Dự kiến các phương án nối dây của mạng điện

Nguyên tắc chủ yếu của công tác thiết kế hệ thống điện là cung cấp điện tới các hộ tiêu thụ sao cho kinh tế nhất và bảo đảm độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải. Mục đích thiết kế là nhằm tìm ra một phương án phù hợp nhất vời các nguyên tắc đã nêu trên. Vì vậy lựa chọn phương án cung cấp điện hợp lí là một nhiệm vụ quan trọng trong thiết kế một hệ thống điện. Sau khi đưa ra được các phương án, ta dựa vào các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật, để chọn ra được phương án tốt nhất

doc46 trang | Chia sẻ: lvbuiluyen | Lượt xem: 1925 | Lượt tải: 0download
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Dự kiến các phương án nối dây của mạng điện, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
Chương iii chọn phương án cung cấp điện hợp lý Nguyên tắc chủ yếu của công tác thiết kế hệ thống điện là cung cấp điện tới các hộ tiêu thụ sao cho kinh tế nhất và bảo đảm độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải. Mục đích thiết kế là nhằm tìm ra một phương án phù hợp nhất vời các nguyên tắc đã nêu trên. Vì vậy lựa chọn phương án cung cấp điện hợp lí là một nhiệm vụ quan trọng trong thiết kế một hệ thống điện. Sau khi đưa ra được các phương án, ta dựa vào các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật, để chọn ra được phương án tốt nhất. I. Dự kiến các phương án nối dây của mạng điện . Từ việc phân tích nguồn và phụ tải ở hai chương đầu ta nhận thấy rằng hệ thống gồm cả các phụ tải điện loại I và loại III, do đó với mỗi hộ cần có các phương án nối dây khác nhau. Với các hộ tiêu thụ điện loại I để đảm bảo yêu cầu cung cấp điện với độ tin cậy cao cần thiết phải cấp điện bằng đường dây mạch kép hoặc mạch vòng cung cấp điện từ hai phía. Với hộ tiêu thụ điện loại III, chỉ cần cấp điện bằng đường dây mạch đơn. Các hộ tiêu thụ điện số 3, 4, 5, 8 sẽ được cung cấp điện từ nguồn NĐ do phân bố địa lý khá gần nguồn điện này trong khi các hộ số 2, 6, 7 sẽ được cấp điện từ nguồn HT. Để đảm bảo cho hệ thống điện vận hành linh hoạt thì cần phải có sự liên lạc giữa nguồn NĐ và nguồn HT. Việc dự kiến các phương án cũng được căn cứ vào các yếu tố chủ yếu sau: Vị trí địa lý của nguồn và các phụ tải Công suất của các phụ tải Yêu cầu cung cấp điện của các phụ tải Sau khi tính toán sơ bộ và loại bỏ các phương án tương tự nhau, ta giữ lại các phương án sau để so sánh kinh tế kỹ thuật. Phương án 1 Hình 3.1: Sơ đồ nối dây phương án 1 Phương án 2 Hình 3.2: Sơ đồ nối dây phương án 2 Phương án 3 Hình 3.3: Sơ đồ nối dây phương án 3 Phương án 4 Hình 3.4: Sơ đồ nối dây phương án 4 Phương án 5 Hình 3.5: Sơ đồ nối dây phương án 5 nguyên tắc chung để thành lập ẫn cung cấp đủ cho các phụ tải là phát 90 MWii. tính toán kĩ thuật các phương án. A. Phương pháp chung. 