Thiết kế lưới điện - Phân tích đặc điểm nguồn và phụ tải

Lời nói đầu Trong quá trình công nghiệp hoá - hiện đại hoá ở nước ta điện lực đóng một vai trò vô cùng quan trọng . Nó là nền tảng cho sự phát triển các ngành kinh tế : công nghiệp , nông nghiệp , quốc phòng ,an ninh , văn hoá xã hội.....và phục vụ nhu cầu sinh hoạt dân sinh . Chính vì vậy mà ngành điện lực luôn được ưu tiên phát triển trước một bước so với các ngành dân sinh khác . Nhằm đáp ứng sự tăng trưởng và phát triển liên tục của nền kinh tế ở nước ta , ngành điện đã và đang không ngừng nghiên cứu , tìm tòi những giải pháp tối ưu nhằm cung cấp điện năng đạt hiệu quả cao nhất . Vì thế mà nhà nước và ngành năng lượng luôn chú trọng trong công tác đào tạo và giáo dục các thế hệ sinh viên hệ thống điện với những kiến thức sâu sắc , toàn diện về mạng lưới điện cũng như cả hệ thống điện để dần từng bước làm chủ công nghệ và phát triển ngành công nghiệp điện lực phục vụ tốt công cuộc điện khí hoá ở nước ta . Đồ án tốt nghiệp “ Thiết kế lưới điện” nhằm mục đích để sinh viên biết vận dụng những kiến thức cơ bản đã được học và nghiên cứu vào thực tiễn Chương I Phân tích đặc điểm nguồn và phụ tải Trong công tác thiết kế mạng điện, việc đầu tiên ta cần phải nắm bắt được các thông tin về nguồn điện và phụ tải nhằm định hướng cho việc thiết kế, cần phải xác định vị trí nguồn điện, phụ tải công suất và các dự kiến xây dựng phát triển trong tương lai. Xác định nhu cầu điện năng trong thời gian kế hoạch: bao gồm tổng công suất điện và lượng điện năng tiêu thụ hiện nay của từng hộ phụ tải, từ đó định hướng cho việc thiết kế kết cấu của mạng điện. 1.1 ) Nguồn điện 1) Nhà máy nhiệt điện Gồm 3 tổ máy x 100 MW , cos j = 0,85 , Uđm = 10,5 kV Để nhà máy nhiệt điện phát kinh tế thì công suất phát kinh tế PFkt = (80 - 90% ) Pđm Công suất tự dùng của nhà máy Ptd= (6 - 15% )Pđm Trong thiết kế ta có PFkt = 85% Pđm Ptd = 10% Pđm Dự kiến cho một số trường hợp : Khi phụ tải max 3 tổ máy làm việc và phát với PFkt = = 255 MW Khi phụ tải min 2 tổ máy làm việc và phát với PFkt = MW Khi sự cố 1 máy phát , 2 máy phát còn lại làm việc với 100% công suất 2)Hệ thống Hệ thống có công suất vô cùng lớn , hệ số công suất trên thanh góp 110 kV bằng 0,85 Nhà máy cách hệ thống tương đối xa 1.2. Phụ tải phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pmax(MW) 40 38 40 36 38 40 40 38 40 Pmin(MW) 28 26,6 28 25,2 26,6 28 28 26,6 28 cos j 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 QMax(MVAr) 19,36 18,4 19,36 17,42 18,4 19,36 19,36 18,4 19,36 QMin(MVAr) 13,56 12,88 13,56 12,2 12,88 13,56 13,56 12,88 13,56 Loại phụ tải I I I I I I I I I ĐCĐA KT KT KT KT KT KT KT KT KT Utc (KV) 10 10 10 10 10 10 10 10 10 Gồm có 9 phụ tải , tất cả là hộ loại I , yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường , cần được cung cấp điện với độ tin cậy cao Công suất yêu cầu ở chế độ cực đại là : ồPMax = 350 MW lớn hơn Pfkt của nhà máy nhiệt điện , nên mạng phải lấy thêm công suất từ hệ thống Trong chế độ cực tiểu có ồPMin = 70% Ppttmax = 0,7 . 