Cân bằng công suất tác dụng và phản kháng - Tính toán giá thành tải điện

Chương I Cân bằng công suất tác dụng và phản kháng I. Phương trình cân bằng công suất tác dụng trong đó: :tổng công suất tác dụng của các phụ tải ở chế độ cực đại :tổng tổn thất ccông suất tác dụng. Khi thiết kế lấy=5% :tổng công suất tự dùng ttrong các nhà máy điện đối với mạng thiêt kế lấy=0 :tổng công suất dự trữ trong mạng=0 m: là hệ số đồng thời lấy = 0 vậy ta có: =212 MW =5%==10,6 MW suy ra : ==212+10,6=222,6 MW II Phương trình cân bằng công suất phản kháng trong đó: : Là công suất phản kháng phát ra bởi các nhà máy điện. Về trị số =.tagφF với cosφ =0,85 m: là hệ số đồng thời =1 : tổng công suất phản kháng của các phụ tải ở chế độ cực đại :tổng tổn thất công suất phản kháng trên các đường dây trong mạng điện : tổng công suất phản kháng do điện dung của mạng điện sinh ra trong khi tính toán ta lấy= :tổng tổn thất công suất phản kháng trong các máy biến áp khi tính toán ta lấy= 15%=10% = 0 vậy ta có: =.tagφF =222,6.0,62= 138,012 MVAr =. Tagφi=.=212.0,484 = 102,608 MVar = 15%=0,15.102,608= 15,39 MVar ta có: =102,608+ 15,39 =117,998 MVar so sánhvà ta thấy> vậy hệ thống không phải đặt thêm thiết bị bù Chương II Dự kiến các phương án nối dây của mạng điện và so sánh các phương án về mặt kỹ thuật A. Dự kiến các phương án nối dây Do tính chất của hộ tiêu thụ là hộ loại 1 .nên ta chọn phương án nối dây là đường dây 2 mạch hoặc mạng kín. Dự kiến có năm phương án nối dây. B. so sánh các phương án về mặt kỷ thuật Để so sánh các phương án cần phải tính toán các nội dung sau Tính toán lựa chọn điện áp danh định của hệ thống theo công thức Ui =4,34 kv Trong đó: li là chiều dài đoạn đương dây (km) Pi là công suất truyền tải trên đường dây thứ i (MW) nếu Ui= 66 I170 kv thì ta chọn Udd =110 kv công việc này chỉ tính cho một phương án các phương án khác lấy theo kết quả đó Lựa chọn tiết diện dây dẩn -Với mạng điện khu vực ta chọn theo mật độ dòng điện kinh tế ( j kt ) -Dự kiến dây AC và lấy Dtb = 5( m ) -Đối với lưới điện đă cho dùng dây AC với thời gian sử dụng công suất cực đại là 5000 h . Vậy ta có j kt=1,1( A / mm ) Tiết diện kinh tế của dây dẫn xác định theo công thức Fi = Trong đó Ii là dòng điện làm việc trên đoạn đường dây thứ i Ii = ;n là số mạch đường dây ;Si = và ta chọn Fi gần nhất 3. Tính tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường .Umaxbt nghĩa là tổn thất điến từ nguồn đến phụ tải xa nhất lúc phụ tải cực đại tính tổn thất điện áp lúc sự cố.Umaxsc Các trị số này phải thõa mãn điều kiện.Umaxbt% <=10 I15 % .Umaxsc% <=15I20 % trong đó Umaxsc% =2Umaxbt% Kiểm tra phát nóng dây dẩn lúc sự cố nặng nề nhất theo điều kiện sau : Isc<= Icp