Đồ Án Tốt Nghiệp

Đại học Bách Khoa Hà Nội

PHẠM HỒNG CÔNG Page 1

Mục lục LỜI NÓI ĐẦU ............................................................................................................................................. 5

CHƢƠNG I: TỔNG QUAN VỀ MẠNG LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC ........................................................ 5

1.1. SƠ ĐỒ ĐỊA LÍ CỦA CÁC NÚT TRONG MẠNG ĐIỆN ........................................................ 6

1.2. NGUỒN CUNG CẤP ĐIỆN ....................................................................................................... 6

1.2.1. Hệ Thống Điện ..................................................................................................................... 6

1.2.2. Nhà Máy nhiệt điện ............................................................................................................. 7

1.3. PHỤ TẢI ...................................................................................................................................... 7

CHƢƠNG II: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN ............................................... 8

2.1. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MAX ...................................... 9

2.2. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MAX .......................... 10

2.3. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MIN ................................. 11

2.4. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MIN ........................... 12

2.5. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG TRONG TRƢỜNG HỢP SỰ CỐ MỘT TỔ MÁY

PHÁT CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN............................................................................................... 13

2.6. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG TRƢỜNG HỢP SỰ ........................ 14

2.7. TÍNH TOÁN SƠ BỘ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG ..................................................... 14

2.8. TỔNG HỢP CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ ............................ 16

CHƢƠNG III: LẬP PHƢƠNG ÁN THIẾT KẾ LƢỚI ......................................................................... 16

3.1. DỰ KIẾN CÁC PHƢƠNG ÁN ĐI DÂY ................................................................................. 17

3.2. PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN KỸ THUẬT CÁC PHƢƠNG ÁN ...................................... 21

3.2.1. Chọn điện áp định mức của mạng điện ........................................................................... 21

3.3. PHƢƠNG ÁN 1 ......................................................................................................................... 24

3.3.1. Phân bố công suất trong mạng điện ................................................................................ 24


3.3.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chuẩn kỹ thuật ......................................... 28

3.3.4. Kiểm tra tổn thất điện áp ................................................................................................. 31

3.4. PHƢƠNG ÁN 2 ......................................................................................................................... 33

3.4.1. Cân bằng công suất trong mạng điện .............................................................................. 33


3.4.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chẩn kỹ thuật ........................................... 34



3.4.4. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện ........................................................................... 35

3.5. PHƢƠNG ÁN 3 ......................................................................................................................... 36





3.5. PHƢƠNG ÁN 4 ......................................................................................................................... 39





3.6. PHƢƠNG ÁN 5 ......................................................................................................................... 42





3.7. PHƢƠNG ÁN 6 ......................................................................................................................... 45





3.8. TỔNG KẾT ............................................................................................................................... 48

CHƢƠNG IV: SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƢƠNG ÁN .................................................................... 49

4.1. PHƢƠNG ÁN 1 ......................................................................................................................... 51

4.1.1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây ................................................... 51

4.1.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện ............................................................................. 51

4.1.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm .............................................................................. 52

4.2. PHƢƠNG ÁN 2 ......................................................................................................................... 53






4.2. PHƢƠNG ÁN 3 ......................................................................................................................... 55




4.4. PHƢƠNG ÁN 4 ......................................................................................................................... 57




4.5. PHƢƠNG ÁN 5 ......................................................................................................................... 59




4.6. PHƢƠNG ÁN 6 ......................................................................................................................... 61




4.7. TỔNG KẾT VÀ LỰA CHỌN PHƢƠNG ÁN THIẾT KẾ .................................................... 62

CHƢƠNG V: CHỌN SỐ LƢỢNG, CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM, SƠ

ĐỒ TRẠM VÀ SƠ ĐỒ HỆ THỐNG ĐIỆN ............................................................................................ 64

5.1. CHỌN MÁY BIẾN ÁP TĂNG ÁP .......................................................................................... 64

5.2. CHỌN MÁY BIẾN ÁP HẠ ÁP ................................................................................................ 65

5.3. CHỌN SƠ ĐỒ TRẠM VÀ SƠ ĐỒ NỐI DÂY TOÀN HỆ THỐNG ..................................... 66

5.3.1. Sơ đồ trạm tăng áp nhà máy điện .................................................................................... 66

5.3.2. Sơ đồ trạm biến áp trung gian ......................................................................................... 67

5.3.3. Trạm cuối ........................................................................................................................... 67

CHƢƠNG VI: TÍNH BÙ KINH TẾ ........................................................................................................ 69

6.1. PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ............................................................................................... 70

6.1.1. Nhánh NĐ – 9 .................................................................................................................... 72

6.1.2. Nhánh NĐ-7-8 .................................................................................................................... 72

6.1.3. Nhánh HT – 1 .................................................................................................................... 73

6.1.4. Nhánh HT - 2 .................................................................................................................... 74

6.1.5. Nhánh HT – 3 .................................................................................................................... 74



6.1.6. Nhánh HT – 6 .................................................................................................................... 75

CHƢƠNG VII: TÍNH TOÁN CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA MẠNG LƢỚI ĐIỆN .................... 77

7.1. PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ............................................................................................... 77



LỜI NÓI ĐẦU

Điện năng là dạng năng lượng được sử dụng rộng rãi nhất trong các lĩnh vực hoạt động kinh

tế và đời sống con người. Nhu cầu sử dụng điện ngày càng cao, chính vì vậy chúng ta cần xây

dựng thêm các hệ thống điện nhằm đảm bảo cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ. Hệ thống điện

bao gồm các nhà máy điện, các mạng điện và các hộ tiêu thụ điện được liên kết với nhau thành

một hệ thống để thực hiện quá trình sản xuất, truyền tải , phân phối và tiêu thụ điện năng. Mạng

điện là một tập hợp các trạm biến áp, trạm đóng cắt, các đường dây trên không và các đường dây

cáp. Mạng điện được dùng để truyền tải và phân phối điện năng từ các nhà máy đến các hộ tiêu

thụ.

Cùng với sự phát triển công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước. Công nghiệp điện lực giữ vai

trò quan trọng do điện năng là nguồn năng lượng được sử dụng rộng rãi nhất trong nền kinh tế

quốc dân. Ngày nay trong nền kinh tế nước ta đang trên đà phát triển mạnh mẽ, đời sống không

ngừng nâng cao, các khu đô thị, dân cư cũng như các khu công nghiệp xuất hiện ngày càng

nhiều, do đó nhu cầu về điện năng tang trưởng không ngừng.

Để đáp ứng nhu cầu cung cấp điện ngày càng nhiều và không ngừng của đất nước về điện

năng thì công tác quy hoạch và thiết kế mạng lưới điện đang là vần đề quan tâm của ngành điện

nói riêng và cả nước nói chung.

Đồ án tốt nghiệp Thiết kế mạng lưới điện giúp sinh viên áp dụng một cách tổng quan

nhất những kiến thức đã học và tích luỹ trong quá trình học tập để giải quyết vấn đề trên. Việc

thiết kế mạng lưới điện phải đạt được những yêu cầu về kỹ thuật đồng thời giảm tối đa được

vốn đầu tư trong phạm vi cho phép là nhiệm vụ quan trọng đối với nền kinh tế của nước ta hiện

nay.

Trong quá trình làm đồ án với kiến thức đã được học trong suốt 5 nănm sự nỗ lực cố gắng

của bản thân và sự giúp đỡ, chỉ bảo của các thầy cô trong bộ môn hệ thống điện đặc biệt là sự

hướng dẫn trực tiếp, tận tình của Thầy giáo Trần Mạnh Hùng đã giúp em hoàn thành đúng

tiến độ bản đồ án tốt nghiệp này.

Em xin chân thành cảm ơn các thầy cô giáo đã trang bị cho em kiến thức chuyên môn để hoàn

thành bản đồ án này. Em xin chân thành cảm ơn gia đình bạn bè đã động viên giúp đỡ em trong

quá trình thực hiện đồ án.Tuy nhiên do trình độ có hạn nên đồ án không tránh khỏi thiếu sót, em

rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của các thầy cô giáo.

Hà Nội, Tháng 2 Năm 2015

Sinh viên : Phạm Hồng Công

CHƢƠNG I: TỔNG QUAN VỀ MẠNG LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC



1.1. SƠ ĐỒ ĐỊA LÍ CỦA CÁC NÚT TRONG MẠNG ĐIỆN

1.2. NGUỒN CUNG CẤP ĐIỆN

Trong hệ thống điện cần thiết kế có hai nguồn cung cấp l ―Hệ thống điện‖ và ―Nhà máy nhiệt

điện‖.

1.2.1. Hệ Thống Điện

Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn, hệ số công suất trên thanh góp 110 kV của hệ

thống là 0,85. Vì vậy cần phải có sự liên hệ giữa hệ thống và nhà máy điện để có thể trao đổi

công suất giữa hai nguồn cung cấp khi cần thiết đảm bảo cho Hệ thống thiết kế làm việc bình

thường trong các chế độ vận hành. Mặt khác, vì hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên

chọn Hệ thống là nút cân bằng công suất và nút cơ sở về điện áp. Ngoài ra do Hệ thống có công

suất vô cùng lớn cho nên không cần phải dự trữ công suất trong nhà máy điện, nói cách khác

công suất tác dụng và phản kháng dự trữ sẽ được lấy từ Hệ thống điện.

Hệ thông điện (HT) có công suất vô cùng lớn:



- Điện áp trên thanh cái cao áp: 110 kV

- Hệ số công suất trên thanh góp 110kV : cosφ = 0,85

1.2.2. Nhà Máy nhiệt điện

Nhà máy nhiệt điện gồm 4 tổ máy với mỗi tổ máy công suất định mức Pdm= 50 MW. Giả

thiết nhà máy đã cho l nhà máy nhiệt điện với công suất tự dùng chiếm 10% công suất phát .

Công suất phát kinh tế của các nhà máy Nhiệt điện thường là 80% ÷ 90% trong đồ án này ta

chọn công suất phát kinh tế của nhà máy là 85% Pdm.

- Tổng công suất đặt PdmA = 200MW

- Hệ số công suất cosφ = 0,85

- Điện áp định mức Ufdm = 10,5 kV

1.3. PHỤ TẢI

Trong hệ thống điện gồm 9 phụ tải, có 8 phụ tải loại I, riêng phụ tải số 8 là loại III. Thời

gian sử dụng phụ tải cực đại Tmax = 5000 h. Cả 9 phụ tải đều yêu cầu điều chỉnh điện áp KT.

Điện áp định mức của mạng điện thứ cấp là 22 kV. Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại :

Pmin =0,5.Pmax

a. Chế độ phụ tải cực đại:

Phụ tải 1: Có P1 = 35, cosφ = 0,85 → tanφ = 0,620

→ Q1 = P1. tanφ1 = 35. 0,62 = 21,691 MVAr

b. Chế độ phụ tải cực tiểu:

Phụ tải 1: P1 = 50%P1max. = 50%.35 = 17,5 MW

Q1min= 50%.P1min = 50%.21,691 = 10,846 MVAr

Các phụ tải còn lại tinh toán tuong tự ta đuợc kết quả trong bảng 1.1 sau trong đó phụ tải ở

chế độ cực đại Si =√



Hộ tiêu thụ Smax=Pmax+ jQmax Smax Smin=Pmin+ jQmin Smin

1 35 + j21,691 41,178 17,5 + j10,846 20,589

2 30 + j14,53 33,33 15 + j7,265 16,665

3 20 + j10,795 22,727 10 + j5,398 11,364

4 28 + j18,816 33,735 14 + j9,408 16,868

5 33 + j15,983 36,667 16,5 + j7,992 18,333

6 40 + j22,669 45,977 20 + j11,334 22,989

7 32 + j15,498 35,556 16 + j7,749 17,778

8 25 + j12,108 27,778 12,5 + j6,054 13,789

9 28 + j15,113 31,818 14 + j7,557 15,909

Tổng 271 + j147,203 135,5 + j73,602

Bảng 1.1: Phụ tải mạng điện trong các chế độ

CHƢƠNG II: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN



2.1. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MAX

Đặc điểm rất quan trọng của các hệ thống điện là truyền tức thời điện năng từcác nguồn đến

các hộ tiêu thụ và không thể tích trữ điện năng thành số lượng nhận thấy được. Tính chất này

xác định sự đồng bộ của quá trình sản xuất và tiêu thụ điện năng.Tại mỗi thời điểm trong chế độ

xác lập của hệ thống điện, các nhà máy của hệthống cần phải phát công suất bằng với công suất

của các hộ tiêu thụ, kể cả tổn thất công suất trong cả mạng điện nghĩa là cần phải thực hiện

đúng sự cân bằng giữa công suất phát và công suất tiêu thụ.Ngoài ra để đảm bảo cho hệ thống

điện vận hành bình thường, cần phải có dựtrữ công suất nhất định. Dự trữ công suất tác dụng

trong hệ thống điện là một vấn đề quan trọng liên quan đến vận hành cũng như sự phát triển của

Hệ thống. Vì vậy phương trình cân bằng công suất tác dụng trong chế độ phụ tải cực đại đối với

Hệ thống điện thiết kế có dạng:

PNĐ+PHT = PYC = m ΣPmax + ΣPtd + Pdt + ΣΔP

Trong đó:

PNĐ – Tổng công suất do nhà máy nhiệt điện phát ra:

PNĐ= 0,85.PđặtNM = 0,85.4.50 = 170 MW

PHT – Công suất tác dụng lấy từ hệ thống

m – Hệ số đồng thời của các phụ tải (m=1)

ΣPmax –Tổng công suất của phụ tải trong chế độ cực đại bằng ΣPmax =271 MW

Σ Ptd – Tổng công suất tự dùng trong nha máy điện, có thể lấy 10% tổng công suất

phát của nhà máy ở chế độ max Σ Ptd = 0,1.170 = 17 MW

Pdt – Công suất dự trữ trong Hệ thống. Vì Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn,

cho nên công suất dự trữ lấy từ Hệ thống nghĩa là lấy Pdt = 0.