1. Tính dòng công suất chạy trên các lộ đường dây. 2. Lựa chọn cấp điện áp vận hành. Lựa chọn cấp điện áp vận hành cho mạng điện là một nhiện vụ rất quan trọng, bởi vì trị số điện áp ảnh hưởng trực tiếp đến các chỉ tiêu kinh tế, kĩ thuật của mạng điện. Để chọn được cấp điện áp hợp lý phải thỏa mãn các yêu cầu sau : - Phải đáp ứng được yêu cầu mở rộng của phụ tải sau này. - Cấp điện áp phải phù hợp với tình hình lưới điện hiện tại và phù hợp tình hình lưới điện quốc gia. Việc lựa chọn cấp điện áp của mạng điện chủ yếu dựa vào kinh nghiệm tổng kết. Theo công thức kinh nghiệm Still: Trong đó: điện áp đường dây thứ i (kV) : chiều dài đường dây thứ i (km) : công suất tác dụng truyền tải trên đường dây thứ i (MW) 3. Lựa chọn tiết diện dây dẫn. Trong mạng điện thiết kế dự kiến dùng dây AC trên không. Các dây được mắc trên cột theo hình tam giác, khoảng cách D= 5m. Tiết diện dây dẫn chọn theo mật độ kinh tế () Với thời gian sử dụng công suất cực đại = 4500h, ta có mật độ kinh tế của dòng điện là = 1.1A/. Dòng điện chạy trên đoạn đường dây được xác định theo biểu thức: , n là số mạch của đường dây. Tiết diện dây tiêu chuẩn được chọn theo trị số Fi đồng thời thỏa mãn điều kiện phóng điện vầng quang. 4. Kiểm tra các điều kiện kĩ thuật. a. Điều kiện phát nóng. Dây được chọn phải bảo đảm điều kiện: , với : dòng điện sự cố nguy hiểm nhất; : dòng điện cho phép chạy qua lâu dài trong dây dẫn. b. Điều kiện tổn thất điện áp. Các phương án được chọn phải đảm bảo các điều kiện về tổn thất điện áp lúc bình thường và khi sự cố như sau: rU% 10% rU% 20% Với rU% , rU% là tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ phụ tải cực đại và khi sự cố. Công thức chung để tính tổn thất điện áp các lộ như sau: rU% Trong đó: : điện áp định mức của mạng điện (kV) : công suất tác dụng và công suất phản kháng trên đoạn đường dây thứ i (MW, MVAr) : điện trở và điện kháng của đoạn đường dây thứ i ( W ) n : số mạch đường của dây. Trong chế độ sự cố ta giả thiết rằng bị đứt một trong 2 đường dây và chỉ đứt ở đoạn đầu nguồn. Vì công suất truyền tải trên các đoạn đường dây là không thay đổi nên các đoạn đường dây đôi có một dây bị đứt sẽ có điện trở và điện kháng tăng 2 lần so với lúc bình thường, do đó tổn thất điện áp sẽ tăng lên 2 lần còn các đoạn khác thì tổn thất vẫn không thay đổi. B. Tính toán cụ thể cho từng phương án. 1. Phương án 1. Hình 3.1: Sơ đồ nối dây phương án 1 1.1. Tính dòng công suất trên các lộ đường dây. Phân bố dòng công suất trên các nhánh: = 52 + j28,43 (MVA) = 28 + j13,56 (MVA) = 32 + j15,5 (MVA) = 51 + j28,09 (MVA) = 25 + j15,49 (MVA) = 43 + j22,86 (MVA) = 28 + j13,56 (MVA) Xét riêng các đoạn đường dây liên lạc giữa 2 nguồn điện: Khi định phương thức vận hành cho nàh máy điện, trong chế độ phụ tải cực đại, công suất phát kinh tế của nguồn NĐ là 108MW. Công