Iscdòng điện lớn nhất lúc sự cố nguy hiểm nhất (đứt một dây) Icp dòng điện cho phép làm việc lâu dài chạy qua dây dẫn ,nếu tiết diện ta chọn không thõa mãn thì phải tăng tiết diênlên một cấp nữa rồi tính toán lại cho tới khi thõa mãn Ta xét từng phương án cụ thể: Phương án I Lựa chọn điện áp danh định Sơ đồ nối dây phương án 1 áp dụng công thức kinh nghiệm Ui =4,34 ta có: xét đối với đoạn đường dây 03 l03=90,55 km p03=P3=30 MW U3= 4,34.=103.67 kV Tương tự đối với các đoạn đường dây khác ta có bảng số liệu sau: đoạn đường dây L(km) P(MW) U(kV) 01 84,85 70 150,64 12 41,23 30 99,08 03 90,5 30 103,67 04 66,92 36 110 05 80.62 76 156,78 56 51 36 106 Vì Ui thoã mãn điều kiện 66 = Ui = 170 kV nên ta chọn điện áp danh định: Udd=110 kV Lựa chọn tiết diện dây dẫn: xét đoạn đường dây 03, n=2 P03=30 MW; Q03=P03.tagφ3=30.0,484 = 14,52 MVar S03==33,33 MVA I03==87,468 A F03= A Tính toán tương tự cho các đoạn đường dây khác ta có bảng sau: Đoạn đường dây P(MW) Q(MVar) S(MVA) I(A) F(mm2) 01 70 33,88 77,77 204,99 185,5 12 30 14,52 33,33 87,468 79,5 03 30 14,52 33,33 87,648 79,5 04 36 17,424 39,99 104,96 95,52 05 76 36,768 84,43 225,57 201,4 56 36 17,424 39,39 104,96 95,42 Theo điều kiện về tổn thất vầng quang thì đối với mạng 110kV tiết diện dây AC phải thoã mãn F70 mm.Do đó kết hợp với bảng trên ta chọn được tiết diện tiêu chuẩu của các đoạn đường dây và thông số của nó cho trong bảng sau đường dây AC L(km) Ro(Ω/km) R(Ω) Xo(Ω/km) X(Ω) Bo.10-6 b.10-6 01 185 84,85 0,17 7,21 0,409 17,35 2,84 481,9 12 70 41,23 0,46 9,48 0,44 9,07 2,58 212,7 03 70 90,55 0,46 20,8 0,44 19,9 2,58 466,9 04 95 66,32 0,33 10,94 0,429 14,22 2,65 339,6 05 185 80,62 0,17 6,85 0,409 16,48 2,84 457,9 56 95 51 0,33 8,41 0,429 10,94 2,65 270,3 3. Tính tổn thất điện áp *lúc vận hành bình thường ta chỉ cần kiểm tra tổn thất điện áp tại điểm xa nhất là 2&6 tại phụ tải 2 :U2bt% = U2bt% = tại phụ tải 6: U6bt% = U6bt% = vậy tổn thất điện áp lớn nhất: :Umax%=13,39% *lúc sự cố nguy hiểm nhất là đứt một trong hai mạch của đường dây 5 = 4. Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi sự cố. Sự cố nguy hiểm nhất là đứt một trong hai lộ trên các đoạn đường dây hai mạch.khi đó dòng điện sự cố tăng lên hai lần so với lúc chưa sự cố ta có bảng sau đường dây Loại dây Icp(A) Isc(A) 01 AC185 515 408,2 12 AC70 275 174,93 03 AC70 275 174,93 04 AC95 335 209,92 05 AC185 515 451,14 56 AC95 335 209,92 ICP>ISC nên dây dẫn đã chọn thoã mãn điều kiện phát nóng khi sự cố II.phương án 2 1.lựa chọn điện áp danh định theo phương án 1 chọn Udd=110kV 2.lựa chọn tiết diện dây dẫn Sơ đồ nối dây phương án 2 Tính toán tương tự phương án 1ta có bảng số liệu sau đường dây P(MW) Q(MVar) S(MVA) I(A) F(mm2) 