Đồ án Thiết kế mạng lưới điện khu vực và tính toán lưới điện phân phối

MỤC LỤC LỜI NÓI ĐẦU Lưới điện có nhiệm vụ truyền tải điện năng từ nhà máy điện đến các hộ tiêu thụ điện. Một lưới điện không chỉ cần đảm bảo chất lượng điện năng mà còn cần cân đối về mặt kinh tế. Bởi vậy việc thiết kế mạng lưới điện có thể đảm bảo các điều kiện kinh tế, kĩ thuật là rất quan trọng. Đồ án tốt nghiệp của em được giao về môn Lưới điện. Nhiệm vụ đồ án của em được giao bao gồm hai phần: Phần 1: Thiết kế mạng lưới điện khu vực gồm hai nhà máy và 9 phụ tải. Phần 2: Tính toán lưới điện phân phối. Trong quá trình làm đồ án, em đã được thầy giáo TS Lã Minh Khánh và các thầy, cô giáo trong bộ môn Hệ thống điện nhiệt tình chỉ bảo, giúp đỡ. Em xin chân thành cảm ơn các thầy, cô giáo. Do kiến thức và kinh nghiệm còn hạn chế nên bản đồ án của em không thể tránh khỏi thiếu xót. Vì vậy em rất mong nhận được ý kiến đánh giá, nhận xét của quý thầy, cô để có thể hoàn thiện bản đồ án này. Hà Nội, ngày 31 tháng 5 năm 2010 Sinh viên thực hiện Nguyễn Thị Hà PHẦN I: THIẾT KẾ MẠNG LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC CHƯƠNG 1: PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI 1.1. Các số liệu về nguồn và phụ tải 1.1.1. Số liệu về nguồn cung cấp Nguồn cung cấp là 2 nhà máy nhiệt điện: Nhà máy nhiệt điện 1 (NM1) bao gồm 4 tổ máy, công suất đặt nhà máy là : PNM1= 4 x 50 = 200 MW ; Hệ số công suất định mức: cosφđm1= 0,80. Nhà máy nhiệt điện 2 (NM2) bao gồm 6 tổ máy, công suất đặt nhà máy là : PNM2= 6 x 45 = 270 MW ; Hệ số công suất định mức: cosφđm2= 0,85. 1.1.2. Số liệu về phụ tải Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Phụ tải cực đại (MW) 34 40 39 35 34 36 32 22 30 Phụ tải cực tiểu(MW) 17 20 19,5 17,5 17 18 16 11 15 Hệ số công suất cosφ 0,90 0,86 0,88 0,90 0,90 0,90 0,85 0,85 0,88 Mức đảm bảo cung cấp điện III I I I I I I I I Yêu cầu điều chỉnh điện áp kt kt kt kt kt kt kt kt kt Điện áp danh định của lưới điện thứ cấp 22 22 22 22 22 22 22 22 22 Bảng 1.1 Ta có sơ đồ địa lí khu vực: Hình 1.1 1.2. Phân tích nguồn và phụ tải 1.2.1. Nguồn điện Mạng lưới điện được thiết kế gồm hai nhà máy nhiệt điện, nhiên liệu có thể là than đá, dầu, khí đốt. Hiệu suất của các nhà máy điện tương đối thấp, khoảng 30 ÷ 40%, tính linh hoạt trong vận hành thấp, khởi động và điều chỉnh phụ tải chậm. Ta chọn nhà máy nhiệt điện vận hành kinh tế là khi vận hành với 85% công suất phát định mức Pkt= 85%Pđm , công suất tự dùng của nhà máy nhiệt điện Ptd= 10%Pđm. 1.2.2. Phụ tải  Mạng điện khu vực mà ta cần thiết kế gồm 9 phụ tải. Tổng công suất tác dụng cực đại, cực tiểu là : ΣPmax= 302 MW, ΣPmin= 151 MW. Theo đánh giá sơ bộ thì nguồn điện của nhà máy đủ cung cấp cho tất cả các phụ tải, giữa 2 nhà máy điện sẽ được nối liên lạc để hỗ trợ nhau khi có sự cố xảy ra. Các hộ tiêu thụ 