÚC

PHỤ TẢI CỰC ĐẠI:

7.2.1 Vẽ sơ đồ thay thế của mạng điện:

 Xem các hình vẽ ở chương 6.

7.2.2 Bảng tổng kết phụ tải trước và sau khi bù, bảng thông số đường dây

và máy biến áp:

Qpt-Qb Qb

Phụ Tải 1 2 3 4 5 6 Tổng Cos sau khi bù 0.95 0.82 0.86 0.88 0.81 0.82 Bảng 7.1: Tổng kết phụ tải trước và sau khi bù Cos trước khi bù 0.76 0.82 0.81 0.8 0.72 0.8 Qpt (Mvar) 11.97 10.47 16.65 20.25 16.39 20.56 97.48 7.37 0 2.7 5.48 4.23 1.19 20.97 4.6 10.47 13.95 14.77 12.16 20.56 76.51 P (MVA) 14 15 23 27 17 29 125

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 65

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Bảng 7.2: Thông số đường dây và máy biến áp

Khu vực

Đường dây 2-1 N-2 N-3 N-4 N-5 5-6 N-6 R = rol Ω 10.43 7.01 7.27 6.8 8.66 16.59 4.81 X = xol Ω 13.28 16.49 6.96 8.66 16.9 15.87 11.31 Y (1/Ω).10-6 81.58 112.15 167.9 224.29 110.08 90.87 76.92

Sđm RB Ω XB Ω ∆𝑷𝑭𝒆 KW ∆𝑸𝑭𝒆 KVar

Số lượng 1 1 2 2 2 2 25 25 25 25 25 32 2.32 2.32 1.16 1.16 1.16 0.86 50.77 50.77 25.38 25.38 25.38 19.83 29 29 58 58 58 70 200 200 400 400 400 480 Phụ tải 1 2 3 4 5 6

7.2.3 Tính điện áp và tổn thất công suất lúc phụ tải cực đại:

 Khi phụ tải cực đại: UN = 1,1×Uđm = 1,1 ×110 = 121 (kV)

7.2.3.1 Quá trình tính ngược theo chiều từ cuối đường dây ngược về nguồn, dùng Uđm để tính toán:

 Đã tính toán ở chương 6.

7.2.3.2 Quá trình tính thuận từ đầu nguồn về cuối đường dây để tính tổn thất điện áp, từ đo suy ra điện áp ở các nút:

 Đường dây N-2-1: (Xem hình 6.1)

 Tính điện áp tại nút 2:  Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-2 (có được từ quá trình tính

ngược):

Ṡ ′2 = Ṡ N−2 + j∆QC2 = 30 + j17.23 + j0.68 = 30 + j17.91 (MVA)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 66

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Tổn thất điện áp trên đường dây N-2:

= = 4.18 (kV) ∆UN−2 = (30 × 7.01) + (17.91 × 16.49) 121 P′2R2 + Q′2X2 UN

 Điện áp ở cuối đường dây N-2:

U2 = UN − ∆UN−2 = 121 − 4.18 = 116.82 (kV)

 Công suất ở đầu tổng trở trạm biến áp B2:

Ṡ B2 = P2 + j(Q2 − Qbù2) + (∆PB2 + j∆QB2) = (15 + j10.47) + (0.06 + j1.4)

= = 5.46(kV) ∆UB2 = = 15.06 + j11.87 (MVA)  Sụt áp qua trạm biến áp B2: PB2RB2 + QB2XB2 U2

(15.06 × 2.32) + (11.87 × 50.77) 116.82  Điện áp phụ tải 2 quy đổi về phía cao áp:

U′2 = U2 − ∆UB2 = 116.82 − 5.46 = 111.36(kV)

= = = 24.5(kV) Uhạ B2 = U′2 k  Điện áp phía thứ cấp trạm biến áp T2: 111.36 110 22 × 1.1 U′2 Uđm cao Ukt hạ

 Độ lệch điện áp:

%độ lệch điện áp = × 100% = × 100% = 11.36% 24.5 − 22 22 Uhạ B2 − Uđm hạ Uđm hạ

 Tính điện áp tại nút 1:

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây 2-1(có được từ quá trình tính ngược):

Ṡ ′1 = 14.26 + j5.47 (MVA)

′ X1

 Tổn thất điện áp trên đường dây 2-1:

′R1 + Q1 P1 U2

= = 1.9 (kV) ∆U1 = (14.26 × 10.43) + (5.47 × 13.28) 116.82

 Điện áp ở cuối đường dây N-1:

U1 = U2 − ∆U1 = 116.82 − 1.9 = 114.92 (kV)

 Công suất ở đầu tổng trở trạm biến áp B1:

Ṡ B1 = P1 + j(Q1 − Qbù1) + (∆PB1 + j∆QB1)

= (14 + j(11.97 − 4.6)) + (0.04 + j0.91) = 14.04 + j5.51 (MVA)

 Sụt áp qua trạm biến áp B1:

= = 2.72 (kV) ∆UB1 = (14.04 × 2.32) + (5.51 × 50.77) 114.99 PB1RB1 + QB1XB1 U1

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 67

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Điện áp phụ tải 1 quy đổi về phía cao áp:

U′1 = U1 − ∆UB1 = 119.92 − 2.72 = 112.2 (kV)

= = = 24.68 (kV) Uhạ B1 =  Điện áp phía thứ cấp trạm biến áp T1: U′1 k 112.2 110 22 × 1.1 U′1 Uđm cao Ukt hạ

 Độ lệch điện áp:

%độ lệch điện áp = × 100% = × 100% = 12.18% 24.68 − 22 22 Uhạ B1 − Uđm hạ Uđm hạ

 Đường dây N-4: (Xem hình 6.2)

 Tính điện áp tại nút 4:

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-4(có được từ quá trình tính

ngược):

Ṡ ′4 = 27.70 + j16.51 (MVA)

′ X4

 Tổn thất điện áp trên đường dây N-4:

′R4 + Q4 P4 UN

= = 2.74 (kV) ∆U4 = (27.70 × 6.8) + (16.51 × 8.66) 121

 Điện áp ở cuối đường dây N-4:

U4 = UN − ∆U4 = 121 − 2.74 = 118.26 (kV)

 Công suất ở đầu tổng trở trạm biến áp B4:

Ṡ B4 = P4 + j(Q4 − Qbù4) + (∆PB4 + j∆QB4)

= (27 + j(20.25 − 5.48)) + (0.09 + j1.99) = 27.09 + j16.76 (MVA)

 Sụt áp qua trạm biến áp B4:

= = 3.86 (kV) ∆UB4 = (27.09 × 1.16) + (16.76 × 25.38) 118.26 PB4RB4 + QB4XB4 U4

 Điện áp phụ tải 4 quy đổi về phía cao áp:

U′4 = U4 − ∆UB4 = 118.26 − 3.86 = 114.40 (kV)

= = = 25.17 (kV) Uhạ B4 =  Điện áp phía thứ cấp trạm biến áp T4: U′4 k 114.40 110 22 × 1.1 U′4 Uđm cao Ukt hạ