ΣΔP – Tổng tổn thất công suất trong mạng điện, khi tính sơ bộ có thể lấy

ΣΔP = 5% ΣPmax = 0,05.271 = 13,55 MW

Pyc – Công suất yêu cầu trong mạng điện để có cân bằng công suất

Ta có:

Pyc = m ΣPmax + ΣPtd + Pdt + ΣΔP = 1.271 + 17 + 0 + 13,55 = 301,55 MW

PNĐ+ PHT = Pyc = m ΣPmax + ΣPtd + Pdt + ΣΔP

→ PHT = m ΣPmax + ΣPtd + Pdt + ΣΔP –PNĐ

→ PHT = 1.271 + 17 + 0 + 13,55 – 170



→ PHT= 131,55 MW

Công suất tác dụng nhà máy NĐ phát lên lưới trong chế độ phụ tải max là:

PflNĐ= Pkt– Ptd = 170 – 17 = 153 MW

Như vậy, ở chế độ phụ tải cực đại, Hệ thống cần cung cấp cho phụ tải lượng công suất bằng :

131,55 MW và nhà máy NĐ phát lên lưới 153 MW

2.2. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MAX

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

năng sản xuất ra và điện năng tiêu thụ tại mỗi thời điểm. Sự cân bằng đòi hỏi không những chỉ

đối với công suất tác dụng, mà cả với công suất phản kháng. Sự cân bằng công suất phản kháng

có quan hệ đối với điện áp. Phá hoại sự cân bằng công suất phản kháng dẫn đến thay đổi điện áp

trong mạng điện. Nếu công suất phản kháng phát ra lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ thì

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

giảm. Vì vậy để đảm bảo chất lượng cần thiết của điện áp ở các hộ tiêu thụ trong mạng điện và

trong hệ thống, cần tiến hành cân bằng sơ bộ công suất phản kháng.

Phương trình cân bằng công suất phản kháng có dạng:

QNĐ+ QHT ≥ Qyc= m ΣQmax + ΣΔQL – ΣQC + ΣΔQb + Qtd + Qdt

Trong đó:

QNĐ – Tổng công suất phản kháng do nhà máy nhiệt điện phát ra.

QNĐ = PNĐ .tanφ = 170.0 62 = 105,4 MVAr

QHT – Công suất phản kháng do Hệ thống cung cấp (cos φ =0,85) :

QHT = PHT .tan = 131,55.0,62 = 81,561 MVAr


ΣQmax – Tổng công suất phản kháng của phụ tải trong chế độ cực đại

ΣQmax = 147,203 MVAr (bảng 1.1)

ΣΔQL – Tổng tổn thất công suất phản kháng trong cảm kháng của các đuờng

dây trong mạng điện

ΣQC – Tổng tổn thất công suất phản kháng do điện dung của các đường dây trong

mạng điện sinh ra khi tính s bộ ta lấy ΣΔQL = ΣQC



Qdt – Công suất dự trữ trong Hệ thống. Vì Hệ thống điện có công suất vô cùng

lớn, cho nên công suất dự trữ lấy từ Hệ thống, nghĩa là lấy Qdt= 0.

ΣΔQb – Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các trạm biến áp khi tính sơ bộ

có thể lấy:

ΣΔQb = 30% ΣQmax = 0,3.147,203 = 44,161 MVAr

– Công suất phản kháng tự dùng trong nhà máy điện: Qtd = Ptd .tan φtd với cos φtd = 0.75, ta

có Qtd = 17.0,882 = 14,993 MVAr

Như vậy ta có tổng công suất phản kháng mạng điện yêu cầu:

Qyc= m ΣQmax + ΣΔQL – ΣQC + ΣΔQb + Qtd + Qdt

→ Qyc= 147,203 + 44,161 + 14,993 = 206,357 MVAr

Tổng công suất phản kháng do Hệ thống và Nhà máy điện cung cấp là:

QNĐ+ QHT = 105,4 + 81,561 = 186,961 MVAr

Công suất phản kháng do nhà máy NĐ phát lên lưới trong chế độ phụ tải max :

QflNĐ= QNĐ – Qtd – QbTA

= 105,4 – 14,993 – 0,15.(105,4 – 14,993) = 74,597 MVA

Từ kết quả tính toán ta thấy tổng công suất phản kháng do Hệ thống và Nhà máy điện cung

cấp nhỏ hơn tổng công suất phản kháng mạng điện yêu cầu. Vì vậy cần bù công suất phản kháng

trong mạng điện thiết kế

2.3. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MIN

Phương trình cân bằng công suất tác dụng trong chế độ phụ tải cực tiểu đối với Hệ thống điện

thiết kế có dạng:

PNĐ+PHT = PYCmin = m ΣPmin + ΣPtd + Pdt + ΣΔP

Trong đó:

PNĐ – Trong chế độ phụ tải cực tiểu NĐ ngưng phát điện 2 tổ máy phát và phát điện 2

tổ máy với chế độ phát kinh tế tức là PNĐ= 85%.2.Pfđm= 0,85.2.50 = 85 MW

PHT – Công suất tác dụng lấy từ hệ thống


ΣPmin – Tổng công suất của phụ tải trong chế độ cực tiểu bằng 135,5 (bảng 1.1)



ΣPtd – Tổng công suất tự dùng trong nha máy điện, có thể lấy 10% tổng công suất

phát của nhà máy ở chế độ min ΣPtd = 0,1.85 = 8,5 MW

Pdt – Công suất dự trữ trong Hệ thống. Vì Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn,

cho nên công suất dự trữ lấy t Hệ thống nghĩa là lấy Pdt= 0.

ΣΔP – Tổng tổn thất công suất trong mạng điện khi t nh s bộ có thể lấy:

ΣΔP = 5% Σ = 0,05.135,5 = 6,775 MW

Ta có: PNĐ + PHT = Pycmin = m ΣPmin + ΣPtd + Pdt + ΣΔP

→ PHT = m ΣPmax + ΣPtd + Pdt + ΣΔP –PNĐ

→ PHT = 1.135,5 + 8,5 + 0 + 6,775 – 85

→ PHT = 65,775 MW

Công suất tác dụng nhà máy NĐ phát lên lưới trong chế độ phụ tải min là:

PflNĐ= Pfmin– Ptdmin= 85 – 8.5 = 76,5 MW

Như vậy, ở chế độ phụ tải cực tiểu, Hệ thống cần cung cấp cho phụ tải lượng công suất bằng

65,675 MW và nhà máy NĐ phát lên lưới 76,5 MW

2.4. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Ở CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI MIN

Phương trình cân bằng công suất phản kháng có dạng:

QNĐ+ QHT ≥ Qyc= m ΣQmin + ΣΔQL – ΣQC + ΣΔQb + Qtd + Qdt

Trong đó:

QNĐ – Tổng công suất phản kháng do nhà máy nhiệt điện phát ra trong chế độ phụ tải

min bằng: QNĐ = PNĐ .tanφ = 85.0 62 = 52 7 MVAr

QHT – Công suất phản kháng do Hệ thống cung cấp

QHT = PHT .tanφ = 65,775.0,62 = 40,781 MVAr


ΣQmin – Tổng công suất phản kháng của phụ tải trong chế độ cực tiểu

Σ Qmin = 73,602 MVAr (bảng 1.1)

ΣΔQL – Tổng tổn thất công suất phản kháng trong cảm kháng của các đường dây trong

mạng điện



ΣQC – Tổng tổn thất công suất phản kháng do điện dung của các đ ờng dây trong mạng

điện sinh ra khi tính sơ bộ ta lấy ΣΔQL = ΣQC

Qtd – Công suất dự trữ trong Hệ thống. Vì Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn,

cho nên công suất dự trữ lấy từ Hệ thống nghĩa là lấy Qdt = 0.

ΣΔQb – Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các trạm biến áp khi tinh sơ bộ có

thể lấy ΣΔQb = 30% ΣQmin = 0,3.73,602 = 22,081 MVAr

Qtd – Công suất phản kháng tự dùng trong Nha máy điện ở chế độ cực tiểu, ta có:

Qtd = Ptd .tanφ , với cosφ = 0.75, ta có = 8,5.0,882 = 7,497 MVAr

Như vậy ta có tổng công suất phản kháng mạng điện yêu cầu:

Qyc= m ΣQmin + ΣΔQL – ΣQC + ΣΔQb + Qtd + Qdt

→ Qyc = 73,602 + 22,081 + 7,497 = 93,197 MVAr

Tổng công suất phản kháng do Hệ thống và Nhà máy điện cung cấp là:

QNĐ+ QHT = 52,7 + 40,781 = 93,481 MVAr

Công suất phản kháng nhà máy NĐ phát lên lưới trong chế độ phụ tải min là :

QflNĐ = Qfmin– Qtd– QbTA

= 52,7 – 7,497 – 0,15.(52,7 – 7,497) = 37,298 MVA

Từ kết quả tính toán ta thấy tổng công suất phản kháng do Hệ thống và Nhà máy điện cung cấp

nhỏ hơn tổng công suất phản kháng mạng điện yêu cầu. Vì vậy cần bù công suất phản kháng

trong mạng điện thiết kế.

2.5. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG TRONG TRƢỜNG HỢP SỰ CỐ MỘT TỔ

MÁY PHÁT CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN

Do ở chế độ phụ tải cực tiểu nh máy chỉ phát điện bằng 2 tổ máy nên trong trường hợp sự cố

một tổ máy phát ở nhà máy Nhiệt điện khi tính toán cân bằng công suất chỉ cần tính cho chế độ

cực tải. Khi sự cố 1 tổ máy, các tổ máy còn lại phát 100%.Pdm. Nhà máy NĐ phát công suất tác

dụng là :

PfNĐsc= 3.Pdm = 3.50 = 150 MW

Tổng công suất yêu cầu của mạng điện là :

Pyc= m ΣPmax + ΣPtd + Pdt + ΣΔP = 1.271 + 0 1.150 + 13,55 = 299,55 MW

Hệ thống phải cung cấp lượng công suất tác dụng là :



PHTsc= PYC– PfNĐ = 299,55 – 150 = 149,55 MW

Công suất tác dụng nha máy NĐ phát lên lưới trong chế độ sự cố là :

PflNĐ= Pfsc– Ptd= 150 – 15 = 135 MW

2.6. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG TRƢỜNG HỢP SỰ

CỐ MỘT TỔ MÁY PHÁT CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN

Trong chế độ phụ tải cực đại khi sự cố một tổ máy phát ta có: Nhà máy NĐ phát công suất

phản kháng là :

QfNĐsc= PfNĐsc.tanφNĐ= 150.0,62 = 92,962 MVAr

Hệ thống cung cấp lượng công suất phản kháng là:

QHTsc= PHTsc.tanφHT= 149,55.0,62= 92,721 MVAr

Ta có tổng công suất yêu cầu của mạng điện:

Qyc= m ΣQmax + ΣΔQL – ΣQC + ΣΔQb + Qtd + Qdt

Trong đó:

+ ΣQmax ΣΔQL , Σ QC ΣΔQb , Qdt đã tính toán và uớc luợng ở trên.

+ Qtd= Ptd.tanφtd= 15.0,882 = 13,23 MVAr

→ Qyc= 147,203 + 44,161 + 13,23 = 204,594 MVAr

Tổng công suất phản kháng do Hệ thống và nhà máy cung cấp là:

QfNĐsc+ QHTsc= 93 + 92,721 = 185,721 MVAr

Công suất phản kháng nha máy NĐ phát lên lưới trong chế độ sự cố:

QflNĐ = Qfsc– Qtd– QbTA= 93 – 13,23 – 0,15.93 = 65,82 MVA

Kết luận: Từ kết quả tính toán ta thấy tổng công suất phản kháng do Hệ thống và Nhà máy

điện cung cấp nhỏ hơn tổng công suất phản kháng mạng điện yêu cầu. Vì vậy cần bù công suất

phản kháng.

Kết luận chung: cần phải bù công suất phản kháng

2.7. TÍNH TOÁN SƠ BỘ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG



Ta chỉ cần tính bù sơ bộ công suất cho trường hợp chế độ phụ tải max, vì nếu chế độ phụ tải

Max công suất phản kháng cân bằng thì ở chế độ phụ tải min và chế độ sự cố 1 tổ máy phát công

suất phản kháng cũng cân bằng.

Trong chế độ phụ tải max

Cân bằng công suấ phản kháng khi Qyc=QNĐ+ QHT =Qf

Hệ thống và nhà máy cung cấp Qf =186,961 => Qyc

’= 186,961

Qyc’= m ΣQmax

’ + ΣΔQL – ΣQC + ΣΔQb

’ + Qtd + Qdt= m ΣQmax

’ + ΣΔQb

’ + Qtd

Trong đó :

ΣΔQb’= 30% ΣQmax

’

Qtd = 14,993 MVAr

Qyc’= ΣQmax

’ + 0,3 ΣQmax

’ + Qtd

ΣQmax’= (Qyc

’- Qtd)/ 0,3 = (186,961-14,993)/ 0,3 = 132,283

Dung lượng công suất phản kháng cần bù cưỡng bức là:

Qb= ΣQmax - ΣQmax’

= 147,203 – 132,283 =14,922 MVAr

Theo nguyên tắc ta bù cho phụ tải ở xa,có cosφ nhỏ và phụ tải lớn!

Giả thiết ta bù tất cả các phụ tải có cosφ < 0,9 lên đến cosφ = 0,9

Xét phụ tải 6 với P=40MW và cosφ= 0,87

Ta có Q6=40.tag(arcos0,87)= 22,669 MVAr

Mặt khác ΔQ6b= Q6- Q6’ => Q6

’= 40.tag(arcos0,9)

=> ΔQ6b=40.tag(arcos0,87)- 40.tag(arcos0,9)= 3,296 MVAr

Tính toán tương tự cho các phụ tải 1, 3, 4, 9 ta có bảng

Phụ tải P MW cosφ cosφb ΔQib

1 35 0.85 0.9 4.74

3 20 0.88 0.9 1.11

4 28 0.83 0.9 5.255

6 40 0.87 0.9 3.296

9 28 0.88 0.9 1.552

Tổng 15.953

Ta thấy : ΔQ4b + ΔQ1b + ΔQ6b+ΔQ9b =14,843 < Qb < ΣΔQib

Vậy có nghĩa là cần phải bù cưỡng bức cho các phụ tải 4,1,6,9 lên cos φ= 0,9 và bù cho phụ tải 3

lên cos φ9b’

Tính cos φ9b’ : ΔQ3b

’= Qb- ( ΔQ4b + ΔQ1b + ΔQ6b+ΔQ9b)= 14,922 – 14,843 = 0,079 MVAr

=> 20.tag(arcos0,88)- 20.tag(arcos φ3b’) = 0,079

=> cos φ3b’= 0,8815 > 0,88 => lấy cos φ3b

’= 0,89

Vậy cần bù công suất cosφ của phụ tải 1,4,6,9 lên 0,9 và của phụ tải 3 lên 0,89

Sau khi bù công suất ta có bảng sau:




1 35 + j16.95 38.89 17,5 + j8.475 19.444

2 30 + j14.53 33.33 15 + j7.265 16.667

3 20 + j10.25 22.47 10 + j5.125 11.237

4 28 + j13.56 31.11 14 + j6.78 15.555

5 33 + j15.98 36.67 16,5 + j7.99 18.333

6 40 + j19.37 44.44 20 + j9.685 22.222

7 32 + j15.50 35.56 16 + j7.75 17.778

8 25 + j12.11 27.78 12,5 + j6.055 13.889

9 28 + j13.56 31.11 14 + j6.78 15.555

Tổng 271 + j131.81 135,5 + j65,905

Bảng 2.1: phụ tải mạng điện trong các chế độ

2.8. TỔNG HỢP CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ

NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN

Từ các số liệu tính toán ta có bảng tổng hợp các chế độ vận hành của Hệ thống điện và của Nhà

máy Nhiệt điện sau:

Chế độ vận hành Chế độ phụ tải

max

Chế độ phụ tải

min

Chế độ sự cố

máy phát

Nhà máy nhiệt

điện

Số tổ máy phát

hoạt động

4 2 3

Công suất phát

SNĐ=PNĐ+jQNĐ

170 + j105,4 85 + j52,7 150 + j92,962

Công suất phát lưới

Sfl=Pfl+jQfl

153+ j74.597 76,5 + j37,298 135 + j65,82

Hệ thống Công suất tác dụng

PHT

131,55 65,775 149,55

Bảng 2.2: Các chế độ vận hành nhà HTĐ và NMNĐ

CHƢƠNG III: LẬP PHƢƠNG ÁN THIẾT KẾ LƢỚI



3.1. DỰ KIẾN CÁC PHƢƠNG ÁN ĐI DÂY

Nguyên tắc chủ yếu nhất trong công tác thiết kế mạng điện là cung cấp điện kinh tế đảm

bảo các chỉ tiêu về chất lượng điện năng và độ an toàn cung cấp điện theo yêu cầu. Như vậy mục

đích của việc vạch ra các phương án nối dây của mạng điện là để tìm ra một phương án tối ưu

cho các yêu cầu và nguyên tắc vừa nêu.