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 có mức đảm bảo cung cấp điện loại I nên sẽ được cung cấp bởi đường dây kép hoặc mạch vòng để đảm bảo cung cấp điện liên tục. 8 hộ này yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Hộ tiêu thụ 1 mức đảm bảo cung cấp điện loại III, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường nên sẽ được cung cấp điện bằng đường dây mạch đơn. Hộ 3 yêu cầu điều chỉnh điện áp thường. Các hộ 1, 5, 6 dự kiến do nhà máy I cung cấp điện. Các hộ 3, 4, 8, 9 dự kiến do nhà máy II cung cấp điện. Hộ 2 và 7 dự kiến do cả hai nhà máy cung cấp điện do có vị trí nằm giữa hai nhà máy. Tóm lại khi thiết kế mạng điện cần chú ý các điều kiện sau: Phân tích và dự báo phụ tải chính xác. Đảm bảo thoả mãn nhu cầu điện năng của các phụ tải trong chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và khi sự cố. Đảm bảo cung cấp điện liên tục, đặc biệt là phụ tải loại I. Đảm bảo các điều kiện về địa lí, khí tượng thuỷ văn, giao thông vận tải. Sau khi tính toán ta được bảng số liệu các phụ tải như sau: Phụ tải Pmax (MW) Qmax (MVAr) cosφ Smax (MVA) Pmin (MW) Qmin (MVAr) Smin (MVA) 1 34 16,47 0,90 37,78 17 8,23 18,89 2 40 23,73 0,86 46,51 20 11,87 23,26 3 39 21,05 0,88 44,32 19,5 10,52 22,16 4 35 16,95 0,90 38,89 17,5 8,48 19,44 5 34 16,47 0,90 37,78 17 8,23 18,89 6 36 17,44 0,90 40,00 18 8,72 20,00 7 32 19,83 0,85 37,65 16 9,92 18,82 8 22 13,63 0,85 25,88 11 6,82 12,94 9 30 16,19 0,88 34,09 15 8,10 17,05 Tổng 302 161,76 342,89 151 80,88 171,45 Bảng 1.2 CHƯƠNG 2: DỰ KIẾN PHƯƠNG THỨCVẬN HÀNH NHÀ MÁY ĐIỆN - CÂN BẰNG SƠ BỘ CÔNG SUẤT 2.1. Cân bằng công suất trong hệ thống điện 2.1.1. Cân bằng công suất tác dụng Tại mỗi thời diểm trong chế độ xác lập của hệ thống, công suất phát ra từ các nhà máy phải được cân bằng với công suất tiêu thụ, kể cả tổn thất công suất trong các mạng điện. Cân bằng công suất tác dụng có tính chất toàn hệ thống để đảm bảo tần số tại mọi nơi là như nhau. Phương trình cân bằng công suất tác dụng: PF≥Pyc=mPPTmax+∆P+Ptd +Pdt (2.1) Trong đó: PF : Tổng công suất tác dụng phát ra bởi các nhà máy điện. PF= PNM1+PNM2=200+270=470 MW (2.2) Pyc : Tổng công suất tác dụng yêu cầu. m : Hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại ( m=1). PPTmax : Tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ. ∆P : Tổng tổn thất công suất tác dụng trong hệ thống điện. ∆P=5%PPTmax=5%.302=15,1 MW Ptd : Tổng công suất tác dụng tự dùng của các nhà máy điện. Ptd=10%.200+10%.270=47MW Pdt : Tổng công suất tác dụng dự trữ của các nhà máy điện. Pdt=PF-(PPTmax+∆P+Ptd ) =470-302+15,1+47=105,9 MW Tổng công suất dự trữ trong hệ thống điện Pdt=105,9 MW lớn hơn công suất của một tổ máy lớn nhất là 50 MW, đồng thời lớn hơn 10%PPTmax=30,2 MW. Vậy, nguồn điện cung cấp đủ công suất tác dụng cho các phụ tải trong chế độ cực đại cũng như khi có sự cố ngừng