 Độ lệch điện áp:

%độ lệch điện áp = × 100% = × 100% = 14.41% 25.15 − 22 22 Uhạ B4 − Uđm hạ Uđm hạ

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 68

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Đường dây N-3: (Xem hình 6.3)

 Tính điện áp tại nút 3:

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-3(có được từ quá trình tính

ngược):

Ṡ ′3 = 23.58 + j15.28 (MVA)

′ X3

 Tổn thất điện áp trên đường dây N-5:

′R3 + Q3 P3 UN

= = 2.30 (kV) ∆U3 = (23.58 × 7.27) + (15.28 × 6.96) 121

 Điện áp ở cuối đường dây N-3:

U3 = UN − ∆U3 = 121 − 2.30 = 118.70 (kV)

 Công suất ở đầu tổng trở trạm biến áp B3:

Ṡ B3 = P3 + j(Q3 − Qbù3) + (∆PB3 + j∆QB3)

= (23 + j(16.65 − 2.7)) + (0.07 + j1.52) = 23.07 + j15.47 (MVA)

 Sụt áp qua trạm biến áp B3:

= = 3.53 (kV) ∆UB3 = (23.07 × 1.16) + (15.47 × 25.38) 118.70 PB3RB3 + QB3XB3 U3

 Điện áp phụ tải 5 quy đổi về phía cao áp:

U′3 = U3 − ∆UB3 = 118.70 − 3.53 = 115.17(kV)

= = = 25.34 (kV) Uhạ B3 =  Điện áp phía thứ cấp trạm biến áp T3: U′3 k 115.17 110 22 × 1.1 U′3 Uđm cao Ukt hạ

 Độ lệch điện áp:

%độ lệch điện áp = × 100% = × 100% = 15.18% 25.34 − 22 22 Uhạ B5 − Uđm hạ Uđm hạ

 Đường dây N-5: (Xem hình 6.6)

 Tính điện áp tại nút 5:

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-5(có được từ quá trình tính

ngược):

Ṡ ′5 = Ṡ N5 + j∆QCN−5 = 18.53 + j12.38 + j0.67 = 18.53 + j13.05 (MVA)

′ X5

 Tổn thất điện áp trên đường dây N-5:

′R5 + Q5 P5 UN

= = 3.15 (kV) ∆U5 = (18.53 × 8.66) + (13.05 × 16.9) 121

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 69

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Điện áp ở cuối đường dây N-5:

U5 = UN − ∆U5 = 121 − 3.15 = 117.85 (kV)

 Công suất ở đầu tổng trở trạm biến áp B5: Ṡ B5 = P5 + j(Q5 − Qbù5) + (∆PB5 + j∆QB5)

= (17 + j(16.39 − 4.23)) + (0.04 + j0.92) = 17.04 + j13.08 (MVA)

 Sụt áp qua trạm biến áp B5:

= ∆UB5 = (17.04 × 1.16) + (13.08 × 25.38) 117.85 PB5RB5 + QB5XB5 U5

= 2.98 (kV)

 Điện áp phụ tải 5 quy đổi về phía cao áp:

U′5 = U5 − ∆UB5 = 117.87 − 2.98 = 114.87 (kV)

= = = 25.27 (kV) Uhạ B5 =  Điện áp phía thứ cấp trạm biến áp T5: U′5 k 114.87 110 22 × 1.1 U′5 Uđm cao Ukt hạ

 Độ lệch điện áp:

%độ lệch điện áp = × 100% = × 100% 25.27 − 22 22 Uhạ B5 − Uđm hạ Uđm hạ

= 14.86 %

 Đường dây 5-6: (Xem hình 6.6)

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây 5-6(có được từ quá trình tính

ngược):

Ṡ ′5−6 = 1.08 + j0.11 (MVA)

′ X5−6

′ R5−6 + Q5−6 P5−6

 Tổn thất điện áp trên đường dây 5-6:

= ∆U5−6 = (1.08 × 16.59) + (0.11 × 15.87) 117.85 U5

= 0.17(kV)

 Điện áp ở cuối đường dây 5-6 bên phải:

U6t = U5 − ∆U5−6 = 117.85 − 0.17 = 117.68(kV)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 70

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Đường dây N-6: (Xem hình 6.6)

 Tính điện áp tại nút 6:

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-6(có được từ quá trình tính

ngược):

Ṡ ′6 = Ṡ N6 + j∆QCN−6 = 28.59 + j22.70 + j0.47 = 28.59 + j23.17 (MVA)

′ X6

 Tổn thất điện áp trên đường dây N-6:

′R6 + Q6 P6 UN

= 3.3(kV) = ∆U6 =

(28.59 × 4.81) + (23.17 × 11.31) 121  Điện áp ở cuối đường dây N-6 bên phải:

U6p = UN − ∆U6 = 121 − 3.3 = 117.7(kV)

 Điện áp tại nút 6:

= = 117.69 𝑈6 = 117.68 + 117.7 2

𝑈6𝑡 + 𝑈6𝑝 2  Công suất ở đầu tổng trở trạm biến áp B6: Ṡ B6 = P6 + j(Q6 − Qbù6) + (∆PB6 + j∆QB6)

= (29 + j(21.75 − 1.19)) + (0.09 + j2.07) = 29.09 + j22.63 (MVA)

 Sụt áp qua trạm biến áp B6:

= ∆UB6 = (29.09 × 0.86) + (22.63 × 19.83) 117.69 PB6RB6 + QB6XB6 U6

= 4.03 (kV)

 Điện áp phụ tải 6 quy đổi về phía cao áp:

U′6 = U6 − ∆UB6 = 117.69 − 4.03 = 113.66 (kV)

= = = 25.01 (kV) Uhạ B6 =  Điện áp phía thứ cấp trạm biến áp T6: U′6 k 113.66 110 22 × 1,1 U′6 Uđm cao Ukt hạ

 Độ lệch điện áp:

%độ lệch điện áp = × 100% = × 100% 25.01 − 22 22 Uhạ B6 − Uđm hạ Uđm hạ

= 13.68%

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 71

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Bảng 7.3: Kết quả tính toán tổn thất đường dây

Đường dây S T T Tổn thất công suất tác dụng ∆𝑸𝑳 MVar Tổn thất công suất tác dụng ∆𝑷𝑳 MW Công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra ∆𝑸𝑪kể cả 2 đầu MVar

0.19 0.65 0.45 0.55 0.35 0.51 0.002 2.702 0.25 1.54 0.43 0.71 0.68 1.19 0.002 4.802 0.98 1.36 2.04 2.72 1.34 0.94 1.1 10.48 1 2 3 4 5 6 7 2-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 5-6 ∑

Bảng 7.4: Tổn thất công suất trong trạm biến áp

Trạm biến áp ∆𝑷𝑭𝒆 ∆𝑸𝑭𝒆 ∆𝑷𝑪𝒖 = ∆𝑷𝑩 ∆𝑸𝑪𝒖 = ∆𝑸𝑩

1 0.04 0.029 0.2 0.91

2 0.06 0.029 0.2 1.4

3 0.07 0.058 0.4 1.52

4 0.09 0.058 0.4 1.99

5 0.04 0.058 0.4 0.92

6 0.09 0.070 0.48 2.07

0.39 0.302 2.08 8.81 

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 72

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Bảng 7.5: Kết quả điện áp lúc phụ tải cực đại

Điện áp phía cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) % độ lệch Điện áp phía thứ cấp Trạm biến áp Điện áp phía hạ áp (kV)

114.92 112.2 24.68 12.18 1

116.82 111.36 24.50 11.36 2

118.70 115.17 25.34 15.18 3

118.26 114.40 25.17 14.41 4

117.85 114.87 25.27 14.86 5

117.69 113.66 25.01 13.68 6

Bảng 7.6: Tổng hợp công suất đầu các đường dây có nối với nguồn

Stt Đường dây P (MW) Q (MVAr)

1 N-2 30 17.23

2 N-3 23.53 13.96

3 N-4 27.66 14.84

4 N-5 18.53 12.09

6 N-6 28.48 22.30

∑Si 128.2 80.42

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 73

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

7.3 TÍNH TOÁN TÌNH TRẠNG LÀM VIỆC CỦA MẠNG ĐIỆN LÚC

PHỤ TẢI CỰC TIỂU:

7.3.1 Vẽ sơ đồ thay thế của mạng điện:

 Xem các hình vẽ ở chương 6.

7.3.2 Bảng số liệu phụ tải:

Bảng 7.7: Số liệu phụ tải Pmin và cos theo đề bài

Phụ tải cos𝝋 Ppt min (%Ppt max) MW

1 2 3 4 5 6 Ppt max MW 14 15 23 27 17 29 40% 40% 40% 40% 40% 40% 5.6 6 9.2 10.8 6.8 11.6 0.76 0.82 0.81 0.8 0.72 0.8 Qpt min MVar 4.79 4.19 6.66 8.1 6.55 8.7

7.3.3 Tính điện áp và tổn thất công suất lúc phụ tải cực tiểu:

 Khi phụ tải cực tiểu: UN = 1.05 × Uđm = 1.05 ×110 = 115.5 (kV)

7.3.3.1 Quá trình tính ngược theo chiều từ cuối đường dây ngược về nguồn, dùng Uđm để tính toán:

 Tính toán tương tự như phần tính ở chương 6 nhưng thay đổi phụ tải Pmax thành Pmin và Qmax thành Qmin như bảng 7.7, đồng thời không vận hành thiết bị bù.

 Kết quả tính toán xem các bảng số liệu tổng hợp bên dưới.

7.3.3.2 Quá trình tính thuận từ đầu nguồn về cuối đường dây để tính tổn thất điện áp, từ đo suy ra điện áp ở các nút:

 Tính toán tương tự như phần tính ở mục 7.2.3.2 chương 7 và chọn điện áp

UN = 115.5 kV.

 Kết quả tính toán xem các bảng số liệu tổng hợp bên dưới.

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 74

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Bảng 7.8: Kết quả tính toán tổn thất đường dây

STT Đường dây

Tổn thất công suất tác dụng ∆𝑷𝑳 MW

0.05 0.13 0.08 0.10 0.06 0.08 0.0004 0.50 Tổn thất công suất tác dụng ∆𝑸𝑳 MVar 0.06 0.3 0.07 0.13 0.12 0.19 0.0004 0.87 Công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra ∆𝑸𝑪 kể cả 2 đầu MVar 0.98 1.36 2.04 2.72 1.34 0.94 1.1 10.48 1 2 3 4 5 6 7 2-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 5-6 ∑

Bảng 7.9: Tổn thất công suất trong trạm biến áp

∆𝑷𝑭𝒆 ∆𝑸𝑭𝒆 ∆𝑷𝑪𝒖 = ∆𝑷𝑩 ∆𝑸𝑪𝒖 = ∆𝑸𝑩 Trạm biến áp

1 0.2 0.04 0.01 0.23

2 0.2 0.06 0.01 0.22

3 0.1 0.07 0.01 0.27

4 0.1 0.09 0.02 0.38

5 0.1 0.04 0.01 0.19

6 0.12 0.09 0.01 0.34

0.82 0.39 0.07 1.63

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 75

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Bảng 7.10: Kết quả điện áp lúc phụ tải cực tiểu

Điện áp phía cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) % độ lệch Điện áp phía thứ cấp

9.95 11.32 12.91 12.27 12.55 12.50 112.35 113.43 114.53 114.28 114.13 114.14 109.97 111.33 112.90 112.29 112.56 112.48 Điện áp phía hạ áp (kV) 24.19 24.49 24.84 24.70 24.76 24.75 Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6

Bảng 7.11: Tổng hợp công suất đầu các đường dây có nối với nguồn

STT Đường dây P (MW) Q (Mvar)

8.77 5.36 6.29 4.98 8.61 34.01 1 2 3 4 5 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 Tổng 11.81 9.35 10.98 7.30 11.39 50.83

7.4 TÍNH TOÁN TÌNH TRẠNG LÀM VIỆC CỦA MẠNG ĐIỆN LÚC

SỰ CỐ:

7.4.1 Sự cố đường dây N-3 đứt 1 lộ:

 Công suất ở đầu nguồn phát của đường dây N-3:

Bảng 7.12: Thông số đường dây và phụ tải 3 lúc sự cố

R Ω X Ω Y (1/Ω).10-6 XB Ω Sđm MVA Đường dây RB Ω ∆𝑃𝐹𝑒 KW ∆𝑄𝐹𝑒 KVar

Số lượng MBA 2 25 1.16 25.38 58 400 N-3 14.55 14.68 74.7

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 76

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Hình 7.1

1.16 = 0.07 (MW) RB3 = ∆PB3 =

25.38 = 1.52 (MVAr) XB3 = ∆QB3 = 232 + 13.952 1102 232 + 13.952 1102 Tổn thất công suất trong trạm biến áp B3: 2 + 𝑄3 P3 2 Uđm 2 + 𝑄3 P3 2 Uđm Công suất cuối đường dây N-3:

Ṡ R3 = (P3 + jQ3) + (∆PB3 + j∆QB3) + (∆PFe3 + j∆QFe3)

2 =

= 23 + 13.95j + 0.07 + 1.52 j + (0.058 + j0.4) = 23.13 + 15.87j(MVA)

1102 = 0.45 MVar. ∆QC3 = Uđm Công suất kháng do điện dung ở cuối đường dây N-3: Y3 2 74.710−6 2 Công suất ở cuối tổng trở đường dây N-3:

Ṡ "3 = Ṡ R3 − j∆QC3 = 23.13 + 15.87j − 0.45𝑗 = 23.13 + 15.42𝑗 (MVA)