suất chạy trên đoạn NĐ-1 là: = = (108 + j81) - (51 + j28,09 + 43 + j22,86) =14 + j30,05 MVA Công suất chạy trên đoạn HT-1 là: =48 + j23,25 – (14 + j30,05) =34 – j6,8 MVA Ta có bảng tổng hợp kết quả phân bố dòng công suất như sau: Bảng 3.1 Nhánh P, MW Q, MVAr S, MVA HT-6 52 28,43 59.27 6-7 28 13,56 31.11 HT-2 32 15,50 35.56 NĐ-3 51 28,09 58.22 3-4 25 15,49 29.41 NĐ-8 43 22,86 48.70 8-5 28 13,56 31.11 HT-1 34 6,81 34.67 NĐ-1 14 30.05 33.15 1.2. Chọn điện áp danh định. Xét nhánh HT-6: có P = 52 MW, l = 41,2 km. Do đó điện áp tính toán là: U = 4,34 = 4,34 = 128,25 kV Xét các nhánh còn lại, ta tính tương tự như trên, các kết quả được tổng hợp trong bảng sau: Bảng 3.2 Nhánh Pi-j, MW L, km U, kV HT-6 52 41.2 128.25 6-7 28 36 95.48 HT-2 32 50 102.89 NĐ-3 51 56.6 128.20 3-4 25 36 90.62 NĐ-8 43 44.7 117.48 8-5 28 31.6 95.05 HT-1 34 72.8 107.79 NĐ-1 14 59.8 73.11 Dựa vào bảng trên ta thấy các giá trị điện áp tính toán nằm xung quanh giá trị 110kV do đó ta chọn điện áp danh định là của mạng điện thiết kế là 110 kV. 1.3. Chọn tiết diện dây dẫn. Xét nhánh HT-6: Các nhánh còn lại cũng được tính toán tương tự, ta có bảng kết quả sau: Bảng 3.3 Nhánh N P, MW Q, MVAr S, MVA Imax, A Ftt, mm2 HT-6 2 52 28.43 59.27 155.53 141.40 6-7 2 28 13.56 31.11 81.65 74.22 HT-2 2 32 15.50 35.56 93.31 84.83 NĐ-3 2 51 28.09 58.22 152.79 138.90 3-4 1 25 15.49 29.41 154.37 140.34 NĐ-8 2 43 22.86 48.70 127.80 116.18 8-5 1 28 13.56 31.11 163.29 148.45 HT-1 2 34 6.81 34.67 91.00 82.72 NĐ-1 2 14 30.05 33.15 87.01 79.10 Từ trị số F trên ta chọn tiết diện dây cho các nhánh như sau: Bảng 3.4 Nhánh n Dây dẫn L,km r0 (Ω/km) x0 (Ω/km) b010-6 (S/km) RD (Ω) XD (Ω) BD10-4 (S) HT-6 2 AC-150 41.2 0.21 0.42 2.74 4.33 8.57 2.26 6-7 2 AC-95 36 0.33 0.43 2.65 5.94 7.74 1.91 HT-2 2 AC-95 50 0.33 0.43 2.65 8.25 10.75 2.65 NĐ-3 2 AC-150 56.6 0.21 0.42 2.74 5.94 11.77 3.10 3-4 1 AC-150 36 0.21 0.42 2.74 7.56 14.98 0.99 NĐ-8 2 AC-120 44.7 0.27 0.42 2.69 6.03 9.45 2.40 8-5 1 AC-150 31.6 0.21 0.42 2.74 6.64 13.15 0.87 HT-1 2 AC-120 72.8 0.27 0.42 2.69 9.83 15.40 3.92 NĐ-1 2 AC-120 59.8 0.27 0.42 2.69 8.07 12.65 3.22 Với R = .r.l ; X = .x.l ; B = n.b.l (với n là số mạch). 1.4. Kiểm tra điều kiện kỹ thuật. a. Điều kiện phát nóng. Sự cố đứt một đường dây mạch kép : Giả sử các lộ đường dây mạch kép bị đứt một lộ trong chế độ phụ tải cực đại thì dòng điện chạy trên mạch đường dây còn lại sẽ phải tải công suất gấp đôi lúc trước sự cố: IscDZ = 2Imax. Dây dẫn được chọn phải có dòng điện cho phép lớn hơn dòng điện khi xảy ra sự cố. Sự cố hỏng 1 tổ máy phát điện: Giả thiết sự cố 1 tổ máy phát, khi đó chỉ có dòng công suất truyền trên các đoạn đường dây HT-1 và NĐ-1 thay đổi, dòng công suất trên các đường dây còn lại không thay đổi so với chế độ phụ tải cực đại. Khi sự cố 1 tổ máy phát, ta có PNĐ = 2x50 = 100 MW Công