một tổ máy phát có công suất lớn nhất của nhà máy điện. 2.1.2. Cân bằng công suất phản kháng Khác với công suất tác dụng, cân bằng công suất phản kháng vừa mang tính chất hệ thống vừa mang tính chất địa phương. Ở đâu lượng công suất phản kháng phát ra lớn hơn với lượng công suất phản kháng tiêu thụ thì ở đó điện áp sẽ tăng lên và ngược lại. Phương trình cân bằng công suất phản kháng: QF≥Qyc=mQPTmax+∆QL-QC+∆QBA+Qtd +Qdt (2.3) Trong đó: QF : Tổng công suất phản kháng phát ra bởi các nhà máy. QF=QNM1+QNM2=PNM1.tg+PNM2.tg⁡(arccosφ2) =200.tgarccos0,8+270.tgarccos0,85=317,33 MVAr Qyc : Tổng công suất phản kháng yêu cầu. QPTmax : Tổng công suất phản kháng cực đại của các hộ tiêu thụ. ∆QL: Tổng tổn thất công suất phản kháng trong cảm kháng của các đường dây . QC: Tổng công suất phản kháng do điện dung trên đường dây sinh ra. Tính toán sơ bộ ta lấy ∆QL=∆QC. ∆QBA : Tổng tổn thât công suất phản kháng của các máy biến áp. ∆QBA=15%QPTmax=15%.161,76=24,26 MW Qtd : Tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy điện. Chọn cosφtd1=cosφtd2=0,75 . Qtd=Ptd.tgarccosφtd=47.tgarccos0,75=41,45 MVAr Qdt : Tổng công suất phản kháng dự trữ trong hệ thống, khi cân bằng sơ bộ có thể lấy bằng công suất phản kháng của tổ máy lớn nhất. Qdt=50.tgarccos0.80=37,5 MVAr Qyc=161,76+24,26+41,45+37,5=264,9 MVAr<QF=317,33 MVAr Như vậy, ta không cần phải bù sơ bộ công suất phản kháng. 2.2. Dự kiến phương thức vận hành nhà máy điện 2.2.1. Khi phụ tải cực đại PPTmax= 302 MW Ở chế độ vận hành này, ta chọn nhà máy 2(NM2) là nhà máy làm nhiệm vụ cân bằng công suất. Nhà máy 1 (NM1) là nhà máy phát công suất kinh tế (Pkt= 85%Pđm ). Công suất phát kinh tế của NM1: PP1= 85%Pđm= 85%. 200 = 170 MW Công suất tự dùng của NM1: Ptd1= 10%Pđm= 10%.200 = 20 MW Công suất phát lên lưới của NM1: PPL1= 170 – 20 = 150 MW Tổng tổn thất công suất tác dụng trong hệ thống: ∆P=5%Pptmax=5%.302=15,1 MW Có Pycmax=mPptmax+∆P=302+15,1=317,1 MW Công suất phát lưới của NM2 là: PPL2= 317,1-150=167,1 MW Công suất tự dùng gần đúng của NM2: Ptd2= 10%.270 = 27 MW Công suất phát của NM2 là: PP2= 167,1+27=194,1 MW Như vậy NM2 phát 71,89% công suất đặt. 2.2.2. Khi phụ tải cực tiểu PPTmin= 151 MW Tổn thất công suất tác dụng trong hệ thống khi phụ tải cực tiểu là: ∆P=5%Pptmin=5%.151=7,55 MW Có : Pycmin=mPptmin+∆P=151+7,55=158,55 MW Khi phụ tải cực tiểu, ta cho 2 tổ máy của NM1 ngừng hoạt động, 2 tổ máy hoạt động với Pkt= 85%Pđm , cho 3 tổ máy của NM2 ngừng hoạt động, 3 tổ máy hoạt động với 100% công suất đặt. Công suất phát của NM1: PF1= 85%.100 = 85 MW Công suất tự dùng của NM1: Ptd1= 10%Pđm= 10%.100 = 10 MW Công suất phát lên lưới của NM1: PPL1= 85 – 10 = 75 MW Công suất phát lên lưới của NM2 : PPL2= Pycmin- PPL1= 158,55 – 75 = 83,55 MW Công suất tự dùng của NM2 : Ptd2= 10%.135 = 13,5 MW Công suất phát của NM2 : PF2= 13,5 + 83,55 = 