350 = 245 MW Chương II Cân bằng công suất trong hệ thống điện. Cân bằng công suất trong hệ thống điện trước hết là xem khả năng cung cấp điện và tiêu thụ điện của hệ thống có cân bằng hay không . Vì điện năng có đặc điểm là không thể dự trữ được nên phụ tải yêu cầu đến đâu thì hệ thống cung cấp đến đó , do đó công suất phát của hệ thống và nhà máy cần phải luôn luôn thay đổi theo trạng thái phụ tải . Công suất của nguồn phải luôn cân bằng với phụ tải tại mọi thời điểm vận hành . 2.1 – Cân bằng công suất tác dụng Cân bằng công suất tác dụng rất cần thiết để giữ được tần số bình thường . Cân bằng công suất có tính toàn hệ thống và nó được biểu diễn bởi công thức ồPF + ồPHT = mồPPt max + ồDPmđ +ồPtd +ồPdt Trong đó : ồPF : tổng công suất NMĐ , ồPFkt = 255 MW ồPHT : công suất tác dụng lấy từ hệ thống m : hệ số đồng thời , m = 1 ồPPt max : tổng công suất yêu cầu của phụ tải ở chế độ cực đại ồDPmđ : tổng tổn thất công suất trên đường dây và trong máy biến áp trong tính toán sơ bộ lấy ồDPmđ = 5%ồPPt max ồPtd : tổng công suất tự dùng của nhà máy ồPtd = 10%ồPFkt ồPdt :tổng công suất dự trữ lấy từ hệ thống nên coi ồPdt = 0 Ta có : 255 + ồPHT = 350 + 0,05.350 + 0,1.255 + 0 ồPHT = 138 MW Như vậy , trong chế độ phụ tải cực đại nhà máy cần một lượng công suất là 138MW từ hệ thống . 2. 2.Cân bằng công suất phản kháng Để giữ điện áp bình thường cần có sự cân bằng công suất phản kháng ở hệ thống nói chung và từng khu vực nói riêng . Sự thiếu hụt công suất phản kháng sẽ làm cho điện áp suy giảm . Do đó để hệ thống vận hành ở chế độ ổn định không chỉ cần có sự cân bằng công suất tcá dụng mà còn cần tới sự cân bằng công suất phản kháng . Sự cân bằng công suất phản kháng được biểu diễn bằng phương trình sau ồQHT +ồQF +ồQb = mồQPt max + ồDQba + ồDQL - ồQC + ồQtd + ồQdt (*) Trong đó : ồQF : Tổng công suất phát ra của nhà máy nhiệt điện ồQF = ồPF . tg j f Với tg j f được tính từ hệ số công suất cos j f của các máy phát điện khi làm việc ở chế độ định mức cos j f = 0,85 ị tg j f = 0,62 Vậy : ồQF = 255 . 0,62 =158,1 (MVAr) m : hệ số đồng thời , m= 1 ồQHT : Tổng công suất phản kháng lấy từ hệ thống ồQHT = ồPHT . tg j HT = 138 . 0,62 =85,56 (MVAr) ồQPt max : Tổng công suất phản kháng của phụ tải ở chế độ cực đại ồQPt max = ồPPT . tg j PT = 350 . 0,484 = 169,4(MVAr) ( cos j PT = 0,9 ị tg j PT = 0,484 ) ồDQba : Tổng công suất phản kháng trong các máy biến áp của hệ thống , lấy ồDQba = (15 – 20% ) ồQPt max ồDQba = 15 % ồQPt max = 0,15 . 