02 100 48,4 110,09 288,9 262,7 21 40 19,36 44,44 116,62 106 23 30 14,52 33,33 87,48 79,5 05 112 54,2 124,42 326,5 296,42 54 36 17,424 39,99 104,96 95,42 56 36 17,424 39,99 104,96 95,2 Từ bảng trên ta có bảng chọn Ftc và các số liệu của nó như sau đường dây AC L(km) Ro(Ω/km) R(Ω) Xo(Ω/km) X(Ω) Bo.10-6 b.10-6 02 240 72,8 0,132 4,8 0,4 14,56 2,85 414,9 21 95 41,23 0,33 6,8 0,429 8,84 2,65 218,5 23 70 31,62 0,46 7,27 0,44 6,9 2,58 163,2 05 300 80,62 0,107 4,31 0,392 15,8 2,9 467,6 54 95 42,42 0,33 7 0,429 9,1 2,65 224,8 56 95 51 0,33 8,41 0,429 10,93 2,65 270,3 1. Tính tổn thất điện áp Lúc vận hành bình thường ta tính tổn thất điện áp lớn nhất tại phụ tải 6 (phụ tải xa nhất) Umaxbt% = = = Tổn thất điện áp khi sự cố :sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt dây một mạch đường dây 5 Umaxsc% = Umaxsc%= 1.Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn trong trường hợp sự cố Tính toán tương tự phương án 1ta có bảng sau: đường dây Loại dây Icp(A) Isc(A) 02 AC240 610 577,8 21 AC95 335 233,24 23 AC70 275 174,9 05 AC300 710 653 54 AC95 335 209,92 56 AC95 335 209,92 Sơ đồ nối dây phương án 3 1 2 4 NĐ 5 6 ICP>ISC nên dây dẫn đã chọn thoã mãn điều kiện phát nóng khi sự cố III.Phương án III. Lựa chọn điên áp danh định: 3 Theo phương án 1 ta có Udd=110kV 2.Lựa chọn tiết diện dây dẫn: Tính toán tương tự phương án 1 ta có bảng sau: đường dây P(MW) Q(MVAR) S(MVA) I(A) F(mm2) 02 70 33,33 77,53 203,46 185 21 40 19,36 44,44 116 106,5 04 66 31,95 73,32 192,4 175 43 30 14,52 33,33 96 70 06 76 36,78 84,43 222 201 65 40 19,36 44,44 116 106,5 Từ bảng trên ta chọn được Ftc và thông số của nó cho trong bảng sau đường dây AC L(km) Ro(Ω/km) R(Ω) Xo(Ω/km) X(Ω) Bo.10-6 02 185 72,8 0,17 6,2 0,409 14,88 2,84 21 95 41,2 0,33 6,8 0,429 8,84 2,65 04 185 80,6 0,17 6,85 0,409 16,48 2,84 43 70 36 0,46 8,28 0,44 7,92 2,58 06 185 60,8 0,17 5,17 0,409 12,43 2,84 65 95 51 0,33 8,42 0,429 10,94 2,65 3.Tính tổn thất điện áp -Lúc vận hành bình thường phụ tải 1, 3, &5 là phụ tải xa nhất nên có điện áp thấp nhất U1bt% = = U3bt% = = U5bt% = = Vậy Umaxbt%=11,56% Tổn thất điện áp khi có sự cố: U1sc% = = U3sc% = = U5sc% = = Uscmax% =19,17% 4. Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi có sự cố: Tính toán tương tự phương án 1 ta có bảng sau: đường dây Loại dây Icp(A) Isc(A) 02 AC185 515 406,9 21 AC95 335 233 04 AC185 515 384,84 43 AC70 265 179,5 06 AC185 515 444 65 AC95 335 233 Icp>Isc nên dây dẫn đã chọn thoã mãn điều kiện phát nóng khi sự IV.Phương án IV. 1. Lựa chọn điện áp danh định: Udd=110 kV tính toán lự chọn tiết diện dây dẫn: NĐ Tính toán tương tự phương án 1 ta có bảng sau: đường dây P(MW) Q(MVAR) S(MVA) I(A) F(mm2) 01 40 