97,05 MW Công suất đặt của 1 tổ máy của NM2 là 45MW nên NM2 phải vận hành 3tổ máy với 71,9% công suất đặt. 2.2.3. Trường hợp sự cố  Xét sự cố khi 1tổ máy lớn nhất ngừng làm việc, sự cố 1tổ máy của NM1. Cho NM1 phát 85% công suất: PF1= 150x0,85 = 127,5 MW Công suất tự dùng của NM1: Ptd1= 10%Pđm= 10%.150 = 15 MW Công suất phát lên lưới của NM1: PPL1= 127,5 – 15 = 112,5 MW Một cách gần đúng : Pycsc = Pycmax = 317,1 MW Do đó công suất phát lên lưới của NM2 là: PPL2=317,1 - 112,5 = 204,6 MW Công suất tự dùng của NM2 : Ptd2= 10%.270 = 27 MW Công suất phát của NM2 : PF2= 204,6 + 27 = 231,6 MW Như vậy NM2 sẽ phát 85,78% công suất đặt. Bảng tổng kết Chế độ Nhà máy nhiệt điện 1 Nhà máy nhiệt điện 2 Số TM làm việc Công suất phát Số TM làm việc Công suất phát Cực đại 4 170(85%Pđm) 6 194,1(71,9% Pđm) Cực tiểu 2 85(85%Pđm) 3 97,05(71,9% Pđm) Sự cố 3 127,5(85%Pđm) 6 231,6(85,78%Pđm) Bảng 2.1 CHƯƠNG 3: LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN NỐI ĐIỆN HỢP LÍ NHẤT VỀ KINH TẾ - KĨ THUẬT 3.1. Dự kiến các phương án nối dây của mạng lưới điện Các chỉ tiêu kinh tế- kĩ thuật của mạng lưới điện phụ thuộc rất nhiều vào sơ đồ nối điện. Vì vậy ta cần lựa chọn được phương án nối điện có chi phí nhỏ nhất đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cần thiết và chất lượng điện năng yêu cầu của các phụ tải, thuận tiện và an toàn trong vận hành, có khả năng phát triển phụ tải. Mạng lưới điện cần thiết kế có 8 phụ tải là hộ loại I, 1 phụ tải là hộ loại III. Để đảm bảo an toàn cung cấp điện và có thể giảm được tiết diện dây, đối với phụ tải loại I ta đi dây lộ kép, mạch vòng, còn phụ tải loại III thì ta đi dây lộ đơn. Để có sự liên hệ giữa hai nhà máy điện thì phải có đường dây liên lạc giữa hai nhà máy. Do đặc điểm về vị trí địa lý, phụ tải 2 và 7 nằm giữa hai nhà máy điện nên ta sẽ nối NM1- 2- NM2, rồi nối từ hộ 2 đến hộ 7, tất cả đều được đi dây lộ kép. Với các nhận xét trên, ta có các phương án nối dây như sau: - Phương án 1: Hình 3.1 - Phương án 2: Hình 3.2 - Phương án 3: Hình 3.3 - Phương án 4: Hình 3.4 - Phương án 5: Hình 3.5 3.2. Tính toán kĩ thuật các phương án 3.2.1. Phương án 1 1. Chọn điện áp định mức mạng lưới điện Để giảm tổn thất điện áp khi truyền tải, điện áp định mức của hệ thống phải được lựa chọn phù hợp. Áp dụng công thức Still để xác định điện áp vận hành tối ưu Utti: Utti=4,34li+16Pi (3.1) Trong đó: li là khoảng cách từ nguồn đến phụ tải i. Pi là công suất tác dụng cần truyền cho phụ tải i. - Tính điện áp định mức trên đường dây NM1- 2- NM2, + Nhà máy I được chọn làm nhà máy phát công suất kinh tế, nhà máy II là nhà máy cân bằng công suất. Ta có công suất tác dụng nhà máy I truyền đến phụ tải 2 như sau: PI-2=Pkt1-PPT-∆PMBAD-Ptd1 (3.2) Pkt1 là tổng công suất tác dụng phát kinh tế của nhà máy nhiệt điện I. PPTlà tổng công suất tác dụng của các phụ tải 1, 5, 6. PPT=34+34+36=104 MW ∆PMBAD là tổng tổn thất công suất tác dụng trên máy biến áp và đường dây: ∆PMBAD=5%PPT=5,2 MW Thay số vào ta được: PI-2=170-104-5,2-10%.200=40,8 MW + Công suất phản kháng chạy trên đường dây I - 2: QI-2=Qkt1-QPT-∆QMBA-Qtd1+∆QL-QC (3.3) Qkt1 là tổng công suất phản kháng phát ra của nhà máy nhiệt điện I. Qkt1=Pkt1.tgarccosφ=170.tgarccos0,8=127,5 MVAr QPT là tổng công suất phản kháng của các phụ tải 1, 5, 6. QPT=P1.tgarccosφ1+P5.tgarccosφ5+P6.tg(arccosφ6) =34.tgarccos0,90+34.tgarccos0,90+36.tgarccos0,90 =50,37 MVAr ∆QMBA là tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp. ∆QMBA=15%.QPT=15%.50,37=7,56 MVAr Qtd1 là tổng công suất phản kháng tự dùng của nhà máy điện I. Qtd1=Ptd1.tgarccosφtd=20.tgarccos0,75=17,64 MVAr Coi tổng tổn thất công suất phản kháng trong cảm kháng của đường dây bằng tổng tổn thất công suất do điện dung sinh ra. ∆QL=QC QI-2=Qkt1-QPT-∆QMBA-Qtd1-∆QL+QC =127,5-50,37-7,56-17,64=51,93 MVAr Vậy công suất toàn phần chạy trên đoạn I- 2 bằng : SI-2=40,8+j51,93 MVA Công suất truyền trên đoạn II-2 là : SII-2=S2+S7-SI-2=40+j23,73+32+j19,83-(40,8+j51,93) =31,2-j8,37 MVA + Điện áp tính toán trên đoạn đường dây I- 2 là : UI-2=4,3450,25+16×40,8=114,99 kV Điện áp tính toán trên đoạn đường dây II- 2 là : UII-2=4,3457,38+16×31,2=102,51 kV Tính toán tương tự cho các đoạn còn lại, ta có bảng kết quả sau: Đường dây i Công suất truyền tải Si, MVA Chiều dài đường dây li, km Điện áp tính toán Ui , kV I – 1 34 + j16,47 70,10 107,55 I –5 34 + j16,47 55,40 106,25 I – 6 36 + j17,44 81,80 111,31 II – 3 39 + j21,05 72,60 114,55 II – 4 35 + j16,95 61,10 108,16 II – 8 22 + j13,63 82,60 90,48 II - 9 30 + j16,19 54,63 100,35 I – 2 40,8 + j51,52 49,15 114,99 II – 2 31,2 – j8,37 58,70 102,51 2 – 7 32 + j19,83 34,37 101,45 Bảng 3.1 Nhận thấy, điện áp tính toán đều trong khoảng từ 70 đến 150 kV nên ta chọn điện áp chung cho toàn hệ thống là Uđm=110 kV . 2. Chọn tiết diện dây dẫn Dự kiến sử dụng đường dây trên không với dây dẫn là dây nhôm lõi thép AC cho lưới điện thiết kế. Đối với mạng điện khu vực, ta lựa chọn tiết diện dây Fkti theo điều kiện mật độ kinh tế của dòng điện Jkt: Fkti=IlvmaxiJkt (3.4) Dòng điện chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại Ilvmaxi được tính như sau: Ilvmaxi=Smaxin3Uđm.103 , A (3.5) Trong đó: n là số mạch của đường dây. Uđm là điện áp định mức của mạng điện, kV. Smaxi là công suất chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại, MVA. Theo đề bài, thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax=5200 h; tra bảng ( bảng 6-3, trang 225. Trần Bách. Lưới điện và Hệ thống điện. Tập 1. Nhà xuất bản Khoa học kĩ thuật. 2007) được Jkt=1 A/mm2. Sau khi tính được Fkt, ta tra bảng ( bảng 33, trang 288. Nguyễn Văn Đạm. Thiết kế các mạng và Hệ thống điện. Nhà xuất bản Khoa học kĩ thuật. 