Thực tế không có phương pháp nhất định cho công tác vạch các sơ đồ nối dây của mạng điện vì

nó phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố. Tuy nhiên ta có thể dựa vào một số yếu tố sau để đưa ra các

phương án nối dây :

- Số lượng và vị trí địa lý của nguồn và phụ tải

- Công suất của phụ tải

- Mức độ yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện của phụ tải

Các phụ tải loại I để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện liên tục ta thiết kế đường dây hai mạch

hoặc mạch vòng; phụ tải loại III ta có thể dùng đường dây một mạch. Ngoài ra để đảm bảo

mạng điện vận hành ổn định độ tin cậy cao thì hai nguồn của mạng phải luôn được liên lạc với

nhau bằng đường dây gồm 2 lộ song song. Các phương án đề xuất cách đi dây như sau:



Phương án 1

Phương án 2



Phương án 3

Phương án 4



Phương án 5

Phương án 6



3.2. PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN KỸ THUẬT CÁC PHƢƠNG ÁN

3.2.1. Chọn điện áp định mức của mạng điện

Một trong những công việc lúc thiết kế mạng điện là chọn điện áp định mức cho các đường

dây tải điện. Việc này rất quan trọng vì nó ảnh hưởng trực tiếp đến các chỉ tiêu kinh tế và kỹ

thuật của mạng điện như tổn thất công suất tổn thất điện áp vốn đầu tư xây dựng giá thành điện

năng… Trong nhiều tài liệu đã đúc kết kinh nghiệm thiết kế vận hành để lập nên bảng tra tiêu

chuẩn điện áp tải điện theo chiều dài đường dây và công suất chạy trên đường dây. Ngoài ra

chúng ta có thể dùng một số công thức kinh nghiệm để tính toán điện áp tải điện trên mỗi đoạn

đường dây. Để xác định cấp điện áp cho hệ thống theo kinh nghiệm thiết kế đã đưa ra được công

thức:

U = 4,34.√ kV (3.1)

Trong đó:

L: khoảng cách truyền tải (km)

P: công suất tác dụng truyền tải trên đường dây (MW)

Nếu Ui = 60 ÷ 160 kV thì Udm đuợc chọn bằng 110 kV.

3.2.2. Chọn tiết điện dây dẫn

Tiết diện dây dẫn của mạng điện cần phải được chọn sao cho chúng phù hợp với quan hệ tối ưu

giữa chi phí đầu tư xây dựng đường dây và chi phí về tổn thất điện năng. Xác định quan hệ tối

ưu này là vấn đề khá phức tạp và trở thành bài toán tìm tiết diện dây dẫn tương ứng với các chi

phí qui đổi nhỏ nhất. Nhưng trong thực tế người ta thường dùng giải pháp đơn giản hơn để xác

định tiết diện dây dẫn. Đó là phương pháp chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ kinh tế của dòng

điện. Để chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ kinh tế của dòng điện trước hết cần xác định Jkt , sau

đó tính tiết diện kinh tế theo công thức:

Fkt=

mm

2 (3.2)

Trong đó:

I: Dòng điện tính toán trên đường dây trong chế độ phụ tải lớn nhất (A)

Jkt: Mật độ kinh tế của dòng điện (A/mm2)

Trong đồ án này ta sử dụng dây dẫn trần dây nhôm lõi thép cho mạng điện 110kV với đường

dây trên không, các phụ tải đều có thời gian sử dụng công suất lớn nhất là 5000 h.

Tra bảng ta có: Jkt = 1,1 [A/mm2]



Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại được ữác định theo công thức :

Imax=

√ (A) (3.3)

Trong đó :

n – số mạch đường dây

Udm– Điện áp định mức của mạng điện, kV

Smax– Công suất chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại MVA

Dựa vào tiết diện của dậy dẫn tính được theo công thức trên tiến hành chọn tiết diện tiêu chuẩn

gần nhất. Sau khi chọn được tiết diện dây dẫn ta tiến hành kiểm tra các điều kiện kỹ thuật.

3.2.3. Kiểm tra các điều kiện kỹ thuật

a) Kiểm tra các điều kiện về vâng quang, độ bền cơ của đường dây và phát nóng dây dẫn trong

các chế độ sau sự cố.Đối với đường dây 110 kV để không xuất hiện vầng quang các dây nhôm

lõi thép cần phải có tiết diện F ≥ 70 mm2.

Độ bền cơ trên không thường phối hợp với điều kiện về vầng quang của dây dẫn cho nên

không cần kiểm tra điều kiện này. Để đảm bảo cho đường dây vận hành bình thường trong các

chế độ sau sự cố (ở đây ta xét sự cố một mạch đường dây và sự cố một tổ máy phát của nhà máy

Nhiệt Điện) cần phải có điều kiện sau :

Isc≤ Icp (3.4)

Trong đó :

Isc – Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ sự cố.

Icp – Dòng điện làm việc lâu dài cho phép của đường dây.

b) Kiểm tra tổn thất điện áp lớp nhất của mạng điện

Khi chọn sơ bộ các phương án cung cấp điện có thể đánh giá chất lượng điện năng theo các giá

trị của tổn thất điện áp. Khi tính sơ bộ các mức điện áp trong các trạm hạ áp có thể chấp nhận là

phù hợp nếu trong chế độ phụ tải cực đại tổn thất điện áp không vượt quá 10% ÷ 15% điện áp

trong chế độ làm việc bình thường còn trong chế độ sự cố tổn thất điện áp lớn nhất không vượt

quá 15 ÷ 20% nghĩa là :

ΔUmaxbt% ≤10% ÷ 15%

ΔUmaxsc% ≤ 15% ÷ 20%



Đối với lưới sử dụng MBA có điều áp dưới tải :

ΔUmaxbt% ≤15% ÷ 20%

ΔUmaxsc% ≤ 20% ÷ 25

Trong chế độ làm việc bình thường tổn thất điện áp trên đường dây bằng:

∆Ubt%=∑∆Ui=∑

.100% (3.5)

Trong đó: Pi, Qi– Công suất chạy trên đường dây thứ i

Ri, Xi– Điện trở và điện kháng của đường dây thứ i

Đối với đường dây có hai mạch, nếu ngừng một mạch thì tổn thất điện áp trên đường dây bằng:

∆Uisc% = 2. ∆Uibt% (3.6)



3.3. PHƢƠNG ÁN 1

3.3.1. Phân bố công suất trong mạng điện

a) Trong chế độ phụ tải cực đại:

- Công suất tác dụng từ Nhà máy nhiệt điện NĐ truyền qua đường dây NĐ-4 được xác định như

sau:

PN4= PktNĐ- Ptd - PN- Δ PN

Trong đó:

PktNĐ - tổng công suất phát kinh tế của NĐ

Ptd- Công suất tự dùng của nhà máy điện

PN - Công suất của các phụ tải nối với NĐ (PN= P7+ P8+ P9)

Δ PN - Tổn thất công suất trên các đường dây do Nhiệt Điện cung cấp (ΔPN = 5% PN)



Vậy ta có: PN4= 170 – 17 – ( 32+ 25 + 28) – 0,05.(32 + 25 + 28) → PN4= 63,75 MW

- Công suất phản kháng do NĐ truyền vào đường dây NĐ-4 có thể tính gần đúng như sau:

QN4 = QktNĐ- Qtd - QN- Δ QN- Δ QMBATA

Với:

QktNĐ = PktNĐ . tan φNĐ = 170.0,62 = 105,357 MVAr

Qtd = Ptd . tan φtd = 17.0,882 = 14,993 MVAr

QN = Q7 + Q8 + Q9

= 15,50 + 12,11 + 13,56 = 41,17 MVAr

Δ QN= 15%. QN = 0,15.41,17 = 6,18 MVAr

Δ QMBATA= 15%.( QktNĐ - Qtd ) = 0,15.(105,357 – 14,993) = 13,555 MVAr

→ QN4= 105,357 – 14,993 – 41,17– 6,18 – 13,555= 29,459 MVAr

như vậy:

SN4= 63,75 + j29,459 MVA

- Công suất truyền tải trên đường dây 4-5 bằng:

S4-5 = SN4 – S4= (63,75 + j29,459) – (28+ j13,56)

= 34,75 + j15,899 MVA

- Công suất truyền tải trên đường dây HT-5 là:

SH-5= S45 – S5= (34,75 + j15,899) - (33 + j15,98)

= 1,75 - j0,081MVA

- Công suất truyền trên các đường dây còn lại bằng giá trị phụ tải ở cuối đoạn đường dây đó.



b) Trong chế độ sự cố một tổ máy phát

Khi sự cố một tổ máy phát của nhà máy Nhiệt điện thì chỉ ảnh hưởng đến dòng điện trên đường

dây liên lạc nguồn NĐ-4-5-HT nên chỉ cần tính lại cân bằng công suất trên các nhánh đường dây

này. Khi sự cố một tổ máy phát 3 tổ máy còn lại phát 100% công suất định mức. Tức là

PfNĐ=150 MW hay SfNĐ= 150 + j92,962 MVA

- Công suất truyền tải trên đường dây N-4:

Có: PN4sc= PscNĐ- Ptd - PN- Δ PN

= 150 – 10%.150 – ( 32+ 25 + 28) – 0,05.( 32+ 25 + 28)

= 45,75 MW

QN4sc = QscNĐ- Qtd - QN- Δ QN- Δ QMBATA

Thay số liệu tính ở trên ta được

QN4sc= 92,962 – 13,23 – 41,17 – 15%.41,17 – 15%.(92,962 – 13,23)= 20,427 MVAr

- Công suất truyền tải trên đường dây 4-5:

Ta có : S4-5sc=SN-4sc –S4

= 45,75 + j20,427 – (28 + j13,56)

= 17,75 + j6,867 MVA

- Công suất truyền tải trên đường dây H-5

Ta có : SH-5sc= S5- S4-5sc

= 33 + j15,98- (17,75 + j6,867)

= 15,25 + j9,113 MVA




a) Tính điện áp định mức trên đường dây: HT-4, 4-5, 5-NĐ

Áp dụng công thức (3.1), ta có:

Điện áp trên đoạn đường dây NĐ-4 bằng:

UN4= 4,34√ = 4,34. √ = 142,220 kV

Điện áp trên đoạn đường dây 4-5 bằng:

U5-4= 4,34. √ = 4,34. √ = 108,648 kV

Điện áp trên đoạn đường dây HT-5 bằng:

UHT-5= 4,34. √ = 4,34. √ = 75,774 kV

Tính điện áp cho các đường dây còn lại được tiến hành như các đường dây trên,

kết quả tính toán ta có bảng sau:

Đường dây Công suất truyền

tải (MVA)

Chiều dài đường

dây l (km)

Điện áp tính toán

U (kv)

Điện áp định

mức của mạng

(kv)

HT-1 35 + j16.95 50 107,19

110

HT-2 30 + j14.53 56,57 100,532

HT-3 20 + j10.25 63,25 84,963

HT-6 40 + j19.37 56,57 114,544

4-5 34.75 + j15.899 70,71 108,648

HT-5 15.25 + j9.113 60,83 75,774

NM-4 63.75 + j29.459 53,85 142,220

NM-7 32 + j15.50 63,25 104,63

NM-8 25 + j12.11 56,57 92,735

NM-9 28 + j13.56 60,83 97,899

Bảng 3.1: điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện



3.3.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chuẩn kỹ thuật

a) Chọn tiết diện dây dẫn

- Tính tiết diện đường dây N-4 :

Dòng điện chạy trên đường dây N-4 khi phụ tải cực đại bằng :

IN4=

√ .10

3=

√

√ .10

3 = 184,3 A

Tiết điện dây dẫn : FN-4=

=

= 167,55 mm

2

→ Ta chọn dây dẫn tiết diện F = 150 mm2 và Icp = 445 A

- Tính toán tương tự cho các đường dây khác ta cũng lựa chọn được tiết diện các đường dây

tổng hợp ở bảng 3.2.

b) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một mạch đường dây

- Kiểm tra điều kiện phát nóng đường dây N-4

Khi gặp sự cố một mạch đường dây thì dòng điện cưỡng bức chạy trên đường dây còn lại bằng :

IN-4sc= 2.IN4= 2.182,292 = 364,584 A < 445 A

Như vậy IN-4sc< IN-4cp

- Tính toán tương tự dòng Isc cho các đường dây còn lại và tổng hợp trong bảng sau :



Đường

dây

Công suất

truyền tải Imax Isc Ftt Ftc Loại dây dẫn

(MVA) A A Mm2 Mm

2 Mã dây Icp

HT-1 35 + j16.95 102.04 204.09 92.77 95 AC-95 335

HT-2 30 + j14.53 87.47 174.93 79.52 70 AC-70 275

HT-3 20 + j10.25 58.97 117.94 53.61 70 AC-70 275

HT-6 40 + j19.37 116.62 233.24 106.02 95 AC-95 335

4—5 34.75 + j15.899 100.27 200.55 91.16 95 AC-95 335

HT-5 15.25 + j9.113 46.62 93.23 42.38 70 AC-70 275

NM-4 63.75 + j29.459 184.28 368.55 167.52 150

AC-

150 445

NM-7 32 + j15.50 93.30 186.60 84.82 70 AC-70 275

NM-8 25 + j12.11 72.89 0.00 66.26 70 AC-70 275

NM-9 28 + j13.56 81.63 163.27 74.21 70 AC-70 275

Bảng 3.2: chọn tiết diện các đường dây và kiểm tra điều kiện phát nóng khi có sự cố 1 mạch

đường dây.