19,36 44,44 116,62 106,2 02 60 29,04 66,66 174,9 159,03 23 30 14,52 33,33 87,47 79,5 04 76 36,78 84,43 222 201 45 40 19,36 44,44 116 105 06 36 17,42 40 106 95,5 Từ bảng trên ta chọn được Ftc và thông số của nó cho trong bảng sau: đường dây AC L(km) Ro(Ω/km) R(Ω) Xo(Ω/km) X(Ω) Bo.10-6 01 95 84,85 0,33 14 0,429 18,2 2,65 02 150 72,8 0,21 7,64 0,415 15,1 2,74 23 70 36 0,46 8,28 0,44 7,92 2,58 04 185 80,6 0,17 6,85 0,409 16,48 2,84 45 95 42,4 0,33 7 0,429 9,1 2,65 06 95 60,8 0,33 10,04 0,429 13,05 2,65 Tính tổn thát điện áp: tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường : Tổn thất điện áp tại điểm 3: = Tổn thát điện áp tại điểm 5: = vậy Tổn thất điện áp khi sự cố: Tổn thất điện áp tại điểm 3khi có sự cố đứt dây một lộ đường dây 2 = Tổn thất điện áp tại điểm 5 khi có sự cố = vậy 4. Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi có sự cố:Tính toán tương tự phương án 1 ta có bảng sau: đường dây Loại dây Icp(A) Isc(A) 01 AC 95 335 233,24 02 AC 150 445 349,8 23 AC 70 275 179,94 04 185 510 444 45 95 335 232 06 95 335 212 Icp>Isc nên dây dẫn đã chọn thoã mãn điều kiện phát nóng khi sự cố V. Phương án V Lựa chọn điện áp danh định Udd=110kV Sơ đồ nối dây phương án 5 Tính các dòng công suất đi trong mạng điện kín (065) Giả thiết trong mạng kín ta chọn các đoạn đường dây có tiết diện như nhau: Tính gần đúng các dòng công suất chạy tren các đoạn đường dây . vì các đoạn đường dây có cùng tiết diện nên dòng công suát trong mạng kín được xác định theo công thưc sau: Si= Vậy ta có: S06= = S05== áp dụng định luật k1 tại nút 5 ta có S65= S5 - S05 = 44,44 –38,46 = 5,98 MVA Vậy điểm 5 là điểm phân công suất chung Tính toán lựa chọn tiết diện dây dẫn cho mạng điện kín - Đoạn 06: Imax==A Tính toán tương tự ta có : đoạn 05: Imax=202A đoạn 56: Imax=31 A Lưa chọn tiết diện dây dẫn Tính toán tương tự phương án 1 ta có bảng sau: đường dây P(MW) Q(MVAR) S(MVA) I(A) F(mm2) 01 70 33,88 77,77 204,99 185,5 12 30 14,52 33,33 87,46 79,5 03 30 14,52 33,33 87,46 79,5 04 36 17,424 39,99 104,96 95,42 05 31,15 15,07 34,62 181,7 165,2 06 37,242 18,025 41,38 217,19 197,45 56 4,842 2,343 5,38 28,23 25,67 Để đảm bảo tổn thất vầng quang các Ftc phải có F>70mm2 vậy ta có bảng chọn Ftc và thông số của nó như sau: đường dây AC L(km) Ro(Ω/km) R(Ω) Xo(Ω/km) X(Ω) Bo.10-6 b.10-6 01 185 84,85 0,17 7,21 0,409 17,35 12 70 41,23 0,460 9,48 0,44 9,07 03 70 90,55 0,46 20,8 0,44 19,9 04 95 80,62 0,3 13,3 0,429 17,3 05 150 80,62 0,21 16,93 0,415 33,45 06 185 60,82 0,17 10,34 0,409 24,87 56 70 51 0,46 23,46 0,44 22,44 Tính tổnt thát điện áp: Ta tính tổn thát điện áp tại hai điểm 2&5 là nơi có điện áp thấp nhất Tổn thất điện áp tại điểm 2 trong đk làm việc bình