169,4 =25,41 (MVAr) ồDQl : Tổng công suất phản kháng trên các đoạn đường dây của mạng điện . Với những mạng điện 110 KV , trong tính toán sơ bộ có thể coi ồDQL = ồQC ( ồQC là tổng công suất phản kháng do dung dẫn của các đường dây cao áp sinh ra ) ồQtd : tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy điện trong hệ thống ồQtd = ồPTd . tg j Td = 25,5 . 0,88 = 22,44(MVAr) Với tgj Td được tính theo cosj Td của các động cơ tự dùng trong các nhà máy điện , có thể lấy cosj Td = 0,75 ị tgj Td = 0,88 . ồQdt : Tổng công suất phản kháng dự trữ , ồQdt = 0 Từ đó , ta có tổng công suất phản kháng yêu cầu đối với nguồn phát trong chế độ cực đại là : ồQFyc = 1. 169,4 + 25,41 + 22,44 = 217,25(MVAr) Từ phương trình (*) ta có : 158,1 + 85,56 + ồQb = 217,25 (MVAr) ị ồQb = 217,25 – 158,1- 85,56 = - 26,41(MVAr) Ta thấy Qb < 0 nên không cần đặt các thiết bị bù ở phụ tải . Chương III Dự kiến các phương án nối dây của mạng điện và so sánh các phương án về chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật. Nguyên tắc chủ yếu của công tác thiết kế mạng điện là cung cấp điện kinh tế, hợp lý và đảm bảo thoả mãn các yêu cầu kỹ thuật. Mục đích của thiết kế, lựa chọn phương án là : nhằm tìm ra một phương án phù hợp nhất với những nguyên tắc đã nêu ở trên. Muốn vậy cần phải đề ra các phương án cung cấp điện khác nhau để tiến hành tính toán so sánh rồi từ đó chọn ra phương án tối ưu nhất. Các phương án đưa ra so sánh phải là các phương án đảm bảo yêu cầu kỹ thuật cơ bản. Mỗi phương án đều có những mặt mạnh, mặt yếu khác nhau. Do vậy phương án tối ưu là phương án được lựa chọn sao cho hài hoà cả về kinh tế; về cả kỹ thuật - và có xét đến sự phát triển của tương lai. 3.1 . Dự kiến các phương án nối dây: Do các phụ tải là hộ loại I nên yêu cầu cung cấp điện liên tục . Một mạng điện bất kì hay một phương án cung cấp điện nào bao giờ cũng cần phải thoả mãn những yêu cầu , những chỉ tiêu sau: + Chỉ tiêu kĩ thuật Tổn thất điện áp của mạng nằm trong giới hạn cho phép Tổn thất điện năng của mạng nằm trong giới hạn cho phép Máy biến áp vận hành ổn định Đảm bảo điều kiện phát nóng dây dẫn + Chỉ tiêu kinh tế Chi phí tính toán hàng năm nhỏ Chi phí xây dựng đường dây và trạm biến áp phù hợp với phụ tải Chi phí cho một đơn vị điện năng nằm trong giới hạn cho phép Ngoài ra dựa vào vị trí địa lý, vị trí tương hỗ giữa nguồn và phụ tải ta đưa ra 5 phương án khác nhau được đưa ra để xem xét tính toán so sánh về mặt kỹ thuật. Sau đó ta chọn ra 3 phương án ưu việt để so sánh về kinh tế. Trên cơ sở của 3 phương án đó ta lựa chọn 1 phương án tối ưu nhất để làm phương án thiết kế cho