Nhận xét : Tất cả các đường dây đã chọn đều thỏa mãn điều kiện phát nóng khi có sự cố một

mạch đường dây

c) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một tổ máy phátKhi sự cố một tổ máy phát của nhà

máy Nhiệt điện thì chỉ ảnh hưởng đến dòng điện trên đường dây liên lạc nguồn NĐ-4-5-HT nên

chỉ cần kiểm tra điều kiện phát nóng trên nhánh đường dây này.

- Kiểm tra điều kiện phát nóng đường dây N-4

Ta có dòng điện chạy qua đường dây N-4 khi có sự cố một tổ máy phát, trong chế độ phụ tải cực

đại là:



IN4sc = √

√ . 10

3 =

√

√ .10

3 =131,467 A < Icp=445A

Kiểm tra điều kiện phát nóng đường dây 4-5:

Dòng điện chạy qua đường dây 4-5 khi có sự cố một tổ máy phát, trong chế độ

phụ tải cực đại là :

I4-5sc = √

√ . 10

3 =

√

√ .10

3= 49,946 A <Icp =335A

- Kiểm tra điều kiện phát nóng đường dây H-5

Dòng điện chạy qua đường dây H-5 khi có sự cố một tổ máy phát, trong chế độ

phụ tải cực đại là :

IH-5sc = √

√ . 10

3 =

√

√ .10

3= 46,622 A< Icp =275 A

Kết luận : Các nhánh đều đảm bảo điều kiện phát nóng khi có sự cố một tổ máy của

nhà máy Nhiệt Điện



→ Ta có bảng thông số của các đường dây đã chọn như sau:

Đường

dây

Chiều

dài

Loại dây

dẫn

ro xo bo B/2 R X

Ω/km Ω/km µS/km µS Ω Ω

HT-1 50.00 AC-95 0.31 0.43 2.64 132.00 7.75 10.75

HT-2 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 145.38 11.88 12.47

HT-3 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95

HT-6 56.57 AC-95 0.31 0.43 2.64 149.34 8.77 12.16

4--5 70.71 AC-95 0.31 0.43 2.64 186.67 10.96 15.20

HT-5 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41

NM-4 53.85 AC-150 0.2 0.42 2.7 145.40 5.39 11.31

NM-7 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95

NM-8 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 325.11 26.57 27.89

NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41

Bảng 3.3. chọn đường dây và các thông số

3.3.4. Kiểm tra tổn thất điện áp

- Tính tổn thất điện áp trên đường dây NĐ – 4

Trong chế độ làm việc bình thuờng, áp dụng công thức (3.5) tổn thất điện áp trên đường dây

bằng:

∆UN-4bt% =

.100%=

. 100%= 5,878 %

Khi một mạch đường dây ngưng làm việc tổn thất trên đường dây có giá trị bằng:

∆UN-4sc% = 2. ∆UN-4bt% = 11,756 %

Khi sự cố một tổ máy của nhà máy Nhiệt Điện:



∆UN-4scmf% =

.100%

=

. 100%= 3,95 %

Tính toán tương tự cho các mạch ta có bảng sau:

Đường dây ∆Ubt

%

∆Uscdd

%

∆Uscmf

%

∆Umaxbt

%

∆Umaxsc

%

HT-1 3.75 7.50 3.75 3.75 7.50

HT-2 4.44 8.89 4.44 4.44 8.89

HT-3 3.38 6.75 3.38 3.38 6.75

HT-6 4.85 9.69 4.85 4.85 9.69

4-5 5.15 10.29 5.15

10.74

16,33 HT-5 2.62 5.24 2.62

NM-4 5.59 11.18 5.59

NM-7 5.30 10.60 5.30 5.30 10.60

NM-8 8.28 0.00 8.28 8.28 0.00

NM-9 4.46 8.92 4.46 4.46 8.92

Bảng 3.4: tổn thất điện áp trên các nhánh đường dây

Kết luận: Ta nhận thấy kết quả tính toán các tổn thất điện áp trên các nhánh đường dây đều nằm

trong khoảng cho phép nên phương án đã chọn đảm bảo các yêu cầu kĩ thuật.



3.4. PHƢƠNG ÁN 2

3.4.1. Cân bằng công suất trong mạng điện

- Từ sơ đồ ta thấy các đường dây: H-1, H-2, H-6, H-5, H-3, 4-5, N-4, N-9 tính toán tương tự

như của phương án 1.

- Dòng công suất chạy trong đường dây N-7, 7-8 trong chế độ phụ tải cực đại và sự cố một tổ

máy phát có giá trị:

SN-7= S7+ S8 = 57+ j27,61MVA

S7-8= 25+ j12,11 MVA


Áp dụng công thức (3.1) để tính tương tự như phương án 1 ta được bảng tổng hợp điện áp tính

toán và chọn điện áp định mức cho mạng điện như sau:




tải (MVA)


dây l (km)


U (kv)

Điện áp định

mức của mạng

(kv)

HT-1 35+ j16.95 50 107,19

110

HT-2 30+ j14,53 56,57 100,532

HT-3 20+ j10,975 63,25 84,963

HT-6 40+ j19,37 56,57 114,544

4-5 34,75+ j18,479 70,71 108,648

HT-5 15,25+ j9,86 60,83 75,774

NM-4 63,75+ j27,862 53,85 142,220

NM-7 57+ j27.61 63,25 104,092

7-8 25+ j12,11 63,25 93,411

NM-9 28+ j13,56 60,83 97,899

Bảng 3.5 Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện

Từ kết quả trong bảng 3.5 ta chọn điện áp định mức của mạng điện là 110 kV.

3.4.3. Chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra các tiêu chẩn kỹ thuật


Tính toán và lựa chọn tiết diện dây dẫn tương tự phương án 1 ta có bảng sau:


tải (MVA)

Imax

A

Isc

A

Ftt

Mm2

Ftc

Mm2

Loại dây dẫn

Mã dây Icp

HT-1 35+ j16.946 100.92 201.85 91.75 95 AC-95 335

HT-2 30 + j14.53 87.47 174.93 79.52 70 AC-70 275

HT-3 20 + j10.25 58.97 117.94 53.61 70 AC-70 275

HT-6 40 + j19.37 116.62 233.24 106.02 95 AC-95 335

4-5 34.75 + j15.899 100.27 200.55 91.16 95 AC-95 335

HT-5 15.25 + j9.113 46.62 93.23 42.38 70 AC-70 275

NM-4 63.75 + j29.459 184.28 368.55 167.52 150 AC-150 445

NM-7 57+ j27.61 166.19 332.38 151.08 150 AC-150 445

7-8 25 + j12.11 72.89 0.00 66.26 70 AC-70 275

NM-9 28 + j13.56 81.63 163.27 74.21 70 AC-70 275

Bảng 3.6. Chọn tiết diện các đường dây và kiểm tra điều kiện phát nóng khi có sự cố

b) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một mạch đường dâyTính toán tương tự

phương án 1. Dựa vào kết quả có được trong bảng 3.6 ta thấy tất cả các đường dây đã chọn đều

thỏa mãn điều kiện phát nóng khi có sự cố một mạch đường dây.

c) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một tổ máy phát

- Khi sự cố một tổ máy phát dòng công suất trên các nhánh đường dây H-1, H-2, H-3, H-6, N-7,

N-9, 7-8 không thay đổi nên không cần kiểm tra điều kiện phát nóng của Những đường dây này



- Khi sự cố một tổ máy phát cân bằng công suất trên đường dây liên lạc của phương án 2 giống

phương án 1. Mà trong phương án1 ta đã kiểm tra và nhận thấy rằng các đường dây liên lạc đảm

bảo điều kiện phát nóng.

→ Tất cả các đường dây đều đảm bảo điều kiện phát nóng khi có sự cố một tổ máy phát.

Ta có bảng thông số các đường dây như sau:

Đường

dây

Chiều

dài

Loại dây

dẫn

ro

Ω/km

xo

Ω/km

bo

µS/km B/2

µS

R

Ω

X

Ω

HT-1 50 AC-95 0.31 0.43 2.64 132.00 7.75 10.75

HT-2 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 145.38 11.88 12.47

HT-3 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95

HT-6 56.57 AC-95 0.31 0.43 2.64 149.34 8.77 12.16

4-5 70.71 AC-95 0.31 0.43 2.64 186.67 10.96 15.20

HT-5 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41

NM-4 53.85 AC-150 0.2 0.42 2.7 145.40 5.39 11.31

NM-7 63.25 AC-150 0.2 0.42 2.7 170.78 6.33 13.28

7-8 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 325.11 26.57 27.89

NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41

Bảng 3.7. Bảng thông số đường dây

3.4.4. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện

- Tính toán tương tự như phương án 1 ta được tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây như

bảng dưới đây:


%

∆Uscdd

%

∆Uscmf

%

∆Umaxbt

%

∆Umaxsc

%

HT-1 3.75 7.50 3.75 3.75 7.50

HT-2 4.44 8.89 4.44 4.44 8.89

HT-3 3.38 6.75 3.38 3.38 6.75

HT-6 4.85 9.69 4.85 4.85 9.69

4-5 5.15 10.29 5.15

10.74

16.33 HT-5 2.62 5.24 2.62

NM-4 5.59 11.18 5.59

NM-7 6.01 12.02 6.01

14.29 20.3 7-8 8.28 0.00 8.28

NM-9 4.46 8.92 4.46 4.46 8.92

Bảng 3.8. Tổn thất điện áp trên đường dây phương án 2



3.5. PHƢƠNG ÁN 3


- Từ sơ đồ ta thấy các đường dây: H-6, H-5, H-3, 4-5, N-4, N-9,N-7, N-8 tính toán tương tự


- Dòng công suất chạy trong đường dây H-1, 1-2 trong chế độ phụ tải

cực đại và sự cố một tổ máy phát có giá trị:

SH-1= S1+ S2 = 65+ j31,12 MVA

S1-2= 30+ j14,53 MVA


Áp dụng công thức Ui= 4,34√ để tính tương tự như phương án 1 ta được bảng tổng hợp

điện áp tính toán và chọn điện áp định mức cho mạng điện như sau:




tải (MVA)


dây l (km)


U (kv)

Điện áp định

mức của mạng

(kv)

HT-1 65+ j31,12 50 143,286

110

1-2 30+ j14,53 70 101,782

HT-3 20+ j10,25 63,25 84,963

HT-6 40+ j19,37 56,57 114,544

4-5 34,75+ j15,899 70,71 108,648

HT-5 15,25+ j9,113 60,83 75,774

NM-4 63,75+ j29,459 53,85 142,220

NM-7 32+ j15,50 63,25 104,092

NM-8 25+ j12,11 56,57 92,735

NM-9 28+ j13,56 60,83 97,899


Từ kết quả trong bảng 3.9 ta chọn điện áp định mức của mạng điện là 110 kV



Tính toán và lựa chọn tiết diện dây dẫn tuong tự phương án 1 ta có bảng sau:


tải (MVA)

Imax

A

Isc

A

Ftt

Mm2

Ftc

Mm2

Loại dây dẫn

Mã dây Icp

HT-1 65+ j31.12 189.10 378.20 171.91 150 AC-150 445

1-2 30 + j14.53 87.47 174.93 79.52 70 AC-70 275

HT-3 20 + j10.25 58.97 117.94 53.61 70 AC-70 275

HT-6 40 + j19.37 116.62 233.24 106.02 95 AC-95 335

4-5 34.75 + j15.899 100.27 200.55 91.16 95 AC-95 335

HT-5 15.25 + j9.113 46.62 93.23 42.38 70 AC-70 275

NM-4 63.75 + j29.459 184.28 368.55 167.52 150 AC-150 445

NM-7 32+ j15.498 93.30 186.59 84.82 70 AC-70 275

NM-8 25 + j12.11 72.89 0.00 66.26 70 AC-70 275

NM-9 28 + j13.56 81.63 163.27 74.21 70 AC-70 275

Bảng 3.10. Chọn tiết diện các đường dây và kiểm tra điều kiện phát nóngkhi có sự cố

b) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một mạch đường dây Tính toán tương tự

phương án 1. Dựa vào kết quả có được trong bảng 3.10 ta thấy tất cả các đường dây đã chọn

đều thỏa mãn điều kiện phát nóng khi có sự cố một mạch đường dây.


- Khi sự cố một tổ máy phát dòng công suất trên các nhánh đường dây H-1, 1-2, H-3, H-6, N-7,

N-9, N-8 không thay đổi nên không cần kiểm tra điều kiện phát nóng của những đường dây này




phương án 1. Mà trong phương án 1 ta đã kiểm tra và nhận thấy rằng các đường dây liên lạc đảm




Đường

dây

Chiều

dài

Loại dây

dẫn

ro

Ω/km

xo

Ω/k

m

bo

µS/km B/2

µS

R

Ω

X

Ω

HT-1 50 AC-150 0.2 0.42 2.7 135.00 5.00 10.50

1-2 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 145.38 11.88 12.47

HT-3 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95

HT-6 56.57 AC-95 0.31 0.43 2.64 149.34 8.77 12.16

4-5 70.71 AC-95 0.31 0.43 2.64 186.67 10.96 15.20

HT-5 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41

NM-4 53.85 AC-150 0.2 0.42 2.7 145.40 5.39 11.31

NM-7 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95

NM-8 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 290.77 23.76 24.95

NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41






%

∆Uscdd

%

∆Uscmf

%

∆Umaxbt

%

∆Umaxsc

%

HT-1 5.39 10.77 5.39 9.83 15.21

1-2 4.44 8.89 4.44

HT-3 3.38 6.75 3.38 3.38 6.75

HT-6 4.85 9.69 4.85 4.85 9.69

4-5 5.15 10.29 5.15

10.74

16.33 HT-5 2.62 5.24 2.62

NM-4 5.59 11.18 5.59

NM-7 5.30 10.60 5.30 5.30 10.60

NM-8 7.41 0.00 7.41 7.41 0.00

NM-9 4.46 8.92 4.46 4.46 8.92




3.5. PHƢƠNG ÁN 4


- Từ sơ đồ ta thấy các đường dây: H-1, 1-2, 4-5, N-4,H-5, N-9,N-7, N-8 tính toán tương tự như

của phương án 3.