P"3 14.55 = 0.93 (MW) ∆P3 = R3 =

P"3 14.68 = 0.94 (MVAr) ∆Q3 = X3 =

Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây N-3: 2 + Q"3 2 23.132 + 15.422 2 1102 Uđm 2 + Q"3 2 23.132 + 15.422 2 1102 Uđm Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-3:

3 + (∆P3 + j∆Q3) = 23.13 + 15.42𝑗 + 0.93 + 0.94𝑗

Ṡ ′3 = S"̇

= 24.06 + 16.36𝑗 (MVA)

Công suất ở đầu đường dây N-3:

Ṡ N−3 = Ṡ ′3 − j∆QC3 = 24.06 + 16.36𝑗 − 0.45𝑗 = 24.06 + 15.91𝑗(MVA)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 77

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Đường dây N-3:

Hình 7.2

 Tính điện áp tại nút 3:

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-3(có được từ quá trình tính ngược):

Ṡ ′3 = 24.06 + 16.36𝑗 (MVA)



Tổn thất điện áp trên đường dây N-3: ′ X3 = = 4.88 (kV) ∆U3 = (24.0613.5) + (16.3621) 1101.1

′R3 + Q3 P3 UN Điện áp ở cuối đường dây N-3:



U3 = UN − ∆U3 = 121 − 4.88 = 116.12 (kV)

Công suất ở đầu tổng trở trạm biến áp B3:

 Ṡ B3 = P3 + j(Q3 − Qbù3) + (∆PB3 + j∆QB3)

= (23 + (16.65 − 2.7)j) + (0.07 + 1.52j) = 23.07 + 15.47j (MVA)



= = 3.61 (kV) ∆UB3 = (23.071.16) + (15.4725.38) 116.12 Sụt áp qua trạm biến áp B3: PB3RB3 + QB3XB3 U3

 Điện áp phụ tải 3 quy đổi về phía cao áp:

U′3 = U3 − ∆UB3 = 116.774 − 3.61 = 112.51(kV)

 Điện áp phía thứ cấp trạm biến áp T3:

= = = 24.75 (kV) Uhạ B3 = U′3 k 112.51 110 221.1 U′3 Uđm cao Ukt hạ

 Độ lệch điện áp:

%độ lệch điện áp = ∗ 100% = 100% = 12.50% 24.75 − 22 22 Uhạ B3 − Uđm hạ Uđm hạ

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 78

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

7.4.2 Sự cố đường dây N-4 bị đứt 1 lộ và hỏng một MBA:

 Công suất ở đầu nguồn phát của đường dây N-4:

Bảng 7.13: Thông sô đường dây và phụ tải 4 lúc sự cố

R Ω X Ω Y (1/Ω).10-6 XB Ω Sđm MVA Đường dây RB Ω ∆𝑃𝐹𝑒 KW ∆𝑄𝐹𝑒 KVar

Số lượng MBA 1 25 2.32 50.77 29 200 N-4 13.61 18.70 99.68

Hình 7.3

2.32 = 0.18 (MW) RB4 = ∆PB4 =

50.77 = 3.97 (MVAr) XB4 = ∆QB4 = 272 + 14.772 1102 272 + 14.772 1102 Tổn thất công suất trong trạm biến áp B4: 2 + 𝑄4 P4 2 Uđm 2 + 𝑄4 P4 2 Uđm Công suất cuối đường dây N-4:

Ṡ R4 = (P4 + jQ4) + (∆PB4 + j∆QB4) + (∆PFe4 + j∆QFe4)

= 27 + 14.77𝑗 + 0.18 + 3.97𝑗 + 0.029 + 0.2𝑗 = 27.21 + 18.94𝑗(𝑀𝑉𝐴)

2 =

Công suất kháng do điện dung ở cuối đường dây N-4:

1102 = 0.6 𝑀𝑉𝑎𝑟. ∆𝑄𝐶4 = Uđm 𝑌4 2 99.6810−6 2 Công suất ở cuối tổng trở đường dây N-4:

Ṡ "4 = Ṡ R4 − j∆QC4 = 27.21 + 18.94𝑗 − 0.6𝑗 = 27.21 + 18.34𝑗 (MVA)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 79

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

P"4 13.61 = 1.21 (MW) ∆P4 = R4 =

P"4 18.7 = 1.66 (MVAr) X4 = ∆Q4 =

Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây N-4: 2 2 + Q"4 27.212 + 18.342 2 1102 Uđm 2 + Q"4 2 27.212 + 18.342 2 1102 Uđm Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-4:

4 + (∆P4 + j∆Q4) = 27.21 + 18.34𝑗 + 1.21 + 1.66𝑗

Ṡ ′4 = S"̇

= 28.42 + 20𝑗 (MVA)

Công suất ở đầu đường dây N-4:

Ṡ N−4 = Ṡ ′4 − j∆QC4 = 28.42 + 20𝑗 − 0.6𝑗 = 28.42 + 19.4𝑗(MVA)

 Đường dây N-4:

Hình 7.4

  Tính điện áp tại nút 4: Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-4(có được từ quá trình tính ngược):

Ṡ ′4 = 28.42 + 20𝑗 (MVA)



Tổn thất điện áp trên đường dây N-4: ′ X4 = = 6.29 (kV) ∆U4 = (28.4213.61) + (2018.7) 110 ∗ 1.1

′R4 + Q4 P4 UN Điện áp ở cuối đường dây N-4:



U4 = UN − ∆U4 = 121 − 6.29 = 114.71 (kV)

 Công suất ở đầu tổng trở trạm biến áp B4:

Ṡ B4 = P4 + j(Q4 − Qbù4) + (∆PB4 + j∆QB4)

= (27 + (20.25 − 5.48)j) + (0.18 + 3.97 j) = 27.18 + 17.74j (MVA)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 80

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương



= = 8.81(kV) ∆UB4 = (27.182.32) + (17.7450.77) 114.71 Sụt áp qua trạm biến áp B4: PB4RB4 + QB4XB4 U4

 Điện áp phụ tải 4 quy đổi về phía cao áp:

U′4 = U4 − ∆UB4 = 114.71 − 8.81 = 105.87(kV)

 Điện áp phía thứ cấp trạm biến áp T4:

= = = 23.29 (kV) Uhạ B4 = U′4 k 105.87 110 22 ∗ 1.1 U′4 Uđm cao Ukt hạ

 Độ lệch điện áp:

%độ lệch điện áp = ∗ 100% = ∗ 100% = 5.86% 23.29 − 22 22 Uhạ B4 − Uđm hạ Uđm hạ

7.4.3 Sự cố đứt dây N-6 là trầm trọng nhất:

Công suất ở đầu nguồn phát của đường dây N-5-6:

R Ω X Ω XB Ω Sđm MVA Đường dây Y (1/Ω).10-6 Phụ tải RB Ω ∆𝑄𝐹𝑒 KVar ∆𝑃𝐹𝑒 KW

Bảng 7.14: Thông số đường dây và phụ tải khu vực 3 lúc sự cố Số lượng MBA 2 2 8.66 16.9 16.59 15.87 1.16 25.38 0.86 19.83 400 N-5 5-6 480 58 70 25 32 110.08 90.87 5 6