suất yêu cầu nguồn nhiệt điện: Pyc = Ppt + ồPtd + ồDP Trong đó: Ppt = P3 + P4 + P5 + P8 = 26 + 25 + 28 + 15 = 94 MW ồPtd = 10 MW ồDP = 10%Ppt = 0,1´94 = 9,4 MW Ta có: Pyc = 94 + 10 + 9,4 = 113,4 MW lớn hơn khả năng cấp của nguồn nhiệt điện, do đó cần huy động thêm công suất từ nguồn hệ thống. P1-NĐ = Pyc - PNĐ = 113,4 – 100 = 13,4 MW Q1-NĐ = P1-NĐ´tgj = 13,4´0,6 = 8,04 MW SHT-1 = S1 + S1-NĐ = (48 + j23,25) + (13,4 + j8,04) =61,4 + j31,29 MVA Ta có dòng điện sự cố trên các nhánh đường dây liên lạc như sau: So sánh giá trị dòng cho phép của dây dẫn và dòng điện sự cố qua bảng 3.5 ta thấy tiết diện dây đã chọn đạt yêu cầu đảm bảo điều kiện phát nóng khi sự cố. Bảng 3.5 Nhánh Loại dây Imax(A) IscDZ (A) IscMF (A) Icp(A) HT-6 AC150 155.53 311.07 155.53 445 6-7 AC95 81.65 163.29 81.65 330 HT-2 AC95 93.31 186.62 93.31 330 NĐ-3 AC150 152.79 305.59 152.79 445 3-4 AC150 154.37 154.37 154.37 445 NĐ-8 AC120 127.80 255.61 127.80 380 8-5 AC150 163.29 163.29 163.29 445 HT-1 AC120 91.00 181.99 184,2 380 NĐ-1 AC120 87.01 174.01 41 380 b. Về tổn thất điện áp trong chế độ phụ tải cực đại Nhánh HT-6 có = 52 + j28,43 (MVA); R = 4,33 (W) ; X = 8,57 (W) Tổn thất điện áp ở chế độ phụ tải cực đại là : rU% = 3,87% Tương tự với các nhánh còn lại ta có bảng kết quả : Bảng 3.6 Nhánh P(MW) Q(MVAR) RD (Ω) XD (Ω) rU% HT-6 52 28.43 4.33 8.57 3.87 6-7 28 13.56 5.94 7.74 2.24 HT-2 32 15.50 8.25 10.75 3.56 NĐ-3 51 28.09 5.94 11.77 5.24 3-4 25 15.49 7.56 14.98 3.48 NĐ-8 43 22.86 6.03 9.45 3.93 8-5 28 13.56 6.64 13.15 3.01 HT-1 34 6.81 9.83 15.40 3.63 NĐ-1 14 30.05 8.07 12.65 4.08 Tổng hợp tổn thất điện áp tại các nhánh từ nguồn đến phụ tải như sau: rUHT-7% = rUHT-6% + rU6-7% = 3.87 + 2.24 = 6.11 (%) rUNĐ-4% = rUNĐ-3% + rU3-4% = 5.24 + 3.48 = 8.72 (%) rUNĐ-5% = rUNĐ-8% + rU8-5% = 3.93 + 3.01 = 6.94 (%) rUHT-NĐ% = rUHT-1% + rU1-NĐ% = 3.63 + 4.08 = 7.71 (%) Bảng 3.7 Nhánh rU% HT-7 6.11 HT-2 3.56 NĐ-4 8.72 NĐ-5 6.94 HT-NĐ 7.71 c. Về tổn thất điện áp khi sự cố Qua bảng 3.6 ta dễ dàng nhận thấy rằng khi đứt một đường dây trên nhánh NĐ-3 thì tổn thất điện áp trên hệ thống sẽ lớn nhất. Khi đó : rU% = 2rU+rU = 2´5,24+3,48 = 13,96% Khi sự cố 1 tổ máy phát, tổn thất điện áp trên các nhánh không thay đổi so với chế độ phụ tải cực đại chỉ có các nhánh đường dây liên lạc thay đổi như sau: rU% = 8,97% rU% = 1,73% Như vậy phương án 1 có tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bình thường là 8,72% trên nhánh NĐ-4; tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là 13,96% khi đứt 1 mạch trên nhánh NĐ-3. 