thường = Tổn thất điện áp taịa điểm 5 = *Tổn thất điện áp trong khi sự cố: -tại điểm2 -tại điểm 5: trong mạng kín thì sự cố nặng nề nhất là khi đứt dây đường dây 05 = vậy Uscmax%=25,4% Ubtmax%=12,46% Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn trong khi sự cố: Tương tự phương án 1 ta có bảng sau: đường dây Loại dây Icp(A) Isc(A) 01 AC185 515 409,98 12 AC70 275 174,92 03 AC70 275 174,92 04 AC95 335 209,92 05 AC150 445 443,7 06 AC185 515 443,7 56 AC70 275 233,27 Icp>Isc nên dây dẫn đã chọn thoã mãn điều kiện phát nóng khi sự cố Bảng so sánh các phương án PA I II III IV V Ubtmax 13,29 14,54 11,56 13,08 12,46 Uscmax 22,94 25,09 19,17 22,4 25,4 Các phương án được chọn để so sánh kinh tế là phương án I, III,& IV. CHƯƠNG III So sánh sác phương án về mặt kinh tế Tiêu chuẩn để so sánh cá phương án về mặt kinh tếlà hàm chi phí tính toán hàng năm là bé nhất. Với giả thiết các phương án có cùng số lượng máy biến áp, DCL, và MC điện Hàm chi phí tính toán hàng năm của các phương án được tính theo công thức: Z=(avh + atc).kd + (đồng/năm) Trong đó: avh : là hệ số khấu hao , hao mòn , sữa chữa thường kỳ, và phục vụ mạng điện. avh= 0,04 atc= là hiệu quả vốn đầu tư . atc=0,125 kd : là vốn đầu tư của mạng điện kd= koi : là suất đầu tư cho một km đường dây, có tiết diện là Fi (đồng/km). li : là chiều dài đoạn đường day thứ i Với doạn dường dây 2 mạch koi = 1,6.k (đướng dây 1 mạch) =1,8.k (đướng dây 2 mạch) Co : là giá 1 kw tổn thất điện năng Co=500đ/kw.h Ai: là tổng tổn thát địên năng trong mạng của từng phương án Ai= ﺡ: là thời gian tổn thâts lớn nhất ﺡ=(0,124+Tmax.10-4).8760 = =(0,124 + 5000.10-4).8760 = 3411 h = các số liệu cụ thể lấy ở từng phương án phương án I Ví dụ đối với đường dây lộ kép 03 dây dẫn AC 70 có Pmax=30MW. Qmax=14,52 MVar. R03=19,9Ω Koi=1,6.168.106 đ/km Tương tự đối vớ các đường dây khác ta có bảng sau đường dây Pmax MW Qmax MVar R(Ω) MW AC L(km) Koi.106 01 70 33,88 7,21 3,603 185 84,85 1,6.392 12 30 14,52 9,48 0,87 70 41,23 1,6.168 03 30 14,52 20,8 1,91 70 90,55 1,6.168 04 36 17,424 10,94 1,47 95 80,62 1,6.224 05 76 36,784 6,85 4,04 185 80,62 1,6.392 56 36 17,424 8,41 1,11 95 51 1,6.224 Vậy ta có: KI=1,6.(392.84,85+168.41,23+168.90,55+224.80,62+392.80,62+224.51)= 186378.106 đồng =3,603+0,87+1,91+1,47+4,04+1,11=13,003 MW =3411.13,003.103=44353,231 (kwh) ZI=(0,125+0,04).186378.106+500.44353,23.103 =30,752.109+22,176.109=52,928.109 đồng/năm Phương án III` Tương tự đối với phương án I ta có bảng sau: đường dây Pmax MW Qmax MVar R(Ω) MW AC L(km) Koi.106 02 70 33,881 6,2 3,1 185 72,8 1,6.392 21 40 19,36 6,8 1,2 95 41,23 1,6.224 04 66 31,94 6,85 3,04 185 80,62 1,6.392 43 30 14,52 8,28 0,76 70 36 1,6.168 06 76 36,784 5,12 3,01 185 60,82 1,6.392 65 40 19,36 8,41 1,2 95 51 1,6.224 Vậy ta có: KII=1,6.