Hình 7.5

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 81

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Tính toán công suất tại nút 6:

 Tổn thất công suất trong trạm biến áp B6:

× 0.86 = 0.09 (MW) ∆PB6 = RB6 = 292 + (21.75 − 1.19)2 1102

2 + (Q6 − Qbù6)2 P6 2 Uđm 2 + (Q6 − Qbù6)2 P6 2 Uđm

× 19.83 ∆QB6 = XB6 = 292 + (21.75 − 1.19)2 1102

= 2.07 (MVAr)

 Công suất vào trạm biến áp B6:

Ṡ T6 = (P6 + j(Q6 − Qbù6)) + (∆PB6 + j∆QB6) + (∆PFe6 + j∆QFe6)

= (29 + j(121.75 − 1.19)) + (0.09 + j2.07) + (70 + j480) × 10−3 = 29.16 + j23.11 (MVA)

2 =

 Công suất kháng do ½ điện dung của đoạn đường dây 5-6 sinh ra:

× 1102 = 0.55(MVAr) ∆QC5−6 = Uđm Y5−6 2 90.87 × 10−6 2  Công suất ở cuối tổng trở đường dây 5-6:

Ṡ "6 = Ṡ T6 − j∆QC56 = 29.16 + j23.11 − j0.55 = 29.16 + j22.56 (MVA)  Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây 5-6:

P"6 × 16.59 = 1.86 (MW) ∆P5−6 = R5−6 =

2 + Q"6 2 2 Uđm 2 2 + Q"6 2 Uđm

P"6 × 15.87 = 1.78 (MVAr) ∆Q5−6 = X5−6 = 29.162 + 22.562 1102 23.132 + 14.852 1102

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây 5-6:

6 + (∆P5−6 + j∆Q5−6) = (29.16 + j22.56) + (1.86 + j1.78 )

Ṡ ′6 = S"̇

= 31.02 + j24.34 (MVA)

 Công suất ở đầu đường dây 5-6:

Ṡ 5−6 = Ṡ ′6 − j∆QC56 = 31.02 + j24.34 − j0.55 = 31.02 + j23.79 (MVA)

 Tính toán công suất tại nút 5:

× 11.6 = 0.04 (MW) ∆PB5 = RB5 = 172 + (16.39 − 4.23)2 1102

× 25.38 XB5 = ∆QB5 = 172 + (16.39 − 4.23)2 1102  Tổn thất công suất trong trạm biến áp B5: 2 + (Q5 − Qbù5)2 P5 2 Uđm 2 + (Q5 − Qbù5)2 P5 2 Uđm

= 0.92 (MVAr)

 Công suất vào trạm biến áp B5:

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 82

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Ṡ T5 = (P5 + j(Q5 − Qbù5)) + (∆PB5 + j∆QB5) + (∆PFe5 + j∆QFe5)

= (17 + j(6.39 − 4.23)) + (0.04 + j0.92) + (70 + j480) × 10−3 = 17.10 + j13.48 (MVA)

2 =

 Công suất kháng do ½ điện dung của đoạn đường dây N-5 sinh ra:

× 1102 = 0.67 (MVAr) ∆QCN−5 = Uđm Y5 2 110.08 × 10−6 2  Công suất ở cuối tổng trở đường dây N-5:

Ṡ "5 = Ṡ 5−6 + Ṡ T5 − j∆QC5 = 31.02 + j23.79 + 17.10 + j13.48 − j0.67

= 48.12 + j36.60 (MVA)

 Tổn thất công suất trên tổng trở của đường dây N-5:

P"5 × 8.66 = 2.52 (MW) ∆PN−5 = RN−5 =

2 2 + Q"5 2 Uđm 2 2 + Q"6 2 Uđm

P"6 × 16.9 = 5.11 (MVAr) ∆QN−5 = X5−6 = 48.122 + 36.602 1102 48.122 + 36.602 1102

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-5:

5 + (∆PN−5 + j∆QN−5) = (48.12 + j36.60) + (2.52 + j5.11 )

Ṡ ′5 = S"̇

= 50.74 + j41.71 (MVA)

Công suất ở đầu đường dây N-5:

Ṡ N−5 = Ṡ ′5 − j∆QC5 = 50.74 + j41.71 − 𝑗0.67 = 50.74 + j41.04 (MVA)

 Đường dây N-5:

Hình 7.6

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 83

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Tính điện áp tại nút 5:

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây N-5(có được từ quá trình tính ngược):

Ṡ ′5 = 50.74 + j41.71 (MVA)

′ X5

 Tổn thất điện áp trên đường dây N-5:

′R5 + Q5 P5 UN

= = 9.46 (kV) ∆U5 = (50.74 × 8.66) + (41.71 × 16.9) 121

 Điện áp ở cuối đường dây N-5:

U5 = UN − ∆U5 = 121 − 9.46 = 111.54 (kV)

 Công suất ở đầu tổng trở trạm biến áp B5:

Ṡ B5 = P5 + j(Q5 − Qbù5) + (∆PB5 + j∆QB5)

= (17 + (16.39 − 4.23)j) + (0.04 + j0.92) = 17.04 + j13.08 (MVA)

 Sụt áp qua trạm biến áp B5:

= = 3.15 (kV) ∆UB5 = (17.04 × 1.16) + (13.08 × 25.38) 111.54 PB5RB5 + QB5XB5 U5

 Điện áp phụ tải 5 quy đổi về phía cao áp:

U′5 = U5 − ∆UB5 = 111.54 − 3.15 = 108.39 (kV)

 Điện áp phía thứ cấp trạm biến áp T5:

= = = 23.85 (kV) Uhạ B5 = U′5 k 108.39 110 22 ∗ 1.1 U′5 Uđm cao Ukt hạ

 Độ lệch điện áp:

%độ lệch điện áp = ∗ 100% = ∗ 100% = 8.41% 23.85 − 22 22 Uhạ B5 − Uđm hạ Uđm hạ

 Tính điện áp tại nút 6:

 Công suất ở đầu tổng trở đường dây 5-6(có được từ quá trình tính ngược):

Ṡ ′6 = 31.02 + j24.34 (MVA)



′R5−6 + Q6 P6

Tổn thất điện áp trên đường dây 5-6: ′ X5−6 = = 8.08(kV) ∆U5−6 = (31.02 × 16.59) + (24.34 × 15.87) 111.54 U5

 Điện áp ở cuối đường dây 5-6:

U6 = U5 − ∆U5−6 = 111.54 − 8.08 = 103.46 (kV)

 Công suất ở đầu tổng trở trạm biến áp B6:

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 84

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Ṡ B6 = P6 + j(Q6 − Qbù6) + (∆PB6 + j∆QB6)

= (29 + j(21.75 − 1.19)) + (0.09 + j2.07) = 29.09 + j22.63 (MVA)

 Sụt áp qua trạm biến áp B6:

= = 4.58(kV) ∆UB6 = (29.09 × 0.86) + (22.63 × 19.83) 103.46 PB6RB6 + QB6XB6 U6

 Điện áp phụ tải 6 quy đổi về phía cao áp:

U′6 = U6 − ∆UB6 = 103.46 − 4.58 = 98.88(kV)

 Điện áp phía thứ cấp trạm biến áp T6:

= = = 21.75 (kV) Uhạ B5 = U′6 k 98.88 110 221.1 U′6 Uđm cao Ukt hạ

 Độ lệch điện áp:

%độ lệch điện áp = ∗ 100% = ∗ 100% = −1.14% 21.75 − 22 22 Uhạ B6 − Uđm hạ Uđm hạ

Bảng 7.15: Tổn thất trên đường dây:

STT Đường dây

Tổn thất công suất tác dụng ∆𝑷𝑳 MW

1 2 3 4 N-3 N-4 N-5 5-6 0.93 1.21 2.62 1.86 Tổn thất công suất tác dụng ∆𝑸𝑳 MVar 0.94 1.66 5.11 1.78 Công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra ∆𝑸𝑪 kể cả 2 đầu MVar 0.9 1.2 1.34 1.1

Bảng 7.16: Kết quả điện áp lúc phụ tải sự cố

Trạm biến áp 3 4 5 6 Điện áp phía cao áp (Kv) 116.12 114.71 111.54 103.46 Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (Kv) 112.51 105.87 108.39 98.88 Điện áp phía hạ áp (Kv) 24.75 23.29 23.85 21.75 % độ lệch Điện áp phía thứ cấp 12.50 5.86 8.41 -1.14

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 85

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Bảng 7.17: Tổng hợp công suất đầu các đường dây nối đến đầu nguồn.

STT 3 4 5 ường dây N-3 N-4 N-5 P (MW) 24.06 28.42 50.74 Q (Mvar) 15.91 19.4 41.04

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 86

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

CHƯƠNG 8: ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP CHỌN ĐẦU PHÂN ÁP CỦA MÁY BIẾN ÁP

8.1. MỞ ĐẦU:

Nhiều biện pháp điều chỉnh điện áp được áp dụng nhằm đảm bảo chất lượng điện áp như thay đổi điện áp vận hành, đặt thiết bị bù, phân bố công suất hợp lý trong mạng điện, thay đổi đầu phân áp của máy biến áp thường và máy biến áp điều áp dưới tải …

Trong phạm vi đồ án này ngoài việc điều chỉnh điện áp thanh cái cao áp của nguồn sẽ tính toán chọn đầu phân áp tại các trạm giảm áp đảm bảo điện áp thanh cái hạ áp trong phạm vi độ lệch điện áp cho phép. Việc chọn máy biến áp có đầu phân áp điều chỉnh thường (phải cắt tải khi thay đổi đầu phân áp) hay máy biến áp có đầu phân áp điều áp dưới tải phụ thuộc vào việc tính toán chọn đầu phân áp ứng với các chế độ làm việc khác nhau của mạng điện và vào yêu cầu phải điều chỉnh.

8.2. CHỌN ĐẦU PHÂN ÁP:

Đối với phần tính toán chọn đầu phân áp cho máy biến áp trong trường hợp này là để biết được nấc phân áp phù hợp nhất, để đưa máy biến áp vào vận hành nhằm đảm bảo điện áp trên thanh cái của các phụ tải nằm trong khoảng cho phép trong các trường hợp phụ tải cực đại, cực tiểu và sự cố. Trong thực tế hiện nay các máy biến áp có cấp điện áp 110 kV, dung lượng từ 16000 kVA trở lên, đều thiết kế bộ điều áp dưới tải.

Ta xét máy biến áp 115/23 kV có bộ điều áp dưới tải, gồm 19 đầu phân áp phía cao áp: 1 đầu định mức và 9 nấc tăng, 9 nấc giảm mỗi nấc thay đổi đổi 1,78 % điều này cho phép điều chỉnh điện áp trong phạm vi 16.02% quanh điện áp định mức. Điện áp không tải phía thứ cấp thường cao hơn định mức với UN% ≥ 7,5% thì Ukt hạ =1,05×Uđm hạ hay Ukt hạ =1,1×Uđm hạ.

𝑘 =

𝑈𝑝𝑎.𝑐𝑎𝑜 𝑘𝑡. ℎ𝑎

Tỷ số biến áp cho bởi:

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 87

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

 Tỷ số biến áp:

Bảng 8.1: Đầu phân áp MBA 115/23kV

k = = = Upa cao Ukt ha U′1 Uha yc U1 − ∆UB Uha yc

Upa cao : điện áp ứng với đầu phân áp. U1 : điện áp phía cao áp máy biến áp khi đang mang tải. U'1 : điện áp hạ áp quy về cao áp. ΔUB : sụt áp qua máy biến áp. Ukt ha : điện áp không tải phía thứ cấp thường cao hơn định mức: Ukt ha = 1.1× Uđm ha = 1.1×22 = 24.2 kV

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 88

 Điện áp định mức phía thứ cấp là 22 kV. Độ lệch điện áp cho phép là ±5% so với định mức vậy nên điện áp hạ áp yêu cầu là:

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Uha yc = (0.95÷1.05)×22 = 20.9÷23.1 kV

Bảng 8.2: Thông số tính toán tại các trạm biến áp

Tình trạng làm việc Trạm biến áp

Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) 112.2 109.97 111.36 111.33 115.17 112.90 112.51 114.40 112.29 105.87 114.87 112.56 108.39 113.66 112.48 98.88 Điện áp phía hạ áp (kV) 24.68 24.19 24.50 24.49 25.34 24.84 24.75 25.17 24.70 23.29 25.27 24.76 23.85 25.01 24.75 21.75 % Độ lệch điên áp phía thứ cấp sau khi điều chỉnh 12.18 9.95 11.36 11.32 15.18 12.91 12.50 14.41 12.27 5.86 14.86 12.55 8.41 13.68 12.50 -1.14 Phụ tải max Phụ tải min Phụ tải max Phụ tải min Phụ tải max Phụ tải min Sự cố Phụ tải max Phụ tải min Sự cố Phụ tải max Phụ tải min Sự cố Phụ tải max Phụ tải min Sự cố

8.2.1 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 1

8.2.1.1 Phụ tải cực đại:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′1max = 112.2 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 112.2 × = 117.54 kV Upatt = U′1max × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

= 22.8 kV = 112.2 × Uha1 = U′1max × 24.2 119.09 - Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “+2” với điện áp tương ứng 119.09 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 89

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

× 100% = × 100% = 3.64% %Uha1 = 22.8 − 22 22 Độ lệch điện áp sau điều chỉnh: Uha1 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

8.2.1.2 Phụ tải cực tiểu:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′1min = 109.97 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 109.97 × = 115.21 kV Upatt = U′1min × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

= 22.74 kV = 109.97 × Uha1 = U′1min × 24,2 117.05 - Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “+1” với điện áp tương ứng 117.05 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 3.36% %Uha1 = 22.74 − 22 22 Uha1 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