2. Phương án 2. Hình 3.2: Sơ đồ nối dây phương án 2 2.1. Tính dòng công suất trên các lộ đường dây. Phân bố công suất trên các nhánh đường dây cũng như trên các đoạn đường dây liên lạc được tính tương tự như phương án 1, ta có bảng tổng hợp kết quả phân bố dòng công suất như sau: Bảng 3.8 Nhánh P, MW Q, MVAr S, MVA HT-6 24 28.43 37.21 HT-7 28 13.56 31.11 HT-2 32 15.50 35.56 NĐ-3 51 28.09 58.22 3-4 25 15.49 29.41 NĐ-8 43 22.86 48.70 8-5 28 13.56 31.11 HT-1 34 6.80 34.67 NĐ-1 14 30.05 33.15 2.2. Chọn điện áp danh định. Tính tương tự phương án I, ta chọn điện áp danh định của mạng là 110 kV. 2.3. Chọn tiết diện dây dẫn. Tiết diện dây dẫn được chọn thể hiện trong bảng 3.10 Bảng 3.10 Nhánh N P, MW Q, MVAr S, MVA Imax, A Ftt, mm2 HT-6 2 24 28.43 37.21 97.65 88.77 HT-7 2 28 13.56 31.11 81.65 74.22 HT-2 2 32 15.50 35.56 93.31 84.83 NĐ-3 2 51 28.09 58.22 152.79 138.90 3-4 1 25 15.49 29.41 154.37 140.34 NĐ-8 2 43 22.86 48.70 127.80 116.18 8-5 1 28 13.56 31.11 163.29 148.45 HT-1 2 34 6.80 34.67 91.00 82.72 NĐ-1 2 14 30.05 33.15 87.01 79.10 Từ trị số F trên ta chọn tiết diện dây cho các nhánh như sau: Bảng 3.11 Nhánh n Dây dẫn L,km r0 (Ω/km) x0 (Ω/km) b010-6 (S/km) RD (Ω) XD (Ω) BD10-4 (S) HT-6 2 AC-95 41.2 0.33 0.43 2.65 6.80 8.86 2.18 HT-7 2 AC-95 44.7 0.33 0.43 2.65 7.38 9.61 2.37 HT-2 2 AC-95 50 0.33 0.43 2.65 8.25 10.75 2.65 NĐ-3 2 AC-150 56.6 0.21 0.42 2.74 5.94 11.77 3.10 3-4 1 AC-150 36 0.21 0.42 2.74 7.56 14.98 0.99 NĐ-8 2 AC-120 44.7 0.27 0.42 2.69 6.03 9.45 2.40 8-5 1 AC-150 31.6 0.21 0.42 2.74 6.64 13.15 0.87 HT-1 2 AC-120 72.8 0.27 0.42 2.69 9.83 15.40 3.92 NĐ-1 2 AC-120 59.8 0.27 0.42 2.69 8.07 12.65 3.22 Với R = .r.l ; X = .x.l ; B = n.b.l (với n là số mạch). 2.4. Kiểm tra các điều kiện kỹ thuật. a. Điều kiện phát nóng. - Khi sự cố đứt 1 đường dây mạch kép - Khi sự cố 1 tổ máy phát Bảng 3.12 Nhánh Loại dây Imax(A) IscDZ(A) IscMF(A) Icp(A) HT-6 AC95 97.65 195.23 97.65 330 HT-7 AC95 81.65 163.29 81.65 330 HT-2 AC95 93.31 186.62 93.31 330 NĐ-3 AC150 152.79 305.59 152.79 445 3-4 AC150 154.37 154.37 154.37 445 NĐ-8 AC120 127.80 255.61 127.80 380 8-5 AC150 163.29 163.29 163.29 445 HT-1 AC120 91.00 181.99 184,2 380 NĐ-1 AC120 87.01 174.01 41 380 b. Về tổn thất điện áp trong chế độ phụ tải cực đại Kết quả tính toán tổn thất điện áp trong chế độ phụ tải cực đại của phương án II được thể hiện trong bảng 3.13 Bảng 3.13 Nhánh P(MW) Q(MVAR) RD (Ω) XD (Ω) rU% HT-6 24 28.43 6.80 8.86 3.43 HT-7 28 13.56 7.38 9.61 2.78 HT-2 32 15.50 8.25 10.75 3.56 NĐ-3 51 28.09 5.94 11.77 5.24 3-4 25 15.49 7.56 14.98 3.48 NĐ-8 43 22.86 6.03 9.45 3.93 8-5 28 13.56 6.64 13.15 3.01 HT-1 34 6.80 9.83 15.40 3.63 NĐ-1 14 30.05 8.07 12.65 4.08 Tổng hợp tổn thất điện áp tại các nhánh từ nguồn đến phụ tải như sau Bảng 3.14 Nhánh rU% HT-6 3.43 HT-7 2.78 HT-2 3.56 NĐ-4 8.72 NĐ-5 6.94 HT-NĐ 7.71 Qua bảng 3.14, ta thấy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bình thường là 8,72% trên nhánh NĐ-4. c. Về tổn thất điện áp khi sự cố Khi sự cố đứt một đường dây trên nhánh NĐ-3 thì tổn thất điện áp trên hệ thống lớn nhất là: rU% = 2rU+rU = 2´5,24+3,48 = 13,96% Khi sự cố 1 tổ máy phát, tổn thất điện áp trên các nhánh không thay đổi so với chế độ phụ tải cực đại chỉ có các nhánh đường dây liên lạc thay đổi như sau: rU% = 8,97% rU% = 1,73% Như vậy phương án 2 có tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bình thường là 8,72% trên nhánh NĐ-4; tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là 13,96% khi đứt 1 mạch trên nhánh NĐ-3. 