- Dòng công suất chạy trong đường dây H-6, 6-3 trong chế độ phụ tải cực đại và sự cố một tổ


SH-6= S6+ S3 = 60+ j33,464MVA

S3-6= 20+ j10,795 MVA







tải (MVA)


dây l (km)


U (kv)

Điện áp định

mức của mạng

(kv)

HT-1 65+ j31,48 50 143,286

110

1-2 30+ j14,53 70 101,782

6-3 20+ j10,25 63,25 84,963

HT-6 60+ j29,62 56,57 138,375

4-5 34,75+ j15,89 70,71 108,648

HT-5 15,25+ j9,113 60,83 75,774

NM-4 63,75+ j29,459 53,85 142,220

NM-7 32+ j15,50 63,25 104,092

NM-8 25+ j12,11 56,57 92,735

NM-9 28+ j13,56 60,83 97,899





Tính toán và lựa chọn tiết diện dây dẫn tuong tự phương án 1 ta có bảng sau:

Imax=

√ .10

3 FN-4=

Isc = 2Imax


tải (MVA)

Imax

A

Isc

A

Ftt

Mm2

Ftc

Mm2

Loại dây dẫn

Mã dây Icp

HT-1 65+ j31.12 189.10 378.20 171.91 150 AC-150 445

1-2 30 + j14.53 87.47 174.93 79.52 70 AC-70 275

6-3 20 + j10.25 58.97 117.94 53.61 70 AC-70 275

HT-6 60+ j29.62 175.58 351.16 159.62 150 AC-150 445

4-5 34.75 + j15.899 100.27 200.55 91.16 95 AC-95 335

HT-5 15.25 + j9.113 46.62 93.23 42.38 70 AC-70 275

NM-4 63.75 + j29.459 184.28 368.55 167.52 150 AC-150 445

NM-7 32+ j15.498 93.30 186.59 84.82 70 AC-70 275

NM-8 25 + j12.11 72.89 0.00 66.26 70 AC-70 275

NM-9 28 + j13.56 81.63 163.27 74.21 70 AC-70 275


b) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một mạch đường dây tính toán tương tự






- Khi sự cố một tổ máy phát dòng công suất trên các nhánh đường dây H-1, 1-2, 6-3, H-6, N-7,


- Khi sự cố một tổ máy phát cân bằng công suất tren đuờng dây liên lạc của phương án 4 giống

phuong án 1. Mà trong phương án 1 ta đã kiểm tra và nhận thấy rằng các đường dây liên lạc đảm




Đường

dây

Chiều

dài

Loại dây

dẫn

ro

Ω/km

xo

Ω/k

m

bo

µS/km B/2

µS

R

Ω

X

Ω

HT-1 50 AC-150 0.2 0.42 2.7 135.00 5.00 10.50

1-2 70 AC-70 0.42 0.441 2.57 179.90 14.70 15.44

6-3 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95

HT-6 56.57 AC-150 0.2 0.42 2.7 152.74 5.66 11.88

4-5 70.71 AC-95 0.31 0.43 2.64 186.67 10.96 15.20

HT-5 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41

NM-4 53.85 AC-150 0.2 0.42 2.7 145.40 5.39 11.31

NM-7 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95

NM-8 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 290.77 23.76 24.95

NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41






%

∆Uscdd

%

∆Uscmf

%

∆Umaxbt

%

∆Umaxsc

%

HT-1 5.39 10.77 5.39

9.83

15.21 1-2 4.44 8.89 4.44

6-3 3.38 6.75 3.38

9.09 14.81 HT-6 5.71 11.43 5.71

4-5 5.15 10.29 5.15

10.74

16.33 HT-5 2.62 5.24 2.62

NM-4 5.59 11.18 5.59

NM-7 5.30 10.60 5.30 5.30 10.60

NM-8 7.41 0.00 7.41 7.41 7.41

NM-9 4.46 8.92 4.46 4.46 8.92




3.6. PHƢƠNG ÁN 5


- Từ sơ đồ ta thấy các đường dây: H-1, H-2, 4-5, N-4,H-5, N-9,N-7, N-8 tính toán tương tự


- Dòng công suất chạy trong đường dây H-6, 6-3 trong chế độ phụ tải cực đại và sự cố một tổ


SH-6= S6+ S3 = 60+ j33,464MVA

S3-6= 20+ j10,795 MVA







tải (MVA)


dây l (km)


U (kv)

Điện áp định

mức của mạng

(kv)

HT-1 35+ j16,95 50 107,19

110

HT-2 30+ j14,53 56,57 100,532

6-3 20+ j10,25 63,25 84,963

HT-6 60+ j29,62 56,57 138,375

4-5 34,75+ j15,89 70,71 108,648

HT-5 15,25+ j9,113 60,83 75,774

NM-4 63,75+ j29,459 53,85 142,220

NM-7 32+ j15,50 63,25 104,092

NM-8 25+ j12,11 56,57 92,735

NM-9 28+ j13,56 60,83 97,899





Tính toán và lựa chọn tiết diện dây dẫn tuong tự phuong án 1 ta có bảng sau:

Imax=

√ .10

3 FN-4=

Isc = 2Imax


tải (MVA)

Imax

A

Isc

A

Ftt

Mm2

Ftc

Mm2

Loại dây dẫn

Mã dây Icp

HT-1 35+ j15.946 100.92 201.85 91.75 95 AC-95 335

HT-2 30 + j14.53 87.47 174.93 79.52 70 AC-70 275

6-3 20 + j10.25 58.97 117.94 53.61 70 AC-70 275

HT-6 60+ j29.62 175.58 351.16 159.62 150 AC-150 445

4-5 34.75 + j15.899 100.27 200.55 91.16 95 AC-95 335

HT-5 15.25 + j9.113 46.62 93.23 42.38 70 AC-70 275

NM-4 63.75 + j29.459 184.28 368.55 167.52 150 AC-150 445

NM-7 32+ j15.498 93.30 186.59 84.82 70 AC-70 275

NM-8 25 + j12.11 72.89 0.00 66.26 70 AC-70 275

NM-9 28 + j13.56 81.63 163.27 74.21 70 AC-70 275


b) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một mạch đường dây. Tính toán tương tự









phương án 1. Mà trong phương án 1 ta đã kiểm tra và nhận thấy rằng các đường dây liên lạc

đảm bảo điều kiện phát nóng.



Đường

dây

Chiều

dài

Loại dây

dẫn

ro

Ω/km

xo

Ω/k

m

bo

µS/km B/2

µS

R

Ω

X

Ω

HT-1 50 AC-95 0.31 0.43 2.64 132.00 7.75 10.75

HT-2 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 145.38 11.88 12.47

6-3 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95

HT-6 56.57 AC-150 0.2 0.42 2.7 152.74 5.66 11.88

4-5 70.71 AC-95 0.31 0.43 2.64 186.67 10.96 15.20

HT-5 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41

NM-4 53.85 AC-150 0.2 0.42 2.7 145.40 5.39 11.31

NM-7 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95

NM-8 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 290.77 23.76 24.95

NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41






%

∆Uscdd

%

∆Uscmf

%

∆Umaxbt

%

∆Umaxsc

%

HT-1 3.75 7.50 3.75 3.75 7.50

HT-2 4.44 8.89 4.44 4.44 8.89

6-3 3.38 6.75 3.38

9.09 14.81 HT-6 5.71 11.43 5.71

4-5 5.15 10.29 5.15

10.74

16.33 HT-5 2.62 5.24 2.62

NM-4 5.59 11.18 5.59

NM-7 5.30 10.60 5.30 5.30 10.60

NM-8 7.41 0.00 7.41 7.41 7.41

NM-9 4.46 8.92 4.46 4.46 8.92

Bảng 3.20. Tổn thất điện áp trên đuờng dây phương án 5



3.7. PHƢƠNG ÁN 6


- Từ sơ đồ ta thấy các đường dây: H-1, 1-2, 4-5, N-4,H-5, H-6,6-3, N-9 tính toán tương tự như

của phương án 4.

- Dòng công suất chạy trong đường dây N-7, 7-8 tính toán tương tựnhư của phương án 2







tải (MVA)


dây l (km)


U (kv)

Điện áp định

mức của mạng

(kv)

HT-1 65+ j31,48 50 143,286

110

1-2 30+ j14,53 70 101,782

6-3 20+ j10,25 63,25 84,963

HT-6 60+ j29,62 56,57 138,375

4-5 34,75+ j18,479 70,71 108,648

HT-5 15,25+ j9,86 60,83 75,774

NM-4 63,75+ j27,862 53,85 142,220

NM-7 57+ j27.61 63,25 104,092

7-8 25+ j12,11 63,25 93,411

NM-9 28+ j13,56 60,83 97,899





Tính toán và lựa chọn tiết diện dây dẫn tương tự phương án 1 ta có bảng sau:


tải (MVA)

Imax

A

Isc

A

Ftt

Mm2

Ftc

Mm2

Loại dây dẫn

Mã dây Icp

HT-1 65+ j31.12 189.10 378.20 171.91 150 AC-150 445

1-2 30 + j14.53 87.47 174.93 79.52 70 AC-70 275

6-3 20 + j10.25 58.97 117.94 53.61 70 AC-70 275

HT-6 60+ j29.62 175.58 351.16 159.62 150 AC-150 445

4-5 34.75 + j15.899 100.27 200.55 91.16 95 AC-95 335

HT-5 15.25 + j9.113 46.62 93.23 42.38 70 AC-70 275

NM-4 63.75 + j29.459 184.28 368.55 167.52 150 AC-150 445

NM-7 57+ j27.61 166.19 332.38 151.08 150 AC-150 445

7-8 25 + j12.11 72.89 0.00 66.26 70 AC-70 275

NM-9 28 + j13.56 81.63 163.27 74.21 70 AC-70 275

Bảng 3.22. Chọn tiết diện các đƣờng dây và kiểm tra điều kiện phát nóng khi có sự cố

b) Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố một mạch đường dây

Tính toán tương tự phương án 1. Dựa vào kết quả có được trong bảng 3.22 ta thấy tất cả các

đường dây đã chọn đều thỏa mãn điều kiện phát nóng khi có sự cố một mạch đường dây.






- Khi sự cố một tổ máy phát cân bằng công suất tren đuờng dây liên lạc của phương án 6 giống

phương án 1. Mà trong phương án 1 ta đã kiểm tra và nhận thấy rằng các đường dây liên lạc đảm




Đường

dây

Chiều

dài

Loại dây

dẫn

ro

Ω/km

xo

Ω/k

m

bo

µS/km B/2

µS

R

Ω

X

Ω

HT-1 50 AC-150 0,2 0,42 2,7 135.00 5 10,5 1-2 70 AC-70 0,42 0,441 2,57 179.9 14.7 15.435 6-3 63,25 AC-70 0,42 0,441 2,57 162.55 13.28 13.95 HT-6 56,57 AC-150 0,2 0,42 2,7 152.74 5,657 11,88 4-5 70,71 AC-95 0,31 0,43 2,64 186.67 10.96 15.20 HT-5 60,83 AC-70 0,42 0,441 2,57 156.33 12.77 13.41 NM-4 53,85 AC-150 0,2 0,42 2,7 145.40 5.39 11.31 NM-7 63.25 AC-150 0.2 0.42 2.7 170.78 6.33 13.28

7-8 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 325.11 26.57 27.89

NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41






%

∆Uscdd

%

∆Uscmf

%

∆Umaxbt

%

∆Umaxsc

%

HT-1 5.39 10.77 5.39

9.83

15.21 1-2 4.44 8.89 4.44

6-3 3.38 6.75 3.38

9.09 14.81 HT-6 5.71 11.43 5.71

4-5 5.15 10.29 5.15 10,74

16,33 HT-5 2.62 5.24 2.62

NM-4 5.59 11.18 5.59

NM-7 6.01 12.02 6.01

14.29 20.3 7-8 8.28 0.00 8.28

NM-9 4.46 8.92 4.46 4.46 8.92

Bảng 3.24. Tổn thất điện áp trên đuờng dây phương án 6



3.8. TỔNG KẾT

Bảng tổng hợp các giá trị tổn thất điện áp của các phương án trong thiết kế:

Tổn thất

điện áp

Phương án

1

2 3 4 5 6

∆Umaxbt

%

10.71 14.29 10,83 10.71 10.71 14.29

∆Umaxsc

%

16.33 20.3 16,33 16.33 16.33 20.3



CHƢƠNG IV: SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƢƠNG ÁN

Theo kết quả tính toán của chương 3 cả 6 phương án đưa ra đều đạt yêu cầu chỉtiêu kỹ thuật nên

ta cần so sánh về chỉ tiêu kinh tế để lựa chọn được phương án tối ưu. Vì các phương án so sánh

của mạng điện có cùng điện áp định mức nên để đơn giản ta không cần tính vốn đầu tư của các

trạm hạ áp. Chỉ tiêu kinh tế được sử dụng để so sánh các phương án là các chi phí tính toán hàng

năm được xác định theo công thức:

Z = (atc+ avhd).Kđ+ ∆A.c

Trong đó:

atc: hệ số hiệu quả của vốn đầu tư (atc= 0,125)

avhd: hệ số vận hành đối với các đường dây trong mạng điện (avhd= 0,07)

Kđ: tổng các vốn đầu tư vào đường dây

∆A: tổng tổn thất điện năng hàng năm

c: giá 1kWh điện năng tổn thất (c = 1000 đ/kWh)

Đối với các đường dây trên không hai mạch cùng đặt trên 1 cột, tổng vốn đầu tư để xây dựng các

đường dây có thể xác định theo công thức sau:

Kđ= ∑1,6 . koi . li

Trong đó:

koi: giá thành 1 km đường dây 1 mạch đương dây thứ i đ/km

li: chiều dài đường dây thứ i, km.

Bảng vốn tổng vốn đầu tư cho 1 km đường dây

Dây dẫn

Giá tiền 1 mạch (triệu đồng/km)

ACSR-70 2000

ACSR-95 2038

ACSR-120 2256

ACSR-150 2420

ACSR-185 2503



ACSR-240 3145

Chú ý: giá tiền trên chỉ đúng cho đường dây 110kv có 1 lộ. nếu đường dây có 2 lộ thì lấy giá tiền

bảng trên nhân với hệ số 1,6

Tổn thất điện năng trên đường dây được xác định như sau:

∆A= ∑∆Pimax .ţ

Với:

ΔPimax =

Ri

Trong đó:

Pimax, Qimax: công suất tác dụng và phản kháng chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải

cực đại

Udm: điện áp định mức của mạng điện

Ri: điện trở tác dụng của đ ờng dây thứ i

Thời gian tổn thất công suất cực đại

ţ = (0,124 + Tmax. 10-4

)2. 8760

Với Tmax là thời gian sử dụng công suất cực đại trong năm.



4.1. PHƢƠNG ÁN 1

4.1.1. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đƣờng dây

Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây N-4 :

ΔPN-4=

.5,39 = 2,197 MW

Tính tổn thất công suất các đường dây còn lại tính toán tương tự.

Tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây được tổng hợp ở bảng 4.1

4.1.2. Tính vốn đầu tƣ xây dựng mạng điện

Giả thiết rằng các đường dây trên không hai mạch được đặt cùng cột thép. như vậy vốn đầu tu

xây dựng đường dây N-4 được xác định như sau:

KN-4= 1,6 . koN-4. LN-4

Trong đó:

LN-4: chiều dài đường dây N-4

LN-4= 53,85 km

koN-4= 2420 triệuđ/km/ mạch

KN-4= 1,6 . 2420.106. 53,85 =208507,2.10

6đ

Kết quả tính vốn đầu tư xây dựng các đường dây tổng hợp trong bảng 4.1



Đường

dây

Chiều

dài

đường

dây l

(km)

Mã dây R P Q

ΔP MW K0, 10

6

đ/km K, 10

6 đ

Ω MW MVAR

HT-1 50 AC-95 7.75

35 16.95 0.969

2038 163040

HT-2 56.57 AC-70 11.88

30 14.53 1.091

2000 181024

HT-3 63.25 AC-70 13.28

20 10.25 0.554

2000 202400

HT-6 56.57 AC-95 5.66

40 19.73 0.931

2038 184463.456

4—5 70.71 AC-95 10.96

34.75 15.899 1.323

2038 230571.168

HT-5 60.83 AC-70 12.77

15.25 9.113 0.333

2000 194656

NM-4 53.85 AC-150 5.39

63.75 29.459 2.197

2420 208507.2

NM-7 63.25 AC-70 6.33

32 15.5 0.661

2000 202400

NM-8 56.57 AC-70 26.57

25 12.11 1.694

2000 181024

NM-9 60.83 AC-70 12.77

28 15.66 1.086

2000 194656

Tổng 10.839

1942741.82

Bảng 4.1 Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây

4.1.3. Xác định chi phí vận hành hàng năm

Tổng các chi phí vận hành được tính theo công thức:

Y = avhd . Kđ+ ∆A . c

Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng:ţ= (0,124 + 5000.10-4

)2. 8760 = 3410,93 h

Ta có:

∑∆Pimax= 10,839 MW Kđ= 1942741,82.106đ

Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị:



∆A = 10,839. 3410,93 = 36971,77 MWh

Chi phí vận hành hằng năm bằng:

Y = 0,07. 1942741,82.106+ 36971,77.10

3.1000 = 172,964.10

9đ

Chi phí tinh toán hằng năm bằng:

Z = atc . Kđ+ Y = 0,125. 1942741,82.106 + 172,964.10

9= 415,806.10

9

4.2. PHƢƠNG ÁN 2


Tính tổn thất công suất các đường dây tương tự như phương án 1

Kết quả tính được tổng hợp ở bảng 4.2


Tính vốn đầu tư xây dựng các mạch đường dây tương tự như phương án 1

Kết quả tính tổng vốn đầu tư xây dựng các đường dây điện của phương án 2 được tổng hợp ở

bảng 4.2

Đường

dây

Chiều

dài

đường

dây l

(km)

Mã dây R P Q

ΔP MW K0, 10

6

đ/km K, 10

6 đ

Ω MW MVAR

HT-1 50 AC-95 7.75 35 16.95 0.969 2038 163040

HT-2 56.57 AC-70 11.88 30 14.53 1.091 2000 181024

HT-3 63.25 AC-70 13.28 20 10.25 0.554 2000 202400

HT-6 56.57 AC-95 8.77 40 19.73 1.442 2038 184463.456

4—5 70.71 AC-95 10.96 34.75 15.899 1.323 2038 230571.168

HT-5 60.83 AC-70 12.77 15.25 9.113 0.333 2000 194656

NM-4 53.85 AC-150 5.39 63.75 29.459 2.197 2420 208507.2

NM-7 63.25 AC-150 6.33 57 27.61 2.098 2420 244904

7—8 63.25 AC-70 26.57 25 12.11 1.694 2000 202400

NM-9 60.83 AC-70 12.77 28 15.66 1.086 2000 194656

Tổng 12.788 2006621.82

Bảng 4.2: Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây







)2. 8760 = 3410,93 h

Ta có:

∑∆Pimax= 12.778MW Kđ= 2006621,82.106đ


∆A = 12.78. 3410,93 = 43617,6 MWh


Y = 0,07. 2006621,82.106+ 43617,6.10

3.1000 = 184,081.10

9đ


Z = atc . Kđ+ Y = 0,125. 2006621,82.106 + 184,081.10

9= 434,91.10

9



4.2. PHƢƠNG ÁN 3





Tính vốn đầu tư xây dựng các mạch đường dây tương tự như phương án 1.


bảng 4.3

Đường

dây

Chiều

dài

đường

dây l

(km)

Mã dây R P Q

ΔP MW K0, 10

6

đ/km K, 10

6 đ

Ω MW MVAR

HT-1 50 AC-150 5 65 31.12 2.146 2420 193600

1—2 70 AC-70 11.88 30 14.53 1.091 2000 224000

HT-3 63.25 AC-70 13.28 20 10.25 0.554 2000 202400

HT-6 56.57 AC-95 8.77 40 19.73 1.442 2038 184463.456

4—5 70.71 AC-95 10.96 34.75 15.899 1.323 2038 230571.168

HT-5 60.83 AC-70 12.77 15.25 9.113 0.333 2000 194656

NM-4 53.85 AC-150 5.39 63.75 29.459 2.197 2420 208507.2

NM-7 63.25 AC-95 13.28 32 25.498 1.837 2038 206245.6

NM-8 56.57 AC-70 23.76 25 12.11 1.515 2000 113140

NM-9 60.83 AC-70 12.77 28 15.66 1.086 2000 194656

Tổng 13.525 1952239.42






)2. 8760 = 3410,93 h

Ta có:

∑∆Pimax= 13.525 MW Kđ= 1952239,42.106đ




∆A = 13,525. 3410,93 = 46132,01 MWh


Y = 0,07. 1952239,42.106+ 46132,01.10

3.1000 = 182,789.10

9đ


Z = atc . Kđ+ Y = 0,125. 1952239,42.106 +182,789.10

9= 426,82.10

9đ



4.4. PHƢƠNG ÁN 4







bảng 4.4

Đường

dây

Chiều

dài

đường

dây l

(km)

Mã dây R P Q

ΔP MW K0, 10

6

đ/km K, 10

6 đ

Ω MW MVAR

HT-1 50 AC-150 5 65 31.12 2.146 2420 193600

1--2 70 AC-70 14.7 30 14.53 1.350 2000 224000

6--3 63.25 AC-70 13.28 20 10.25 0.554 2000 202400

HT-6 56.57 AC-150 5.66 60 19.62 1.864 2420 219039.04

4--5 70.71 AC-95 10.96 34.75 15.899 1.323 2038 230571.168

HT-5 60.83 AC-70 12.77 15.25 9.113 0.333 2000 194656

NM-4 53.85 AC-150 5.39 63.75 29.459 2.197 2420 208507.2

NM-7 63.25 AC-70 13.28 32 15.498 1.387 2000 202400

NM-8 56.57 AC-70 23.76 25 12.11 1.515 2000 113140

NM-9 60.83 AC-70 12.77 28 15.66 1.086 2000 194656

Tổng 13.756 1982969.41






)2. 8760 = 3410,93 h

Ta có: ∑∆Pimax= 13,756MW Kđ= 1982969,41.106đ


∆A =13,756. 3410,93 = 46920,74 MWh




Y = 0,07. 1982969,41.106+ 46920,74.10

3.1000 = 185,729.10

9đ


Z = atc . Kđ+ Y = 0,125. 1982969,41.106 + 185,729.10

9= 433,6.10

9đ



4.5. PHƢƠNG ÁN 5







bảng 4.5

Đường

dây

Chiều

dài

đường

dây l

(km)

Mã dây R P Q

ΔP MW K0, 10

6

đ/km K, 10

6 đ

Ω MW MVAR

HT-1 50 AC-95 7.75 35 15.964 0.948 2038 163040

HT-2 56.57 AC-70 11.88 30 14.53 1.091 2000 181024

6—3 63.25 AC-70 13.28 20 10.25 0.554 2000 202400

HT-6 56.57 AC-150 5.66 60 19.62 1.864 2420 219039.04

4—5 70.71 AC-95 10.96 34.75 15.899 1.323 2038 230571.168

HT-5 60.83 AC-70 12.77 15.25 9.113 0.333 2000 194656

NM-4 53.85 AC-150 5.39 63.75 29.459 2.197 2420 208507.2

NM-7 63.25 AC-70 13.28 32 15.498 1.387 2000 202400

NM-8 56.57 AC-70 23.76 25 12.11 1.515 2000 113140

NM-9 60.83 AC-70 12.77 28 15.66 1.086 2000 194656

Tổng 12.299 1909433.41






)2. 8760 = 3410,93 h

Ta có:

∑∆Pimax= 12,299MW Kđ= 1909433,41.106đ




∆A =12,299. 3410,93 = 41950,42 MWh


Y = 0,07. 1909433,41.106+ 41950,42.10

3.1000 = 175,61.10

9đ


Z = atc . Kđ+ Y = 0,125. 1909433,41.106 + 175,61.10

9= 414,29.10

9đ



4.6. PHƢƠNG ÁN 6







bảng 4.6

Đường

dây

Chiều dài

đường

dây l

(km)

Mã dây R P Q

ΔP MW K0, 10

6

đ/km K, 10

6 đ

Ω MW MVAR

HT-1 50 AC-150 5.00 65 31.12 2.146 2420 193600

1—2 70 AC-70 14.70 30 14.53 1.350 2000 224000

6—3 63.25 AC-70 13.28 20 10.25 0.554 2000 202400

HT-6 56.57 AC-150 5.66 60 19.62 1.863 2420 219039.04

4—5 70.71 AC-95 10.96 34.75 15.899 1.323 2038 230571.168

HT-5 60.83 AC-70 12.77 15.25 9.113 0.333 2000 194656

NM-4 53.85 AC-150 5.39 63.75 29.459 2.197 2420 208507.2

NM-7 63.25 AC-150 6.33 57 21.61 1.944 2420 244904

7—8 63.25 AC-70 26.57 25 12.11 1.694 2000 126500

NM-9 60.83 AC-70 12.77 28 15.66 1.086 2000 194656

Tổng 14.491 2038833.41








)2. 8760 = 3410,93 h

Ta có:

∑∆Pimax= 14,491MW Kđ= 2038833,41.106đ


∆A =14,491. 3410,93 = 49426,84 MWh


Y = 0,07. 2038833,41.106+ 49426,84.10

3.1000 = 192,145.10

9đ


Z = atc . Kđ+ Y = 0,125. 2038833,41.106 + 192,145.10

9= 447.10

9đ

4.7. TỔNG KẾT VÀ LỰA CHỌN PHƢƠNG ÁN THIẾT KẾ

Tổng hợp các phương án ta có bảng:

Tổn thất

điện áp

Phương án

1

2 3 4 5 6

∆Umaxbt

%

10.71 14.29 10,83 10.71 10.71 14.29

∆Umaxsc

%

16.33 20.3 16,33 16.33 16.33 20.3

Z.109 415,806

434,91 426,82 433,6 414,29 447

Bảng 4.6: Chỉ tiêu kinh tế kĩ thuật các phương án



Từ bảng trên ta thấy phương án 5 có tổn thất điện áp và chi phí là nhỏ nhất nên ta chọn phương

án thiết kế là phương án 2.



CHƢƠNG V: CHỌN SỐ LƢỢNG, CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC

TRẠM, SƠ ĐỒ TRẠM VÀ SƠ ĐỒ HỆ THỐNG ĐIỆN

5.1. CHỌN MÁY BIẾN ÁP TĂNG ÁP

Do nhà máy điện phát tất cả công suất vào mạng điện 110kV (trừ công suất tự dùng) do đó nối

các máy biến áp theo sơ đồ khối máy phát điện – máy biến áp. Trong trường hợp này công suất

của mỗi máy biến áp được xác định theo công thức:

SdmBA ≥ Sdmf - Std

Trong đó:

Sdmf : là công suất đặt của một tổ máy

Std : Công suất tự dung = 8% Sdmf

Nhà máy có công suất đặt của 1 tổ máy là: P=50MW, cosφ= 0,85

Do đó ta có: Sdmf =

=

= 58,82 MVA

Vậy SdmBA ≥ Sdmf - 8% Sdmf =58,82 – 0,08.58,82 = 54,12 MVA

Ta chọn máy biến áp TDH-63000/110 có Sdm = 63MVA và các thông số ở bảng dưới

Sdm

MVA

Các số liệu kí thuật Các số liệu tính toán

Udm KV Un

%

∆Pn

KV

∆Po

KV

I0

%

R

Ω

X

Ω

∆Qo

kVAr

Cao Hạ

63 110 10,5 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410

Bảng 5.1: Thông số của máy biến áp tăng áp



5.2. CHỌN MÁY BIẾN ÁP HẠ ÁP

Đối với các phụ tải loại I để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện ta cần đặt 2 máy biến áp mỗi

trạm. Còn đối với phụ tải loại III ta chỉ cần dùng 1 máy biến áp trong trạm. Khi chọn công suất

của MBA cần ét đến khả n ng quá tải của MBA còn lại ở chế độ sau sự cố. Xuất phát t điều kiện

quá tải cho phép bằng 40% trong thời gian phụ tải cực đại.