8.2.2 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 2:

8.2.2.1 Phụ tải cực đại:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′2max = 111.36 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 111.36 × = 116.66 kV Upatt = U′2max × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

= 23.02 kV = 111.36 × Uha2 = U′2max × 24.2 117.05 - Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “+1” với điện áp tương ứng 117,05 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 4.61% %Uha2 = 23.02 − 22 22 Uha2 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 90

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

8.2.2.2 Phụ tải cực tiểu:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′2min = 111.33 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 111.33 × = 116.63 kV Upatt = U′2min × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

= 23.02 kV = 111.33 × Uha2 = U′2min × 24.2 117.05 - Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “+1” với điện áp tương ứng 117.05 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 4.64% %Uha2 = 23.02 − 22 22 Uha2 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

8.2.3 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 3:

8.2.3.1 Phụ tải cực đại:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′3max = 115.17 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 115.17 × = 120.65 kV Upatt = U′3max × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

= 23.01 kV = 115.17 × Uha3 = U′3max × 24.2 121.14 - Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “+3” với điện áp tương ứng 121.14 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 4.59% %Uha3 = 23.01 − 22 22 Uha3 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

8.2.3.2 Phụ tải cực tiểu:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′3min = 112.9 kV

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 91

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

- Đầu phân áp tính toán:

= 112.9 × = 118.28 kV Upatt = U′3min × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

= 22.94 kV = 112.9 × Uha3 = U′3min × 24.2 119.09 - Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “+2” với điện áp tương ứng 119.09 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 4.27% %Uha3 = 22.94 − 22 22 Uha3 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

8.2.3.3 Sự cố đứt 1 lộ đoạn N-3:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′3sc = 112.51 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 112.51 × = 117.87 kV Upatt = U′3sc × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

= 22.86 kV = 112.9 × Uha3 = U′3min × 24.2 119.09 - Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “+2” với điện áp tương ứng 119.09 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 3.91% %Uha3 = 22.86 − 22 22 Uha3 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

8.2.4 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 4:

8.2.4.1 Phụ tải cực đại:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′4max = 114.4 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 114.4 × = 119.85 kV Upatt = U′4max × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

- Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “+3” với điện áp tương ứng 121.14 kV

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 92

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

= 115.17 × = 22.85 kV Uha4 = U′4max × 24.2 121.14 - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 3.86% %Uha4 = 22.85 − 22 22 Uha4 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

8.2.4.2 Phụ tải cực tiểu:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′4min = 112.29 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 112.29 × = 117.64kV Upatt = U′4min × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

= 22.82 kV = 112.29 × Uha4 = U′4min × 24.2 119.09 - Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “+2” với điện áp tương ứng 119.09 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 3.73% %Uha4 = 22.82 − 22 22 Uha4 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

8.2.3.3 Sự cố đứt 1 lộ đoạn N-4 và hỏng một MBA:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′4sc = 105.87 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 105.87 × = 110.91 kV Upatt = U′4sc × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

- Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “-1” với điện áp tương ứng 112.95 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:

= 105.87 × = 22.68 kV Uha4 = U′4sc × 24.2 112.95 Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 3.09% %Uha4 = 22.68 − 22 22 Uha4 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 93

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

8.2.5 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 5:

8.2.5.1 Phụ tải cực đại:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′5max = 114.87 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 114.87 × = 120.34 kV Upatt = U′5max × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

= 22.95 kV = 114.87 × Uha5 = U′5max × 24.2 121.14 - Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “+3” với điện áp tương ứng 121.14 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 4.32% %Uha5 = 22.95 − 22 22 Uha5 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

8.2.5.2 Phụ tải cực tiểu:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′5min = 112.56 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 112.56 × = 117.92 kV Upatt = U′5min × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

= 22.87 kV = 112.56 × Uha5 = U′5min × 24.2 119.09 - Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “+2” với điện áp tương ứng 119.09 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 3.95% %Uha5 = 22.87 − 22 22 Uha5 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

8.2.5.3 Trường hợp sự cố đứt đoạn N-6:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′5sc = 108.39 kV

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 94

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

- Đầu phân áp tính toán:

= 108.39 × = 113.55 kV Upatt = U′5sc × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

= 22.81 kV = 108.39 × Uha5 = U′5sc × 24.2 115 - Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “0” với điện áp tương ứng 115 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 3.69% %Uha5 = 22.81 − 22 22 Uha5 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

8.2.6 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 6:

8.2.6.1 Phụ tải cực đại:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′6max = 113.66 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 113.66 × = 19.07 kV Upatt = U′6max × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

= 22.71 kV = 113.66 × Uha6 = U′6max × 24.2 121.14 - Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “+3” với điện áp tương ứng 121.14 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 3.23% %Uha6 = 22.71 − 22 22 Uha6 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

8.2.6.2 Phụ tải cực tiểu:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′6min = 112.48 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 112.48 × = 117.84 kV Upatt = U′6min × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

- Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “+2” với điện áp tương ứng 119.09 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 95

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

= 112.48 × = 22.86 kV Uha6 = U′6min × 24.2 119.09 Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 3.91% %Uha6 = 22.86 − 22 22 Uha6 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

8.2.6.3 Trường hợp sự cố đứt đoạn N-6:

- Điện áp hạ áp quy về cao áp:

U′6sc = 98.88 kV - Đầu phân áp tính toán:

= 98.88 × = 103.59 kV Upatt = U′6sc × 24.2 23.1 Ukt ha Uha yc

= 22.84 kV = 98.88 × Uha6 = U′6sc × 24.2 115 - Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn “-5” với điện áp tương ứng 104.77 kV - Kiểm tra lại điện áp hạ áp sau khi chọn đầu phân áp: Ukt ha Upatc

- Độ lệch điện áp sau điều chỉnh:

× 100% = × 100% = 3.82% %Uha6 = 22.84 − 22 22 Uha6 − Uđm ha Uđm ha Thỏa Uha yc

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 96

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

8.3. ĐẦU PHÂN ÁP CHO MÁY BIẾN ÁP TẠI CÁC TRẠM BIẾN ÁP:

Sau quá trình tính toán trong các tình trạng làm việc của phụ tải, thì các TBA đều

sử dụng máy biến áp có bộ OLTC.