2005) để chọn tiết diện dây dẫn phù hợp. Đồng thời, ta kiểm tra các điều kiện sau: Khả năng xuất hiện vầng quang điện: FminVQ=70mm2 đối với cấp 110kV Độ bền cơ: FminBC=35mm2<FminVQ=70mm2 ta phối hợp với điều kiện về vầng quang nên không cần phải kiểm tra điều kiện này. Các dây dẫn sẽ lựa chọn được coi là đã hiệu chỉnh theo điều kiện vận hành Việt Nam, vì thế có thể bỏ qua các hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ. Điều kiện phát nóng khi xảy ra sự cố: Isc≤Icp * Đoạn I – 2: Dòng điện chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại bằng: II-2=40,82+51,93223.110.103=173,31 A FktI-2=II-2Jkt=172,471=173,31 mm2 Ta chọn dây AC-185 có Icp=510 A, thoả mãn điều kiện về vầng quang. Đối với đường dây liên kết NM1 – 2 – NM2, sự cố có thể xảy ra một trong hai trường hợp sau: . Ngừng một mạch trên đường dây kép. . Ngừng một tổ máy phát điện. + Khi ngừng một mạch của đường dây thì dòng điện trên mạch còn lại bằng: I1sc=2.II-2=2×173,31=346,62 A → I1sc<Icp + Khi ngừng một tổ máy phát điện thì ba máy phát còn lại sẽ phát 100% công suất. Do đó công suất NM1 phát ra là: PF1= 3x50= 150 MW Công suất tác dụng tự dùng của NM1: Ptd1= 10%Pđm= 10%.150 = 15 MW Công suất chạy trên đường dây là : PI-2=PF1-PPT-∆PMBAD-Ptd1=150-104-5,2-15=25,8 MW Công suất phản kháng chạy trên đường dây là : QI-2=QF1-QPT-∆QMBA-Qtd1-∆QL+∆QC =150.tg(arccos0,8)-50,37-7,56-15.tg⁡(arccos0,75) =41,35 MVAr Vậy SI-2=25,8+j41,35 MVA. Dòng công suất từ NM2 truyền vào đường dây II – 2 là: SII-2=S2+S7-SI-2=40+j11,87+32+j9,92-25,8-j41,35 =46,2-j19,56 MVA Như vậy, trong chế độ sự cố này thì công suất phản kháng được truyền từ đường dây II - 2 vào NM2. Dòng điện chạy trên đường dây I – 2 bằng: I2scI-2=25,82+41,35223.110.103=127,91(A)→I2scI-2<Icp * Đoạn II – 2: Dòng điện chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại bằng: III-2=31,22+8,37223.110.103=84,77 A FktI-2=III-2Jkt=84,771=84,77 mm2 Chọn dây AC-95 có Icp=330 A, thoả mãn điều kiện về vầng quang. + Khi ngừng một mạch của đường dây thì dòng điện trên mạch còn lại bằng: I1sc=2.III-2=2×84,77=169,54 A→ I1sc<Icp + Khi ngừng một tổ máy phát điện thì dòng điện chạy trên đường dây II – 2 là : I2scII-2=46,22+19,56223.110.103=131,66 A →I2scII-2<Icp * Đoạn 2 – 7: Dòng điện chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại bằng: I2-7=322+19,83223.110.103=98,80 A Fkt2-7=I2-7Jkt=98,801=98,80 mm2 Chọn dây AC-95 có Icp=330 A thoả mãn điều kiện về vầng quang. + Khi ngừng một mạch của đường dây thì dòng điện trên mạch còn lại bằng: I1sc=2.I2-7=2×98,80=197,60 A → I1sc<Icp * Tính toán tương tự cho các đường dây còn lại, ta có bảng kết quả sau: Đường dây S, MVA Ilvmax , A Fkt , mm2 Ftc-AC , mm2 Icp, A Isc, A Số mạch I – 1 34 + j16,47 198,28 198,28 185 510 1 I –5 34 + j16,47 99,14 99,14 95 330 198,28 2 I – 6 36 + j17,44 104,97 104,97 95 330 209,95 