Công suất của MBA trong trạm có 1 MBA được xác định như sau:

Si ≥ Smax

Công suất của mỗi MBA trong trạm có nhiều hơn 2 MBA được xác định như sau:

Si ≥

Trong đó: Smax– phụ tải cực đại của trạm

k – hệ số quá tải MBA trong chế độ sau sự cố k= 1 4

n – số MBA trong trạm

Ta tính toán và lựa chọn MBA trong trạm 1 như sau:

S1 ≥

=

= 27,78 MVA

Ta tính toán và lựa chọn MBA trong trạm 7 như sau:

S1≥ S1max= 27,78 MVA

Vậy ta chọn MBA cho trạm 1là S1= TDH - 32000/110

Kết quả tính toán đối với các trạm còn lại cho trong bảng:

Trạm Số máy Smax

MVA

Stt

MVA

Sdm

MVA

1 2 38.89 27.78 32

2 2 33.33 23.81 25

3 2 22.47 16.05 20

4 2 31.11 22.22 25

5 2 36.67 26.19 32

6 2 44.44 21.74 25

7 2 35.56 25.40 32

8 1 27.78 19.84 20

9 2 31.11 22.22 25

Bảng 5.2 Chọn máy biến áp giảm áp cho các trạm phụ tải



Bảng thống số của các máy biến áp hạ áp

Sdm

MVA


Udm KV Un

%

∆Pn

KV

∆Po

KV

I0

%

R

Ω

X

Ω

∆Qo

kVAr

Cao Hạ

20 110 10.5 10.5 93.6 18.8 0.85 3.6 65.4 200

25 110 10.5 10.5 120 29 0.75 2.54 55.9 240

32 110 10.5 10.5 145 35 0.75 0.87 43.5 280

Bảng 5.3. Thông số các MBA hạ áp

5.3. CHỌN SƠ ĐỒ TRẠM VÀ SƠ ĐỒ NỐI DÂY TOÀN HỆ THỐNG

5.3.1. Sơ đồ trạm tăng áp nhà máy điện

Ở các trạm biến áp tăng áp của nhà máy, máy biến áp và máy phát được nối theo sơ đồ mỗi máy

phát có một máy biến áp riêng, hệ thống thanh góp được sử dụng trong sơ đồ là hệ thống 2 thanh

góp và máy cắt đời mới cách điện bằng khí SF6, vận hành liên tục trong 20 năm mà không cần

bảo trì. Vì vậy không cần phải dùng thanh góp vòng. Sơ đồ nối dây như sau:

Hình 3.1: Sơ đồ trạm biến áp tăng áp nhà máy điện



5.3.2. Sơ đồ trạm biến áp trung gian

5.3.3. Trạm cuối

Sơ đồ cầu trong Sơ đồ cầu ngoài

a) Trạm cuối phụ tải loại 1

Để cung cấp điện tới các phụ tải ta dùng sơ đồ cầu đặc điểm của sơ đồ này là số máy cắt dùng ít

hơn số mạch mà tính bảo trì vẫn được duy trì. Sơ đồ cầu được áp dụng khi có 4 mạch.

+ Sơ đồ cầu ngoài (có máy cắt đặt phía máy biến áp)



Trong sơ đồ này về phía đường dây không có máy cắt mà chỉ có dao cách ly. Khi sửa chữa hay

sự cố một máy biến áp hai đường dây vẫn làm việc bình thường. Ngược lại khi sự cố một đường

dây thì một máy biến áp tạm thời vẫn bị mất điện.

Sơ đồ này chỉ thích hợp với các đường dây ngắn hoặc các trạm phải thường xuyên đóng cắt máy

biến áp.

+ Sơ đồ cầu trong (có máy cắt đặt ở phía đường dây)

Trong sơ đồ này về phía cao áp của máy biến áp không đặt máy cắt. Với sơ đồ này những ưu

nhược điểm ngược lại với sơ đồ cầu trong và nó thích hợp với các trạm biến áp ít phải đóng cắt

máy biến áp và chiều dài đường dây lớn.

b) Trạm cuối phụ tải loại 3

Trạm cuối của phụ tải loại 3 gồm có một MBA ta có sơ đồ trạm như hình sau:



CHƢƠNG VI: TÍNH BÙ KINH TẾ

Phƣơng án 2

Trạm Số máy Smax

MVA

Stt

MVA

Sdm

MVA

1 2 38.89 27.78 32

2 2 33.33 23.81 25

3 2 22.47 16.05 20

4 2 31.11 22.22 25

5 2 36.67 26.19 32

6 2 44.44 21.74 25

7 2 35.56 25.40 32

8 1 27.78 19.84 20

9 2 31.11 22.22 25

Sdm

MVA


Udm KV Un

%

∆Pn

KV

∆Po

KV

I0

%

R

Ω

X

Ω

∆Qo

kVAr

Cao Hạ

20 110 10.5 10.5 93.6 18.8 0.85 3.6 65.4 200

25 110 10.5 10.5 120 29 0.75 2.54 55.9 240

32 110 10.5 10.5 145 35 0.75 0.87 43.5 280



Đường

dây

Chiều

dài

Loại dây

dẫn

ro

Ω/km

xo

Ω/km

bo

µS/km B/2

µS

R

Ω

X

Ω

HT-1 50 AC-95 0.31 0.43 2.64 132.00 7.75 10.75

HT-2 56.57 AC-70 0.42 0.441 2.57 145.38 11.88 12.47

HT-3 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 162.55 13.28 13.95

HT-6 56.57 AC-95 0.31 0.43 2.64 149.34 8.77 12.16

4-5 70.71 AC-95 0.31 0.43 2.64 186.67 10.96 15.20

HT-5 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41

NM-4 53.85 AC-150 0.2 0.42 2.7 145.40 5.39 11.31

NM-7 63.25 AC-150 0.2 0.42 2.7 170.78 6.33 13.28

7-8 63.25 AC-70 0.42 0.441 2.57 325.11 26.57 27.89

NM-9 60.83 AC-70 0.42 0.441 2.57 156.33 12.77 13.41


1 35 + j21,691 41,178 17,5 + j10,846 20,589

2 30 + j14,53 33,33 15 + j7,265 16,665

3 20 + j10,795 22,727 10 + j5,398 11,364

4 28 + j18,816 33,735 14 + j9,408 16,868

5 33 + j15,983 36,667 16,5 + j7,992 18,333

6 40 + j22,669 45,977 20 + j11,334 22,989

7 32 + j15,498 35,556 16 + j7,749 17,778

8 25 + j12,108 27,778 12,5 + j6,054 13,789

9 28 + j15,113 31,818 14 + j7,557 15,909

Tổng 271 + j147,203 135,5 + j73,602

Để giảm CSPK chuyên chở trên đường dây, ta có thể tiến hành bù tại phụ tải. Dung lượng bù

kinh tế cho các hộ tiêu thụ điện đặt ở các trrạm biến áp trong toàn mạng điện được xác định theo

điều kiện phí tổn tính toán hàng năm bé nhất.

6.1. PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN

Tại mỗi phụ tải ta đặt một công suất Qb nào đó làm ẩn số và lập biểu thức phí tổn tính toán

toàn mạng điện do việc đặt thiết bị bù kinh tế. Sau đó lấy đạo hàm riêng của phí tổn tính toán

theo từng công suất bù của mỗi trạm và cho từng đạo hàm riêng đó bằng 0. Như vậy ta còn

phương trình và ẩn số là các công suất bù tại các hộ phụ tải: Qb1, Qb2, ... Qb9

Khi lập biểu thức của phí tổn tính toán ta quy ước như sau:

- Không xét đến công suất bù sơ bộ tính theo điều kiện cân bằng công suất phản kháng

- Không xét tới tổn thất công suất ΔPFe của MBA vì nó ảnh hưởng rất ít tới Qb cần tìm

- Không xét đến thành phần công suất tác dụng do P gây ra

- Không xét đến công suất từ hoá MBA ΔQFevà CSPK do điện dung đường dây sinh ra



- Chỉ cần viết và giải phương trình cho từng nhánh độc lập của mạng

Trong chế độ min thì phương thức vận hành của tụ bù là cắt bỏ.

Hàm phí tổn tính toán:

Z = Z1+ Z2+ Z3

Trong đó:

* Z1là phí tổn hàng năm do có đầu tư thiết bị bù

Z1 = ( avh+ atc).ko.Qb

= ( 0,1 + 0,125 ). 200.106.Qb= 45 .10

6.Qb

avh: hệ số vận hành thiết bị bù thường lấy là 0,1

atc: hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ

ko: giá tiền 1 đơn vị thiết bị bù ( =200000đ/kVAr)

* Z2 là phí tổn thất điện năng do tiết bị bù tiêu tốn

Z2 = C.t.ΔP*.Qb

C là giá 1 MWh điện năng tổn thất ( C=600đ/kW)

ΔP*tổn thất công suất tương đối trong thiết bị bù (ΔP

*= 0,005 )

t là thời gian tụ điện vận hành trong 1 năm ( t = Tmax= 5000h )

Z2 = 600.103.5000.0,005.Qb= 16,5.10

6.Qb

* Z3 là tổn thất điện năng do tải CSPK ( sau khi đặt thiết bị bù ) gây ra trong toàn màng điện

Z3= C.ΔP .ţ = C.ţ.( Q - Qb)2.R/ 110

2= 0.169.10

6 .( Q - Qb)

2.R

ţ: Là thời gian tổn thất công suất lớn nhất

Z = 61,5.106.Qb+ 0,169.10

6.( Q - Qb)

2. R

Lấy đạo hàm của Z theo Qb và cho bằng 0, giải ra sẽ tìm được Qb. Nếu Qb có giá

trị âm nghĩa là về mặt kinh tế phụ tải đó đó không cần phải bù.



6.1.1. Nhánh NĐ – 9

R9 = 12,77 Ω Rb9= 0,5.2,54 = 1,27 Ω

Z = 61,5.106x Qb9+ 0,1691 .10

6.( Q9- Qb9)

2. ( 16,1 + 2,19)

= 61,5 .106. Qb9+ 2,374.10

6. ( Q9- Qb9)

2

δZ / δQb9= 61,5 - 2 .2,374. ( 15,113 – Qb9) = 0

⇔Qb9= 2,16 MVAR

tg φ9= (15,113- 2,16) / 28 = 0,463 ⇒cos φ9= 0,908. Nhưng ta chỉ bù đến 0,9 nên cos φ9 = 0,9 và

Qb9= 15,113 – 28.tg(arcos 0,9) = 1,552 MVAR

6.1.2. Nhánh NĐ-7-8

R7= 6,33 R7-8=26,57

Rb8=3,6 Rb7=0,87.0,5=0,435



S7=32+j15,498 S8=25+j12,108

ΔP = [(Q8- Qb8)2.(R7-8+Rb8)+ (Q7- Qb7)

2.Rb7+(Q7+Q8- Qb7-Qb8)

2.R7]/110

2

Z = 61,5 .106( Qb7 + Qb8 ) + 0,169 .10

6. [(Q8- Qb8)

2.(R7-8+Rb8)+ (Q7- Qb7)

2.Rb7+(Q7+Q8- Qb7-

Qb8)2.R7]

Lấy đạo hàm của Z lần lượ theo Qb7 và Qb8 ta được:

δZ / δQb7 = 0

⇔ 0,338.(R7 +Rb7).Qb7 +0,338.R7 Qb8= 0,338.[Q7.Rb7+R7.(Q7+Q8)]- 61,5

⇔ 2,287Qb7 +2,14Qb8 = -0,157 ( 1 )

δZ / δQb8 = 0

⇔ 0,338.R7 Qb7 + 0,338.(R7+R7-8 +Rb8Qb8 )= 0,338.[Q8.(Rb8 +R7-8+R7.(Q7+Q8)] - 61,5

⇔ 2,14Qb7 + 12,377Qb8 = 121,035 ( 2 )

Giải hệ phương trình (1) và (2) ta được:

Qb7 = -11,041 <0 nên không phải bù Qb7 = 0

Qb8 = 11,725

tg φ8= (12,108- 11,725) /25 = 0,015 ⇒cos φ8= 0,99. Nhưng ta chỉ bù cos φ8= 0,9 nên

Qb8 = 12,108 – 25.tg(arcos 0,9) =

6.1.3. Nhánh HT – 1

R1 = 7.75 Ω Rb1= 0,5.0.87 = 0,435 Ω

S1 = 35+j21,691 MVA



Z = 61,5.106x Qb1+ 0,1691 .10

6.( Q1- Qb1)

2. ( 7,75 + 0,435)

= 61,5 .106. Qb1+ 1,384.10

6. ( Q1- Qb1)

2

δZ / δQb1= 61,5 - 2 .1,384.( 21,691 – Qb1) = 0

⇔Qb1= - 0,527 MVAR < 0 nên không phải bù, thay Qb1 = 0

6.1.4. Nhánh HT - 2

R2 = 11,18 Ω Rb2= 0,5.2,54 = 1,225 Ω

S2 = 30 + j14,53MVA

Z = 61,5.106x Qb2+ 0,1691 .10

6.( Q2- Qb2)

2. ( 11,18 + 1,225)

= 61,5 .106. Qb2+ 1,384.10

6. ( Q2- Qb2)

2

δZ / δQb2= 61,5 - 2 .2,098.( 14,53 – Qb2) = 0


6.1.5. Nhánh HT – 3

R3 = 13,28 Ω Rb3= 0,5.3,6 = 1,8 Ω

S3 = 20 + j10,795MVA

Z = 61,5.106x Qb3+ 0,1691 .10

6.( Q3- Qb3)

2. ( 13,28 + 1,8)



= 61,5 .106. Qb3+ 1,384.10

6. ( Q3- Qb3)

2

δZ / δQb3= 61,5 - 2 .2,55.( 10,795 – Qb3) = 0


6.1.6. Nhánh HT – 6

R6 = 8,77 Ω Rb6= 0,5.2,54 = 1,27 Ω

S6 = 40 + j22,669MVA

Z = 61,5.106x Qb6+ 0,1691 .10

6.( Q6- Qb6)

2. ( 8,77 + 1,27)

= 61,5 .106. Qb6+ 1,384.10

6. ( Q6- Qb6)

2

δZ / δQb6= 61,5 - 2 .1,698.( 22,669 – Qb6) = 0

⇔Qb6= 4,56 MVAR > 0 nên phải bù,

tg φ6= (22,669- 4,56) / 40 = 0,453 ⇒cos φ6= 0,911. Nhưng ta chỉ bù đến 0,9 nên cos φ6= 0,9

nên Qb6= 22,669 – 40.tg(arcos 0,9) = 3,296 MVAR



Kết luận : từ kết quả tính toán trên ta có bảng các thông số cos φ và dung lượng bù tại các nút

phụ tải

Phụ tải Qb (MVAR) cos φ (trước khi bù) cos φ ( sau khi bù)

1 0 0,85 0,85

2 0 0,9 0,9

3 0 0,88 0,88

4 0 0,83 0,83

5 0 0,9 0,9

6 3,296 0,87 0,9

7 0 0,9 0,9

8 0 0,9 0,9

9 1,55 0,88 0,9



CHƢƠNG VII: TÍNH TOÁN CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA MẠNG LƢỚI ĐIỆN

7.1. PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN

Trạng thái vận hành của mạng điện gồm có 3 chế độ:

- Chế độ phụ tải cực đại.

- Chế độ phụ tải cực tiểu

- Chế độ sau sự cố

Phần trước ta đã cân bằng sơ bộ công suất trong HTĐ nhưng công suất đó chưa chính xác vì

chưa xác định đến tổn thất công suất trên đường dây và trong BA cũng như công suất do dung

dẫn của đường dây đấy sinh ra.

Phần này ta xác định chính xác công suất truyền trên tải trên mỗi đoạn đường dây xác định phân

bố công suất trong các chế độ ( chế độ cực đại, chế độ cực tiểu và chế độ sự cố). Nhưng trước

tiên phải tính trường hợp phụ tải cực đại để kiểm tra ngay sự cưỡng bức không. Nếu phải bù thì

tính toán phân bố thiết bị bù cưỡng bức do chưa biết điện áp tại các nút nên trong quá trình tính

toán ta sử dụng điện áp định mức của mạng điện là 110kV.