3. Phương án 3. Hình 3.3: Sơ đồ nối dây phương án 3 3.1. Tính dòng công suất trên các lộ đường dây. Phân bố công suất trên các nhánh đường dây cũng như trên các đoạn đường dây liên lạc được tính tương tự như phương án 1, ta có bảng tổng hợp kết quả phân bố dòng công suất như sau: Nhánh P, MW Q, MVAr S, MVA HT-6 52 28.43 59.27 6-7 28 13.56 31.11 NĐ-3 51 28.09 58.22 3-4 25 15.49 29.41 NĐ-8 43 22.86 48.70 8-5 28 13.56 31.11 HT-2 66.00 8.70 66.57 2-1 34.00 6.80 34.67 1-NĐ 14 30.05 33.15 3.2. Chọn điện áp danh định. Tính tương tự phương án I, ta chọn điện áp danh định của mạng là 110 kV. 3.3. Chọn tiết diện dây dẫn. Tiết diện dây dẫn được chọn thể hiện trong bảng 3.17 Bảng 3.17 Nhánh N P, MW Q, MVAr S, MVA Imax, A Ftt, mm2 HT-6 2 52 28.43 59.27 155.53 141.40 6-7 2 28 13.56 31.11 81.65 74.22 NĐ-3 2 51 28.09 58.22 152.79 138.90 3-4 1 25 15.49 29.41 154.37 140.34 NĐ-8 2 43 22.86 48.70 127.80 116.18 8-5 1 28 13.56 31.11 163.29 148.45 HT-2 2 66.00 8.70 66.57 174.70 158.82 2-1 2 34.00 6.80 34.67 91.00 82.72 1-NĐ 2 14 30.05 33.15 87.01 79.10 Từ trị số F trên ta chọn tiết diện dây cho các nhánh như sau: Bảng 3.18 Nhánh n Dây dẫn L,km r0 (Ω/km) x0 (Ω/km) b010-6 (S/km) RD (Ω) XD (Ω) BD10-4 (S) HT-6 2 AC150 41.2 0.21 0.42 2.74 4.33 8.57 2.26 6-7 2 AC95 36 0.33 0.43 2.65 5.94 7.74 1.91 NĐ-3 2 AC150 56.6 0.21 0.42 2.74 5.94 11.77 3.10 3-4 1 AC150 36 0.21 0.42 2.74 7.56 14.98 0.99 NĐ-8 2 AC120 44.7 0.27 0.42 2.69 6.03 9.45 2.40 8-5 1 AC150 31.6 0.21 0.42 2.74 6.64 13.15 0.87 HT-2 2 AC185 50 0.16 0.41 2.78 4.00 10.23 2.78 2-1 2 AC185 44.7 0.16 0.41 2.78 3.58 9.14 2.49 1-NĐ 2 AC185 59.8 0.16 0.41 2.78 4.78 12.23 3.32 Với R = .r.l ; X = .x.l ; B = n.b.l (với n là số mạch). 3.4. Kiểm tra các điều kiện kỹ thuật. a. Điều kiện phát nóng. - Khi sự cố đứt 1 đường dây mạch kép - Khi sự cố 1 tổ máy phát Bảng 3.19 Nhánh Loại dây Imax(A) IscDZ(A) IscMF(A) Icp(A) HT-6 AC-150 155.53 311.1 155.53 445 6-7 AC-95 81.65 163.3 81.65 330 NĐ-3 AC-150 152.79 305.6 152.79 445 3-4 AC-150 154.37 154.4 154.37 445 NĐ-8 AC-120 127.80 255.6 127.80 380 8-5 AC-150 163.29 163.3 163.29 445 HT-2 AC-185 174.70 349.4 174.70 510 2-1 AC-185 91.00 182.0 184,2 510 1-NĐ AC-185 87.01 174.0 41 510 b. Về tổn thất điện áp trong chế độ phụ tải cực đại Kết quả tính toán tổn thất điện áp trong chế độ phụ tải cực đại của phương án 3 được thể hiện trong bảng 3.20 Bảng 3.20 Nhánh P(MW) Q(MVAR) RD (Ω) XD (Ω) rU% HT-6 52 