Bảng 8.2: Kết quả chọn đầu phân áp của máy biến áp

Tình trạng làm việc Đầu phân áp S T T T B A

1 1

2 2

3 3

4 4

5 5

6 6

Phụ tải max Phụ tải min Phụ tải max Phụ tải min Phụ tải max Phụ tải min Sự cố Phụ tải max Phụ tải min Sự cố Phụ tải max Phụ tải min Sự cố Phụ tải max Phụ tải min Sự cố Điện áp phía hạ áp trước khi chọn đầu phân áp (kV) 24.68 24.19 24.50 24.49 25.34 24.84 24.75 25.17 24.70 23.29 25.27 24.76 23.85 25.01 24.75 21.75 +2*1.78 +1*1.78 +1*1.78 +1*1.78 +3*1.78 +2*1.78 +2*1.78 +3*1.78 +2*1.78 -1*1.78 +3*1.78 +2*1.78 0 +3*1.78 +2*1.78 +5*1.78 Điện áp phía hạ áp trước khi chọn đầu phân áp (kV) 22.8 22.74 23.02 23.02 23.01 22.94 22.86 22.85 22.82 22.68 22.95 22.87 22.81 22.71 22.86 22.84 % độ lệch điện áp sau khi hiệu chỉnh 3.64 3.36 4.61 4.64 4.59 4.27 3.91 3.86 3.73 3.09 4.32 3.95 3.69 3.23 3.91 3.82

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 97

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

CHƯƠNG 9: CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN THIẾT KẾ

9.1 MỞ ĐẦU:

Phần cuối của bản thiết kế là dự toán kinh phí công trình và các chỉ tiêu kinh

tế kỹ thuật.

Việc lập dự toán công trình chỉ có thể tiến hành sau khi đã có bản thiết kế chi tiết cụ thể từ đó lập ra các bản dự toán về các chi phí xây dựng trạm, đường dây. Dự toán công trình gồm các phần chủ yếu như xây dựng, lắp đặt máy, các hạng mục về xây dựng cơ bản.

Trong phần tổng kết này chủ yếu tính giá thành tải điện thông qua việc tính

toán tổn thất điện năng và thống kê các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật.

9.2 TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG:

9.2.1 Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện:

Pcu = 0.39 (MW) PFe = 0.302 (MW)

Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện chia làm 2 phần: Tổn thất công suất trên đường dây PL = 2.702 (MW) Tổn thất công suất trong máy biến áp Tổn thất trong đồng: Tổn thất trong sắt: Tổn thất trong thiết bị bù:

Pbù = P*. Qbù = 0.005*30.97= 0.1549 (MW)

Tổn thất công suất tổng:

P∑ = PFe + Pcu + Pbù + PL = 3.55 (MW) Tổng thất công suất tính theo % của toàn bộ phụ tải trong mạng:

× 100% = × 100% = 2.76% ∆PΣ% = 3.55 128.4 ∆PΣ PΣ

9.2.2 Tổn thất điện áp hàng năm trong mạng điện:

AFe = PFe×T = 0.302×8760 = 3645.52 (MWh)

AR = (PL + Pcu)× = (2.702 + 0.39)× 3410.93= 10546.6 (MWh)

Tổn thất điện năng trong thép của máy biến áp (làm việc suốt năm): Tổn thất điện năng trên đường dây và trong cuộn dây của máy biến áp: Tổn thất điện năng trong thiết bị bù (tính gần đúng): Abù = Pbù × Tmax = 0.1549 × 5000 = 774.5 (MWh)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 98

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Tổng tổng thất điện năng hàng năm trong mạng điện:

A∑ = AFe + AR + Abù = 14966.62 ( MWh)

Tổng điện năng cung cấp cho phụ tải:

A∑ = P∑ ×Tmax = 128.4 × 5000 = 642,000 (MWh) Tổng tổn thất điện năng tính theo %:

× 100% = × 100% = 2.33% ∆AΣ% = 14966.62 642,000 ∆AΣ AΣ

9.3 TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN:

Tính phí tổn vận hành hằng năm của mạng điện:

Y = avh (L) × KL + avh(T) × KT + c × A

Trong đó:

- avh(L): Hệ số vận hành (khấu hao, tu sửa, phục vụ) của đường dây,

+ Đường dây cột bê tông cốt thép: avh(L1) = 0.04 + Đường dây cột sắt avh(L2) = 0.07

- avh(T): Hệ số vận hành của trạm biến áp, lấy avh(T) = 0.14 - KL: Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây:

: KL(2) = 6,440,254 ($)

+ Đường dây cột bê tông cốt thép: KL(1) = 0 ($) + Đường dây cột sắt  KL = 6,440,254 ($)

- KT : Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp (1$ = 65.65 rup) - c : Giá tiền 1MWh điện năng tổn thất, với c = 50 ($/MWh). - A : Tổng tổn thất điện năng toàn mạng điện.

Bảng 9.1: Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp

STT Số lượng Trạm biến áp Điện áp (KV) Tổng tiền 103(rúp)

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6 110/22 110/22 110/22 110/22 110/22 110/22 Công suất KVA 25,000 25,000 25,000 25,000 25,000 32,000 Giá tiền 1 máy 103(rúp) 64 64 64 64 64 73.1 1 1 2 2 2 2

64 64 128 128 128 146.2 658.2 Tổng cộng

Quy đổi: 658.2 × 103 (rúp) = 10025.89 $

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 99

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

Vậy: 𝑌 = 0.07 × 6,440,254 + 0.14 × 10,025.89 + 50 × 14966.62

= 1,200,552.405 $

Giá thành tải điện của mạng điện cho 1 MWh điện năng đến phụ tải:

β = = = 1.87($/MWh) 1,200,552.405 642000 Y AΣ

7,442,843

Giá xây dựng mạng điện cho 1 MW công suất phụ tải cực đại: K∑ = KL + KT = 6,440,254+ 10,025.89 = 7,442,843 ($)

128.4

𝐾Σ 𝑃Σ

𝑘 = = = 57966.067 ($/𝑀𝑊)

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 100

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương

9.4 LẬP BẢNG CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT:

Bảng 9.2: Các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật

Các chỉ tiêu

Đơn vị % Trị số 15.18

2 % 12.5 Ghi chú Lúc tải 3 cực đại Lúc tải 3 bị sự cố đứt 1 lộ.

3 Km 251.282

4 MVA 264

5 Mvar 10.48

Stt 1 Độ lệch điện áp lớn nhất Độ lệch điện áp lớn nhất lúc sự cố Tổng chiều dài đường dây Tổng công suất các trạm biến áp Tổng công suất kháng do điện dung sinh ra Tổng dung lượng bù 6 Vốn đầu tư đường dây 7 8 Vốn đầu tư trạm biến áp 9 Mvar $ $ MW 20.97 6,440,254 10,025.89 125

10 MWh 642,000

11 MW 3.55

12 % 2.76

13 MWh 14966.62

14 % 2.33

15 $/MW 57,966.067

16 17 Tấn $/KWh 451.12 1.87

18 106 $ 1,200,552.405 Tổng phụ tải Max Điện năng tải hàng năm A∑ Tổng tổn thất công suất ∆P∑ Tổng tổn thất công suất ∆P∑% Tổng tổn thất Điện năng ∆A∑ Tổng tổn thất Điện năng ∆A∑% Giá thành xây dựng mạng điện cho 1 MW phụ tải, k Phí tổn kim loại màu Giá thành tải điện β Phí tổn vận hành hàng năm

SVTH: Nguyễn Anh Thời Trang 101

Đồ án thiết kế mạng điện 110 kV GVHD: Th.S Trần Đình Cương