mạng điện yêu cầu. Phương án số I * Sơ đồ nối dây b. Phương án số 1I : * Sơ đồ nối dây c. Phương án số 1II : * Sơ đồ nối dây d. Phương án số 1V : * Sơ đồ nối dây e. Phương án số V : * Sơ đồ nối dây 3.2. So sánh các phương án về mặt kĩ thuật : 3.2.1 - Phương án I: 1 . Tính dòng công suất truyền tải trên đường dây N- 5 PN-5 = ồPFkt - ồPTD - ồPptNĐ - ồDPmđ ồPptNĐ = P1 + P2 + P3 + P6 + P7 = 40 + 38 +40 + 40 + 40 = 198 (MW) ồPTD = 10% ồPFkt = 25,5 MW ồPFkt = 80% ồPFđm = 255MW ồDPmđ =10% ồPptNĐ = 0,05 . 350 = 17,5 (MW) PN – 5 = 255 – 25,5 – 198 – 17,5 = 14 MW Q N – 5 = PN – 5 . tg j NĐ = 14 . 0,62 = 8,68 (MVAR) ị S H-5 = S 5 – S N – 5 = 38 +j 18,4 – 14 – j 8,68 = 24 + j 9,72 MVA 2 . Thông số phụ tải Đường dây Li (Km) P (MW ) Q (MVAR) S (MVA) NĐ - 1 56,57 40 19,37 44,44 NĐ - 2 60 38 18,4 42,22 NĐ - 3 50 40 19,37 44,44 NĐ - 5 50 14 8,68 15,56 NĐ - 6 50 40 19,37 44,44 NĐ - 7 70 40 19,37 44,44 HT – 4 51 36 17,6 40 HT – 5 51 24 9,72 26,67 HT – 8 51 38 18,4 42,22 HT – 9 67,08 40 19,37 44,44 3. Lựa chọn điện áp định mức Chọn cấp điện áp cho mạng điện là một trong những vấn đề cơ bản của việc thiết kế. Việc lựa chọn cấp điện áp có ảnh hưởng trực tiếp đến tính kỹ thuật và tính kinh tế của mạng điện. Có nhiều phương pháp và công thức tính toán lựa chọn cấp điện áp tối ưu. ở đây ta sử dụng công thức kinh nghiệm để lựa chọn cấp điện áp tối ưu cho lưới điện: Ui = 4,34 (1) Trong đó : - Ui : Điện áp của đường dây ( kV). - Li : Chiều dài đường dây ( km). - Pi : Công suất tác dụng chạy trên đường dây (MW). - i : Đường dây thứ i . áp dụng công thức (1) cho phương án I ta có : Lộ đường dây L , km P , MW U , kV NĐ-1 56,57 40 114,54 NĐ-2 60 38 112,17 NĐ-3 50 40 144 NĐ-5 50 14 71,84 NĐ-6 50 40 114 NĐ-7 50 40 114 HT-8 51 38 111,4 HT-9 67,08 40 115,4 HT-5 51 24 90,52 HT-4 51 36 108,67 Với 70 kV<Ui<160 kV ta lấy Uđm = 110 kV 4 . Lựa chọn tiết diện dây dẫn Dự kiến dùng đường dây trên không, dây nhôm lõi thép (AC) , đặt 2 lộ trên cùng một cột thép. + Khoảng cách hình học giữa các pha : Dtb = 5m. + Thời gian sử dụng công suất cực đại: Tmax = 5.000 h. + Tiết diện kinh tế của đường dây chọn theo mật độ kinh tế dòng điện và được tính theo công thức: = (2) Trong đó : - Fkt : Tiết diện kinh tế đoạn đường dây thứ i ( mm2) - Ii max : Dòng điện lớn nhất chạy trên đoạn đường dây thứ i (A): Ii Max = (3) Với : - n : Số mạch đường dây: dây đơn n = 1; dây kép n = 2. - Pimax ; Qimax : Dòng công suất tác dụng và phản kháng lớn nhất chạy trên đoạn đường dây thứ i ( MW ; MVAr ). - Uđm Điện áp định mức mạng điện ( kV ) . - Jkt Mật độ kinh tế dòng điện ( A/mm2 ). Theo công thức (3) ta có : Đường dây P(MW) Q(MVAr) IMax (A) NĐ-1 40 19,37 116,63 NĐ-2 38 18,4 110,8 NĐ-3 40 19,37 116,63 NĐ-5 