(392.72,8+224.41,23+392.80,62+168.36+392.60,82+224.51) =177103.106 đồng 3,1+1,2+3,04+0,76+3,01+1,2=12,31 MW AII = 3411.12,31.103=41989,4.103 kw ZII =(0,125+0,04)177,103.109+12,31.41989,4.103.500= = 29,22.109 +20,99.109=50,21.109 đ/năm Phương án IV Tính toán tương tự phương án một ta có bảng sau: đường dây Pmax MW Qmax MVar R(Ω) MW AC L(km) Koi.106 01 40 19,36 14 2,285 95 84,85 1,6.224 02 60 29,04 7,64 2,805 150 72,8 1,6.336 23 30 14,52 8,28 0,76 70 36 1,6.168 04 76 36,784 5,63 3,317 95 80,82 1,6.392 45 40 19,36 7 1,14 95 42,4 1,6.224 06 36 17,42 10,04 1,38 95 60,8 1,6.224 KIII=1,6.( 84,85.224+72,8.336+36.168+80,6.392+60,82.224+42.4.224).106 =166764.106 đồng 12,41 MW AIII =3411.12,41=42330,5 MW.h ZIII =(0,125+0,04 ).166764.106 ++42330,5.500.103 =48,68.109 đồng Sau khi tính toán ta có bảng so sánh kỹ thuật PA I II III Ubtmax% 13,4 11,56 13,08 Uscmax% 22,94 19,17 22,4 Z.109đ 52,08 50,21 48,68 Do phương án 4&3 có giá tị kinh tế chênh lệch không quá 5%. Nhưng PA 3 có trị số tổn thất điện áp thấp hơn lúc vh bình thương cũng như lúc sự cố. Vậy ta chọn PA 3 là phương án tối ưu để đưa vào tính tiếp phần sau Lựa chọn máy biến áp , sơ đồ nối dây hợp lý của các trạm hạ áp và sơ đồ toàn lưới điện Lựa chọn số lượng và công suất các máy biến áp 1. Lựa chọn số lượng máy biến áp . đối với phụ taỉ loại 1 cần có hai nguồn cung cấp độc lập từ hai trạm gần nhất , mỗi trạm đạt hai máy biến áp , mổi máy biến áp nối với một phân đoạn thanh góp riêng và giữa các phân đoạn này cần có thiết bị đóng cắt khi cần thiết . đối với phụ taỉ loại 2 yêu cầu có nguồn dự phòng, nguồn dự phòng có thể đóng tự động hoặc bằng tay .khi phụ tải loại hai nhận nguồn cung cấp từ một trạm củng yêu cầu phải đặt hai máy biến áp hoặc là dùng trạm một máy và có máy biến áp dự phòng trong khi xảy ra sự cố có thể thay máy biến áp sự cố trong khoảng vài giờ Lựa chọn công suất máy biến áp Các máy biến áp đă được nhiệt độ hoá nên không cần hiệu chỉnh công suất theo nhiệt độ Nếu có 1 máy biến áp thì chọn S Nếu có 2 máy biến áp thì chọn S Trong đó n :số máy biến áp S: công tính toán của máy biến áp Smax giá trị công suất lớn nhất của phụ tải trạm K hệ số quá tải cho phép của máy biến áp Ví dụ đối với phụ tải +R là tổng điện trở tác dụng của cuộn dây sơ cấp và thứ cấp máy biến áp đã quy đổi về phía điện áp cao R= .10 Với : Mw Udđ : Kv Sđm :MVA đối với phụ tải 1 ta chọn máy TPDH-25000/110 có RB = =2.32 trong đó : XB là điện kháng của máy biến áp : XB= đối với máy TPDH ta có XB== 50,82 là tổng tổn thất công suất tác dụng trong máy biến áp ứng với phụ tải cực đại là tổng tổn thất công suất trong