28.43 4.33 8.57 3.87 6-7 28 13.56 5.94 7.74 2.24 NĐ-3 51 28.09 5.94 11.77 5.24 3-4 25 15.49 7.56 14.98 3.48 NĐ-8 43 22.86 6.03 9.45 3.93 8-5 28 13.56 6.64 13.15 3.01 HT-2 66.00 8.70 4.00 10.23 2.92 2-1 34.00 6.80 3.58 9.14 1.52 1-NĐ 14 30.05 4.78 12.23 3.59 Tổng hợp tổn thất điện áp tại các nhánh từ nguồn đến phụ tải như sau Bảng 3.21 Nhánh rU% HT-7 6.11 NĐ-4 8.72 NĐ-5 6.94 HT-NĐ 8.03 Qua bảng 3.21, ta thấy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bình thường là 8,72% trên nhánh NĐ-4. c. Về tổn thất điện áp khi sự cố Khi sự cố đứt một đường dây trên nhánh NĐ-3 thì tổn thất điện áp trên hệ thống lớn nhất là: rU% = 2rU+rU = 2´5,24+3,48 = 13,96% Khi sự cố 1 tổ máy phát, tổn thất điện áp trên các nhánh không thay đổi so với chế độ phụ tải cực đại chỉ có các nhánh đường dây liên lạc thay đổi như sau: rU% = 8,97% rU% = 1,73% Như vậy phương án 3 có tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bình thường là 8,72% trên nhánh NĐ-4; tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là 13,96% khi đứt 1 mạch trên nhánh NĐ-3. 4. Phương án 4. Hình 3.4: Sơ đồ nối dây phương án 4 4.1. Tính dòng công suất trên các lộ đường dây. Phân bố công suất trên các nhánh đường dây cũng như trên các đoạn đường dây liên lạc được tính tương tự như phương án 1, ta có bảng tổng hợp kết quả phân bố dòng công suất như sau: Nhánh P, MW Q, MVAr S, MVA HT-7 28 13.56 31.11 HT-2 32 15.50 35.56 NĐ-3 51 28.09 58.22 3-4 25 15.49 29.41 NĐ-8 43 22.86 48.70 8-5 28 13.56 31.11 HT-6 58 8.07 58.56 6-1 34 6.80 34.67 1-NĐ 14 30.05 33.15 4.2. Chọn điện áp danh định. Tính tương tự phương án I, ta chọn điện áp danh định của mạng là 110 kV. 4.3. Chọn tiết diện dây dẫn. Tiết diện dây dẫn được chọn thể hiện trong bảng 3.24 Bảng 3.24 Nhánh N P, MW Q, MVAr S, MVA Imax, A Ftt, mm2 HT-7 2 28 13.56 31.11 81.65 74.22 HT-2 2 32 15.50 35.56 93.31 84.83 NĐ-3 2 51 28.09 58.22 152.79 138.90 3-4 1 25 15.49 29.41 154.37 140.34 NĐ-8 2 43 22.86 48.70 127.80 116.18 8-5 1 28 13.56 31.11 163.29 148.45 HT-6 2 58 8.07 58.56 153.68 139.71 6-1 2 34 6.80 34.67 91.00 82.72 1-NĐ 2 14 30.05 33.15 87.01 79.10 Từ trị số F trên ta chọn tiết diện dây cho các nhánh như sau: Bảng 3.25 Nhánh n Dây dẫn L,km r0 (Ω/km) x0 (Ω/km) b010-6 (S/km) RD (Ω) XD (Ω) BD10-4 (S) HT-7 2 AC-95 44.7 0.33 0.43 2.65 7.38 9.61 2.37 HT-2 2 AC-95 50 0.33 0.43 2.65 8.25 10.75 2.65 NĐ-3 2 AC-150 56.6 0.21 0.42 2.74 5.94 11.77 3.10 3-4 1 AC-150 36 0.21 0.42 2.74 7.56 14.98 0.99 NĐ-8 2 AC-120 44.7 0.27 0.42 2.69 6.03 9.45 2.40 8-5 1 AC-150 31.6 0.21 0.42 2.74 6.64 13.15 0.87 HT-6 2 AC-150 41.2 0.21 0.42 2.74 4.33 8.57 2.26 6-1 2 AC-150 42.4 0.21 0.42 2.74 4.45 8.82 2.32 1-NĐ 2 AC

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • docCh3-45.doc
  • docCh1+2-10.doc
  • docCh4-8.doc
  • docCh5-31.doc
  • docCh6-18.doc
  • docCh7-4.doc