14 8,68 43,26 NĐ-6 40 19,37 116,63 NĐ-7 40 19,37 116,63 HT-5 24 9,72 67,95 HT-4 36 17,6 104,97 HT-8 38 18,4 110,8 HT-9 40 19,37 116,63 Tra bảng ứng với dây AC và Tmax = 5.000 h ta có Jkt = 1,1 A/mm2. Dựa vào công thức (2) và kết hợp với các bảng B2 , B3 , B4 trang 196 , 197 , 198 Giáo trình mạng lưới điện ta chọn được tiết diện các đoạn đường dây và các thông số của nó như sau : Đường dây Fi tc mm2 Li Km r0 W/Km R W x0 W/Km X W b0 10-6/ WKm B 10-4/W NĐ-1 120 56,57 0,27 7,637 0,423 11,96 2,69 3,04 NĐ-2 95 60 0,33 9,9 0,429 12,87 2,65 3,18 NĐ-3 120 50 0,27 6,75 0,423 10,575 2,69 2,69 NĐ-5 70 50 0,46 11,5 0,44 11 2,58 2,58 NĐ-6 120 50 0,27 6,75 0,423 10,575 2,69 2,69 NĐ-7 120 50 0,27 6,75 0,423 10,575 2,69 2,69 HT-5 70 51 0,46 11,73 0,44 11,22 2,58 2,63 HT-4 95 51 0,33 8,415 0,429 10,94 2,65 2,7 HT-8 95 51 0,33 8,415 0,429 10,94 2,65 2,7 HT-9 120 67,08 0,27 9,056 0,423 14,9 2,69 3,6 Trong đó R = ; ; ( vì là đường dây 2 mạch ) * Kiểm tra tiết diện dây dẫn theo các điều kiện : + Kiểm tra điều kiện xuất hiện vầng quang. + Kiểm tra phát nóng dây dẫn lúc sự cố . - Tính dòng điện lúc vận hành bình thường và khi sự cố nguy hiểm nhất : - Trong chế độ sau sự cố ( Đứt một mạch đường dây kép ) dòng điện trên đường dây còn lại là : Isc = 2 I max bt Ê Icp Ta có bảng so sánh Isc và Icp Đường dây Loại dây ISC (A) ICP (A) NĐ-1 AC-120 233,2 380 NĐ-2 AC-95 221,6 330 NĐ-3 AC-120 233,2 380 NĐ-5 AC-70 86,46 265 NĐ-6 AC-120 233,2 380 NĐ-7 AC-120 233,2 380 HT-5 AC-70 135,9 265 HT-4 AC-95 209,94 330 HT-8 AC-95 221,6 330 HT-9 AC-120 233,2 380 Vậy tiết diện dây dẫn mà ta chọn đạt yêu cầu kỹ thuật ( đk vầng quang : Fi ³ 70 mm2 và đk phát nóng lúc vận hành bình thường và sự cố nguy hiểm được thoả mãn). Với trường hợp sự cố nguy hiểm khi 1 tổ máy phát điện của Nhà máy NĐ bị sự cố , Khi đó ta cho 2 tổ máy còn lại phát với công suất định mức. =200 (MW) Tổng công suất tác dụng của nhà máy phát ra khi sự cố một máy phát là : SPfsc = 10% . 200 = 20 MW Tổng công suất chạy trên đoạn NĐ-5 là : - SPtdsc - SPptNĐ =200 –20 –198 = -18 MW Dấu (-) chứng tỏ công suất chạy từ hệ thống sang . QNĐ-5 = PNĐ-5 . tgjHT = 18 . 0,62 = 11,16 (MVAr) ị SNĐ-5 = 18 + j 11,16 (MVA) ị (A) Có Icp =265 (A) Công suất chạy trên đoạn H-5 là : (MVA) (A) có Icp = 265 (A) 5. Tính tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường và lúc sự cố nguy hiểm nhất. Tổn thất điện áp được tính theo công thức DU% = (4) Trong đó : + Pi , Qi : Dòng công suất chạy trên đường dây thứ i : MW; MVAr. + Rtđi , Xtđi : Điện trở, Điện kháng đường dây thứ i : W . + Uđm : Điện áp định mức của mạng điện. : kV Đối với cấp điện áp 110 kV trở xuống, thành phần điện áp ngang trục rất nhỏ nên có thể bỏ qua. áp dụng công thức (4) cho các đoạn đường dây . Ta có bảng sau Lộ Đường dây L Km FChAC mm2 Rd (W) Xd (W) B0 (W) P (MW) Q MVAr DUmax(%) DUSC (%) NĐ-1 56,57 120 7,637 11,96 3,04 40 19,37 4,44 8,88 NĐ-2 60 95 9,9 12,87 3,18 38 18,4 5,066 10,13 NĐ-3 50 120 6,75 10,575 2,69 40 19,37 3,92 7,84 NĐ-5 50 70 11,5 11 2,58 11,7 5,663 1,25 2,5 NĐ-6 50 120 6,75 10,575 2,69 40 19,37 3,92 7,84 NĐ-7 50 120 6,75 10,575 2,69 40 19,37 3,92 7,84 HT-5 51 70 11,73 11,22 2,63 26,3 12,737 3,73 7,46 HT-4 51 95 8,415 10,94 2,7 36 17,6 2,74 5,48 HT-8 51 95 8,415 10,94 2,7 38 18,4 2,89 5,78 HT-9 67,08 120 9,056 14,9 3,6 40 19,37 5,38 10,76 3.2.2 Phương án II : * Sơ đồ nối dây : Thông số phụ tải Đường dây Li (Km) P (MW ) Q (MVAR) S (MVA) NĐ - 1 56,57 40 19,37 44,44 NĐ - 2 60 38 18,4 42,22 NĐ - 3 50 40 19,37 44,44 NĐ - 5 50 14 8,68 15,56 NĐ - 6 50 80 38,74 88,89 NĐ-7 44,7 40 19,37 44,44 HT – 4 51 36 17,6 40 HT – 5 51 24 9,72 26,67 HT – 8 51 78 37,77 86,67 8-9 41,23 40 19,37 44,44 2 . Lựa chọn tiết diện dây dẫn áp dụng công thức (3) cho phương án II ta có : Đường dây P(MW) Q(MVAr) IMax (A) NĐ - 1 40 19,37 116,63 NĐ - 2 38 18,4 110,8 NĐ - 3 40 19,37 116,63 NĐ - 5 14 8,68 43,23 NĐ - 6 40 19,37 116,63 NĐ - 7 40 19,37 116,63 HT- 5 24 9,72 67,95 HT- 4 36 17,6 104,97 HT- 8 78 37,77 227,43 8-9 40 19,37 116,63 Tra bảng ứng với dây AC và Tmax = 5.000 h ta có Jkt = 1,1 A/mm2. Dựa vào công thức (2) và kết hợp với các bảng B2 , B3 , B4 trang 196 , 197 , 198 Giáo trình mạng lưới điện ta chọn được tiết diện các đoạn đường dây và các thông số của nó như sau Đường dây Fi tc mm2 Li Km r0 W/Km R W x0 W/Km X W b0 10-6/ WKm B 10-4/W NĐ-1 120 56,57 0,27 7,637 0,423 11,96 2,69 3,04 NĐ-2 95 60 0,33 9,9 0,429 12,87 2,65 3,18 NĐ-3 120 50 0,27 6,75 0,423 10,575 2,69 2,69 NĐ-5 70 50 0,46 11,5 0,44 11,7 2,58 2,58 NĐ-6 120 50 0,27 6,75 0,423 10,575 2,69 2,69 NĐ-7 120 50 0,27 6,75 0,423 10,575 2,69 2,69 HT-5 70 51 0,46 11,73 0,44 11,22 2,58 2,63 HT-4 95 51 0,33 8,415 0,429 10,94 2,65 2,7 HT-8 185 51 0,17 4,335 0,35 10,43 2,84 2,9 8-9 120 41,23 0,27 5,565 0,423 8,72 2,69 2,218 Trong đó R = ; ; ( vì là đường dây 2 mạch ) * Kiểm tra tiết diện dây dẫn theo các điều kiện : Tương tự như phương án I Ta có bảng so sánh Isc và Icp Đường dây Loại dây ISC (A) ICP (A) NĐ - 1 AC-120 233,2 380 NĐ - 2 AC-95 221,6 330 NĐ - 3 AC-120 233,2 380 NĐ - 5 AC-95 86,46 330 NĐ - 6 AC-120 233,2 380 NĐ - 7 AC-120 233,2 380 HT - 5 AC-70 135,9 265 HT - 4 AC-95 209,94 330 HT - 8 AC-185 454,86 510 8 – 9 AC-120 233,2 380 Vậy tiết diện dây dẫn mà ta chọn đạt yêu cầu kỹ thuật ( đk vầng quang : Fi ³ 70 mm2 và đk phát nóng lúc vận hành bình thường và sự cố nguy hiểm được thoả mãn). Với trường hợp sự cố nguy hiểm khi 1 tổ máy phát điện của Nhà máy NĐ bị