máy biến áp tương ứng với phụ tải cực đại =MVA m là số máy biến áp giống nhau làm việc song song Smax là giá trị công suất lớn nhất của phụ tải (MVA) Theo các công trên cùng với số liệu tra trong bảng máy biến áp khi đã chọn được máy biến áp ta có bảng sau 1 44,44 31,75 32000/110 145 35 0,75 240 1,87 43,5 2 40 28,5 32000/110 145 35 0,75 240 1,87 43,5 3 33,33 23,8 25000/110 120 29 0,8 200 2,54 55,9 4 33,33 23,8 25000/110 120 29 0,8 200 2,54 55,9 5 44,44 31,75 32000/110 145 35 0,75 240 1,87 43,5 6 40 28,5 32000/110 145 35 0,75 240 1,87 43,5 B. Sơ đồ trạm hạ áp trạm nguồn :chọn sơ đồ hai hệ thống thanh góp liên lạc với nhau bằng máy cắt liên lạc S ơ đồ trạm nguồn C I MCLL C II 2.Trạm trung gian: chọn sơ đồ 2 hệ thống thanh góp phân đoạn bằng máy cắt MC Sơ đồ trạm trung gian Khi l³70(km) 3. trạm cuối Khi chiều dài đường dây l km ta dùng sơ đồ Khi chiều dài đường dây l 70 km ta dùng sơ đồ Chương IV Xác địng dung lượng bù kinh tế Để giảm công suất phản kháng truyền tải trên đường dây ta có thể tiến hành bù tại phụ tải dung lượng bù kinh tế cho các hộ tiêu thụ điện tại các trạm biến áp trong toàn mạng được xác địng theo điều kiện phí tổn tính toán hàng năm là nhỏ nhất nội dung: tại mổi phụ tải phía thứ cấp của máy biến áp ta đặt 1 ẩn số Qb nào đó và thành lập hàm chi phí tính toán của mạng liên quan đến dung lượng bù Z=f( Qbi ) sau đó lấy đạo hàm của hàm Z theo các ẩn số Qbi và cho bằng 0 giải hệ trên với điều kiện Qbi nếu có một nghiệm nào đó bé hơn 0 thì tại phụ tải đó ta không đặt thiết bị bù vì khi đó nếu bù sẽ không kinh tế . Đoạn đường dây 0-2-1 2-AC185 72,8 km B1 Sơ đồ thay thế 2-AC 95 41,2 km S1=40+j19,36 Q Q R R R R 0 I 2 Q - Q Q - Q 01td 12td B1td B2TD 2 B2 1 B1 B1 B2 0 I 2 S2 =30+j14,52 B2 Trong đó R02td=6,2W : R12td =6,8W : Rb2td =1,27W : Rb1td =0,935W Ta có : Z =103(ko+ Dpo.Co).(Qb1 +Qb2) + = 103(ko+Dpo.Co). --] =103(ko+Dpo.Co)- thay số vào ta có: .=225106- 103.2.15.106. .=225106- 103.2.15.106. 0=225.106 –2,48.106.[359,8-13,935.Qb1 –6,2Qb2] 0=225.106 –2,48.106[248,5-6,2Qb1-7,74Qb2] giải hệ phương trình trên ta có: Qbt1=15,91MVAR Qbt2=7,64MVAR Do Qbt1> nên cosj1 lớn. Vậy để thoả mản cosj1 =0,97 ta chỉ cần bù với j1 =14,060 arctag =14,06 suy ra =0,25 Qb1=9,36 MVAR Vậy đối đoạn đường dây 0-2-1 ta cần phải đặt thiết bị bù có công suất Qbt1 =9,36 MVAR Qbt2 =7,64MVAR Đoạn đường dây 0-4-3: 2-AC185 80,6km B1 Sơ đồ thay thế 2-AC 70 36 km S3 =30+ j14,52 Q Q R R R R 0 2 3 Q - Q Q - Q 02td 23td b2td b3td 2 b2 3 b3 b3 b2 0 2 3 S2 =36+j17,4 B2 Trong đó R04td=6,85W : R43td =6,8W : Rb2td =0,935W : Rb3td =1,27W Ta có :4 Z =103(ko+ Dpo.Co).(Qb1 +Qb2) + = 103(ko+Dpo.Co). --] =103(ko+Dpo.Co)- thay số vào ta có: .=225106- 103.2.1