2 II – 3 39 + j21,05 116,31 116,31 120 380 232,61 2 II – 4 35 + j16,95 102,06 102,06 95 330 204,11 2 II – 8 22 + j13,63 67,92 67,92 70 265 135,85 2 II - 9 30 + j16,19 89,47 89,47 95 330 178,93 2 I – 2 40,8 + j51,93 173,31 173,31 185 510 346,62 2 II – 2 31,2 – j8,37 84,77 84,77 95 330 169,54 2 2 – 7 32 + j19,83 98,80 98,80 95 330 197,60 2 Đường dây l, km r0 , Ω/km x0 , Ω/km b0, 10-6S/km R, Ω X, Ω B/2, 10-6S/km I – 1 70,10 0,17 0,409 2,82 11,92 28,67 98,84 I –5 55,40 0,33 0,429 2,65 9,14 11,88 146,81 I – 6 81,80 0,33 0,429 2,65 13,50 17,55 216,77 II – 3 72,60 0,27 0,423 2,69 9,80 15,35 195,29 II – 4 61,10 0,33 0,429 2,65 10,08 13,11 161,92 II – 8 82,60 0,45 0,440 2,58 18,59 18,17 213,11 II - 9 54,63 0,33 0,429 2,65 9,01 11,72 144,77 I – 2 49,15 0,17 0,409 2,82 4,18 10,05 138,60 II – 2 58,70 0,33 0,429 2,65 9,69 12,59 155,56 2 – 7 34,37 0,33 0,429 2,65 5,67 7,37 91,08 Bảng 3.2 3. Tính tổn thất điện áp trong mạng lưới điện  Khi chọn sơ bộ các phương án cung cấp điện, ta có thể đánh giá chất lượng điện năng theo các giá trị của tổn thất điện áp. Trong chế độ phụ tải cực đại khi vận hành bình thường, phải đảm bảo : ∆Umaxbt%=10÷15% (3.6) Trong chế độ sự cố, phải đảm bảo : ∆Umaxsc%=10÷20% Tổn thất điện áp trên đường dây khi vận hành bình thường được xác định theo công thức : ∆Uibt%=Pi.Ri+Qi.XiU2đm.100% (3.7) Với : Pi,Qi là công suất tác dụng và phản kháng truyền trên đường dây thứ i. Ri,Xi là điện trở và điện kháng của đường dây thứ i. Đối với đường dây mạch kép, khi bị ngừng một mạch thì tổn thất điện áp trên đường dây còn lại bằng : ∆Uisc%=2∆Uibt% (3.8) * Đoạn I – 2 : Trong chế độ làm việc bình thường, tổn thất điện áp trên đường dây bằng : ∆U2bt%=40,8×4,18+51,93×10,051102.100%=5,72% Khi một mạch ngừng làm việc, tổn thất điện áp trên đường dây có giá trị : ∆U2sc%=2×5,72%=11,44% * Tính toán tương tự ta có bảng kết quả sau: Đường dây I-1 I-5 I-6 II-3 II-4 II-8 II-9 I-2 II-2 2-7 ∆Uibt, % 7,25 4,19 6,54 5,83 4,75 5,43 3,80 5,72 3,37 2,71 ∆Uisc, % 8,73 13,09 11,66 9,50 10,85 7,61 11,44 6,74 5,42 Bảng 3.3 Như vậy, tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện trong phương án 1 có giá trị: ∆Umaxbt%=7,25% Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố bằng : ∆Umaxsc%=13,09% 3.2.2. Phương án 2 1. Chọn điện áp định mức mạng lưới điện Công suất truyền trên đoạn I – 5 bằng: SI-5=S5+S7=34+j16,47+36+j17,44=70+j33,91 MVA Công suất truyền trên đoạn 5 – 7 bằng: S5-7=S7=36+j17,44 MVA Điện áp tính toán trên đoạn đường dây I - 5 là : UI-5=4,3455,40+16×70=148,79 kV Tính toán tương tự cho các đoạn còn lại, ta có bảng kết quả sau: Đường dây i Công suất truyền tải Si, MVA Chiều dài đường dây li, km Điện áp tính toán Ui , kV I – 1 34 + j16,47 70,10 107,55 I –5 70+j33,91 55,40 148,79 5 – 6 36 + j17,44 42,72 107,95 II – 3 39 + j21,05 72,60 114,55 II – 4 35 + j16,95 61,10 10