sự cố , Khi đó ta cho 2 tổ máy còn lại phát với công suất định mức. = 200 (MVA) 3. Tính tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường và lúc sự cố nguy hiểm nhất. áp dụng công thức (4) cho các đoạn đường dây . Ta có bảng sau Lộ Đường dây L Km FChAC mm2 Rd (W) Xd (W) B0 (W) P (MW) Q MVAr DUmax(%) DUSC (%) NĐ - 1 56,57 120 7,637 11,96 3,04 40 19,37 4,44 8,88 NĐ - 2 60 95 9,9 12,87 3,18 38 18,4 5,066 10,13 NĐ - 3 50 120 6,75 10,575 2,69 40 19,37 3,92 7,84 NĐ - 5 50 70 11,5 11,7 2,65 14 8,68 1,25 2,5 NĐ - 6 50 120 6,75 10,575 2,69 40 19,37 3,92 7,84 NĐ - 7 50 120 6,75 10,575 2,69 40 19,37 3,92 7,84 HT - 5 51 70 11,73 11,22 2,63 24 9,72 3,73 7,46 HT - 4 51 95 8,415 10,94 2,7 36 17,6 2,74 5,48 HT - 8 51 185 4,335 10,43 2,9 78 37,77 6,05 12,1 8 - 9 41,23 120 5,565 8,72 2,218 40 19,37 2,236 4,472 Khi sự cố đứt một đường dây trên đoạn H-8-9 DUH-8-9 SC% = 2 . DUH-8% + DU8-9% = 2 . 6,05 + 2,236 = 14,336% c . Phương án 3 : * Sơ đồ nối dây : 1 . Thông số phụ tải Đường dây Li (Km) P (MW ) Q (MVAR) S (MVA) NĐ - 1 56,57 40 19,37 44,44 NĐ - 2 60 38 18,4 42,22 NĐ - 3 50 40 19,37 44,44 NĐ - 5 50 14 8,68 15,56 NĐ - 6 50 80 38,74 88,89 6 - 7 44,7 40 19,37 44,44 HT – 4 51 36 17,6 40 HT – 5 51 24 9,72 26,67 HT – 8 51 78 37,77 86,67 8-9 41,23 40 19,37 44,44 2 . Lựa chọn tiết diện dây dẫn áp dụng công thức (3) cho phương án II ta có : Đường dây P (MW) Q (MVAr) I Max (A) NĐ-1 40 19,37 116,63 NĐ-2 38 18,4 110,8 NĐ-3 40 19,37 116,63 NĐ-5 14 8,68 86,46 NĐ-6 80 38,74 233,27 6-7 40 19,37 116,63 HT-5 24 9,72 67,95 HT-4 36 17,6 104,97 HT-8 78 37,77 227,43 8-9 40 19,37 116,63 Tra bảng ứng với dây AC và Tmax = 5.000 h ta có Jkt = 1,1 A/mm2. Dựa vào công thức (2) và kết hợp với các bảng B2 , B3 , B4 trang 196 , 197 , 198 Giáo trình mạng lưới điện ta chọn được tiết diện các đoạn đường dây và các thông số của nó như sau : Đường dây Fi tc mm2 Li Km r0 W/Km R W x0 W/Km X W b0 10-6/ WKm B 10-4/W NĐ-1 120 56,57 0,27 7,637 0,423 11,96 2,69 3,04 NĐ-2 95 60 0,33 9,9 0,429 12,87 2,65 3,18 NĐ-3 120 50 0,27 6,75 0,423 10,575 2,69 2,69 NĐ-5 95 50 0,33 8,25 0,429 10,725 2,65 2,65 NĐ-6 185 50 0,17 4,25 0,39 9,75 2,84 2,84 6 - 7 120 44,7 0,27 6,75 0,423 10,575 2,69 2,69 HT-5 70 51 0,46 11,73 0,44 11,22 2,58 2,63 HT-4 95 51 0,33 8,415 0,429 10,94 2,65 2,7 HT-8 185 51 0,17 4,335 0,39 10,43 2,84 2,9 8-9 120 41,23 0,27 9,056 0,423 14,9 2,69 3,6 Trong đó R = ; ; ( vì là đường dây 2 mạch ) * Kiểm tra tiết diện dây dẫn theo các điều kiện : Tương tự như phương án I Ta có bảng so sánh Isc và Icp Đường dây Loại dây ISC (A) ICP (A) NĐ-1 AC-120 233,2 380 NĐ-2 AC-95 221,6 330 NĐ-3 AC-120 233,2 380 NĐ-5 AC-95 183,7 330 NĐ-6 AC-185 466,54 510 6-7 AC-120 233,2 380 HT-5 AC-70 37,7 265 HT-4 A