Các công thức sử dụng trong quá trình tính toán

Tổn thất công suất trên đường dây

∆Sd= ∆Pd + j∆Qd =

(Rd+jXd)

Trong đó:

P : công suất tác dụng trên đường dây

Q : công suất phản kháng chạy trên đường dây

Rd: điện trở của đường dây

Xd: điện kháng của đường dây

Uđm: điện áp định mức của mạng điện



Tổn thất công suất trong trạm biến áp:

∆SB= ∆PB + j∆QB= [m. ∆P0 +

] + j.[ m. ∆Q0 +

]

m: số máy biến áp trong trạm

công suất phản kháng do dung dẫn sinh ra

Qc =

.l.

=

.

trong đó:

b0 :điện dẫn phản kháng đơn vị tính cho 1km đường dây

l: chiều dài dây dẫn (km)

7.2. CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI

7.2.1. Nhánh từ HT đến phụ tải 1

S1 = 35 + j21,691 MVA Qcd1 = Qcc1 =

.

= 132.1102 .10

-6= 1,58 MVAr

ZHT-1 = 7,75 +j10,75 (Ω)

+ Công suất tại thanh góp cao áp trạm B1 là:

S1’’’= S1 + ∆SB1

∆SB1= ∆P1 + j∆Q1= [m. ∆P0 +

] + j.[ m. ∆Q0 +

]

= [ 2.0,035 +

] + j.[ 2. 0,28 +

] = 0,19 +j0,647 MVA



=>> S1’’’= 35 + j21,691 + 0,19 +j0,647 = 35,19 + j22,338 MVA

+ Công suất sau tổng trở ZHT-1 là:

S1’’= S1’’’ – jQcc1 = 35,19 + j22,338 - j1,58 = 35,19 + j20,758 MVA

+ Tổn thất công suất trên đoạn đường dây HT-1

∆SHT-1 =

(7,75 + j10,75) = 1,069 +j1,483 MVA

+ Công suất trước tổng trở ZHT-1 là:

S1’ = S1’’+ ∆SHT-1 = 36,259 + j22,241 MVA

+ Công suất cần có tại đoạn đầu đường dây HT-1 là:

SHT-1= S1’-j Qcđ1 = 36,259 + j22,241- j1,58= 36,259 + j20,661 MVA


S2 = 30 + j14,53 MVA Qcd2 = Qcc2 =

.

= 145,38.1102 .10

-6= 1,76 MVAr

ZHT-2 = 11,18 +j12,47 (Ω)


S2’’’= S2 + ∆SB2

∆SB2= ∆P2 + j∆Q2= [m. ∆P0 +

] + j.[ m. ∆Q0 +

]

= [ 2.0,029 +

] + j.[ 2. 0,24 +

] = 0,165 +j0,57 MVA



=>> S2’’’= 30 + j14,53 + 0,165 +j0,57 = 30,165 + j15,1 MVA


S2’’= S2’’’ – jQcc2 = 30,165 + j15,1 - j1,76 = 30,165 + j13,34 MVA


∆SHT-2 =

(11,18 + j12,47) = 1,005 +j1,12 MVA


S2’ = S2’’+ ∆SHT-2 = 31,17 + j14,46 MVA


SHT-2= S2’-j Qcđ2 = 31,17 + j14,46 - j1,76= 31,17 + j122,7 MVA


S3 = 20 + j10,795 MVA Qcd3 = Qcc3 =

.

= 162,55.1102 .10

-6= 1,97 MVAr

ZHT-2 = 13,28 +j13,95 (Ω)


S3’’’= S3 + ∆SB3

∆SB3= ∆P3 + j∆Q3= [m. ∆P0 +

] + j.[ m. ∆Q0 +

]

= [ 2.0,0188 +

] + j.[ 2. 0,2 +

] = 0,098 +j0,468 MVA



=>> S3’’’= 20 + j10,795 + 0,098 +j0,468 = 20,098 + j11,263 MVA


S3’’= S3’’’ – jQcc3 = 20,098 + j11,263 - j1,97 = 20,098 + j9,293MVA


∆SHT-3 =

(13,28 +j13,95) = 0,538 +j0,565 MVA


S3’ = S3’’+ ∆SHT-3 = 20,636 + j9,858 MVA


SHT-3= S3’-j Qcđ3 = 20,636 + j9,858 - j1,97= 20,636 + j7,888 MVA


S6 = 40 + j19,37 MVA Qcd6 = Qcc6 =

.

= 149,34.1102 .10

-6= 1,81 MVAr

ZHT-6 = 8,77 +j12,16 (Ω)


S6’’’= S6 + ∆SB

∆SB6= ∆P6 + j∆Q6= [m. ∆P0 +

] + j.[ m. ∆Q0 +

]

= [ 2.0,029 +

] + j.[ 2. 0,24 +

] = 0,248 +j0,646 MVA



=>> S6’’’= 40 + j19,37+ 0,248 +j0,646 = 40,248 + j20,016 MVA


S6’’= S6’’’ – jQcc6 = 40,248 + j20,016 - j1,81 = 40,248 + j18,206 MVA


∆SHT-6 =

(8,77 +j12,16 ) = 1,41 +j1,96 MVA


S6’ = S6’’+ ∆SHT-6 = 41,658 + j20,166 MVA


SHT-6= S6’-j Qcđ6 = 41,658 + j20,166 - j1,81 = 31,17 + j18,356 MVA

7.2.5. Nhánh từ NĐ đến phụ tải 9

S9 = 28 + j13,56 MVAr Qcd9 = Qcc9 =

.

= 156,33.1102 .10

-6= 1,89 MVAr

ZHT-9 = 12,77 +j13,41 (Ω)


S9’’’= S9 + ∆SB9

∆SB9= ∆P9 + j∆Q9= [m. ∆P0 +

] + j.[ m. ∆Q0 +

]

= [ 2.0,029 +

] + j.[ 2. 0,24 +

] = 0,15 +j0,56 MVA



=>> S9’’’= 28 + j13,56 + 0,15 +j0,56 = 28,15 + j14,12 MVA

+ Công suất sau tổng trở ZNĐ-9 là:

S9’’= S9’’’ – jQcc9 = 28,15 + j14,12 - j1,89 = 28,25 + 12,23 MVA

+ Tổn thất công suất trên đoạn đường dây NĐ-9

∆SNĐ-9 =

(12,77 +j13,41) = 1 +j1,048 MVA

+ Công suất trước tổng trở ZNĐ-9 là:

S9’ = S9’’+ ∆SNĐ-9 = 29,35 + j13,278 MVA

+ Công suất cần có tại đoạn đầu đường dây NĐ-9 là:

SNĐ-9= S9’-j Qcđ9 = 29,35 + j13,278 - j1,89 = 29,35 + j11,388 MVA

7.2.6. Nhánh HT đến phụ tải 7- phụ tải 8

S8 = 25 + j12,108 MVAr Qcd8 = Qcc8 =

.

= 325,11.1102 .10

-6= 3,93 MVAr

S7 = 32 + j15,498 MVAr Qcd7 = Qcc7 =

.

= 170,78.1102 .10

-6= 2,066 MVAr

Z7-8 = 26,57 +j27,89 (Ω) ZNĐ-7 = 6,33 + j13,28 (Ω)


S7-8’’’= S8 + ∆SB8



∆SB8= ∆P8 + j∆Q8= [m. ∆P0 +

] + j.[ m. ∆Q0 +

]

= [ 1.0,0188 +

] + j.[ 1. 0,20 +

] = 0,11 +j0,301 MVA

=>> S7-8’’’= 25 + j12,108 + 0,11 +j0,301 = 25,11 + j12,409 MVA

+ Công suất sau tổng trở Z7-8 là:

S7-8’’= S7-8’’’ – jQcc8 = = 25,11 + j12,409 - j3,93 = 25,11 + j8,479 MVA

+ Tổn thất công suất trên đoạn đường dây 7-8

∆S7-8 =

(26,57 +j27,89 ) = 1,54 +j1,619 MVA

+ Công suất trước tổng trở Z7-8 là:

S7-8’ = S7-8’’+ ∆SHT-9 = 26,65 + j10,098 MVA

+ Công suất cần có tại đoạn đầu đường dây 7-8 là:

S7-8= S7-8’-j Qcđ8 = = 26,65 + j10,098 – j3,93 = 28,35 + j6,168 MVA

+ Công suất trước tổng trở ZB-7 là :

S7’’’’= S7+ ∆SB7

∆SB7= ∆P7 + j∆Q7= [m. ∆P0 +

] + j.[ m. ∆Q0 +

]

= [ 2.0,035 +

] + j.[ 2. 0,28 +

] = 0,16 +j0,645 MVA

=>> S7’’’’= 32 + j15,498 + 0,16 +j0,645 = 32,16 + j16,143 MVA

+ Công suất tại thanh cái cao áp trạm B7 :

S7’’’ = S7’’’’ + S7-8 = 28,35 + j6,168 + 32,16 + j16,143 = 60,51 +j22,311 MVA

+ Công suất sau tổng trở ZNĐ-7 là:

S7’’= S7’’’ – jQcc7 = 60,51 +j22,311 – j2,066 = 60,51 + j20,245 MVA

+ Tổn thất công suất trên đoạn đường dây NĐ-7



∆SNĐ-7 =

(6,33 + j13,28 ) = 2,13 +j4,47 MVA

+ Công suất trước tổng trở ZNĐ-7 là:

S7’ = S7’’+ ∆SNĐ-7 = 62,64 + j24,715 MVA

+ Công suất cần có tại đoạn đầu đường dây NĐ -7 là:

SNĐ-7 = S7’-j Qcđ7 = 62,64 + j24,715 – j2,066 = 62,64 + j22,649 MVA

7.2.7. Nhánh đƣờng dây liên lạc NĐ- 4 – 5- HT

a. Nhánh NĐ-4-5

*. Đường dây NĐ-4

- Công suất phát dự kiến như phần đầu ta đã tính được: PF-NĐ= 170 MW

- Công suất tự dùng của nhà máy nhiệt điện: PTD-NĐ= 10%.PF-NĐ= 17MW

- Tổn thất công suất trạm biến áp:

∆SB= ∆PB + j∆QB= [m. ∆P0 +

] + j.[ m. ∆Q0 +

]

- Lượng công suất của nhà máy nhiệt điện truyền vào thanh cái hạ áp của trạm tăng áp của nhà

máy bằng:

Sh= SF-NĐ– STD-NĐ= 170 + j105,4 – (17 + j14,994) = 153 + j90,406 MVA

SFNĐ =√ =177,714 MVA

- Tổn thất công suất trạm biến áp NĐ:

∆SB= ∆PB + j∆QB= [m. ∆P0 +

] + j.[ m. ∆Q0 +

]



= [ 4.0,059 +

] + j.[ 4. 0,41 +

] = 0,753 +j1,849 MVA

- Công suất truyền lên thanh cao áp NĐ: SC.NĐ = ∑ SFNĐ- ∆SB

= (153 + j90,406) – (0,753 + j1,849)

= 152,247 + j88,557 MVA

- Tổng công suất các phụ tải lấy từ thanh góp cao áp NĐ (trừ phụ tải 4):

SN = SNĐ-7-8+ SNĐ-9

= (62,64 + j22,649 ) + (29,35 + j11,388)

= 91,99 + j34,037 MVA

- Như vậy công suất truyền từ NĐ vào đường dây liên lạc NĐ-4:

SNĐ-4 = SC.NĐ– SN

= (152,247 + j88,557 ) – (91,99 + j34,037)

= 60,257 + j54,52 MVA

- Công suất trước tổng trở đường dây NĐ – 4 là:

S’4= SNĐ-4 + jQcđ4 = 60,257 + j54,52+ j1,76 = 60,257 + j56,28 MVA

Trong đó Qcd4 = Qcc4 =

.

= 145,40.1102 .10

-6= j1,76 MVAr

- Tổn thất công suất trên đoạn đường dây NĐ-4

∆SNĐ-4 =

(5,39 + j11,31 ) = 3,03 +j6,35 MVA

- Công suất cuối đường dây NĐ – 4 là:

S4’’ = S’4 - ∆SNĐ-4 = 60,257 + j56,28 - 3,03 - j6,35 = 57,227 + j49,93 MVA

- Công suất chạy vào thanh cái cao áp của trạm biến áp phụ tải 5:

S4’’’= S4’’+ jQcc4 = 57,227 + j49,93 + j1,76 = 57,227 + j51,69 MVA

*, Nhánh đường dây 4-5

+ tổn thất công suất trong cuộn dây của TBA B4:

S4 = 28 + j18,816 MVA



∆SB4= ∆PB4 + j∆QB4= [m. ∆P0 +

] + j.[ m. ∆Q0 +

]

= [ 2.0,029 +

] + j.[ 2. 0,24 +

] = 0,167 +j0,58 MVA

+ tổn thất công suất trước tổng trở ZB4 của TBA4 là:

S4’’’’= S4 + ∆SB4 = 28 + j18,816 +0,167 +j0,58 = 28,167 + j19,396 MVA

+ công suất truyền vào đường dây 4-5

S4-5 = S4’’’- S4’’’’ = 57,227 + j51,69 - 28,167 + j19,396 = 29,06 + j32,321 MVA

+ công suất trước tổng trở đường dây 4-5:

S4-5’= S4-5 + jQcđ4-5

Trong đó jQcđ45 = jQcc45 =

.

= 186,67.1102 .10

-6= j2,56 MVAr

S4-5’= S4-5 + jQcđ4-5 = 29,06 + j32,321 + j2,56 = 29,06 + j34,881 MVA

+ công suất tổn thất trên đường dây 4 -5 là:

∆S4-5 =

(10,96 + j15,20 ) = 1,87 +j2,59 MVA

+ Công suất sau tổng trở đường dây 4-5 là:

S45’’= S4-5’ - ∆S4-5 = 29,06 + j34,881- 1,87 - j2,59 = 27,19 + 32,291 MVA

=>> S45’’’= S45’’ + jQcc45 = 27,19 + 32,291 + j2,56 = 27,19 +j34,851 MVA

b. Nhánh 5 – HT



S5 = 33 + j15,983

+ Công suất trước tổng trở ZB5 là:

S5’’’’ = S5 + ∆SB5

∆SB5 = ∆PB5 + j∆QB5= [m. ∆P0 +

] + j.[ m. ∆Q0 +

]

= [ 2.0,035 +

] + j.[ 2. 0,28 +

] = 0,165 +j0,63 MVA

=>> S5’’’’= 33,165 + j16,613 MVA

Documents

Đồ Án Tốt Nghiệp