Thiết kế và khảo sát ổn định động cho lưới điện khu vực

1/ Hệ thống điện - Hệ thống điệnHT có công suất vô cùng lớn - Hệ số công suất trên thanh góp của hệ thống cosφđm= 0,85 - Vì vậy cần phải có sự liên hệ giữa HT và nhà máy điện để có thể t

Trang 1

Chương 1 : Phân tích nguồn và phụ tải.Xác định sơ bộ chế

độ làm việc của nguồn

1.1 Nguồn điện

Trong hệ thống điện thiết kế có 2 nguồn cung cấp là hệ thống điện và nhà máynhiệt điện

1/ Hệ thống điện

- Hệ thống điện(HT) có công suất vô cùng lớn

- Hệ số công suất trên thanh góp của hệ thống cosφđm= 0,85

- Vì vậy cần phải có sự liên hệ giữa HT và nhà máy điện để có thể trao đổi côngsuất giữa hai nguồn cung cấp khi cần thiết,đảm bảo cho hệ thống thiết kế làmviệc bình thường trong các chế độ vận hành.Mặt khác ,vì hệ thống có công suất

vô cùng lớn nên chọn HT là nút cân bằng công suất và nút cơ sở về điện áp2/Nhà máy nhiệt điện

- Nhà máy nhiệt điện (NĐ) có 4 tổ máy ,công suất định mức của mỗi tổ máy là

Pđm=50MW Như vậy tổng công suất định mức của NĐ bằng 4×50=200MW

- Hệ số công suất cosφđm=0,8; Uđm = 10,5 kV

- Nhiên liệu của NĐ có thể là than đá ,dầu và khí đốt Hiệu suất của các nhà máynhiệt điện tương đối thấp (khoảng 30÷40%).Đồng thời công suất tự dùng củanhiệt điện thường chiếm khoảng 6÷15% tùy theo loại nhà máy nhiệt điện

- Đối với nhà máy nhiệt điện ,các máy phát làm việc ổn định khi phụ tảiP≥70%Pđm; khi phụ tải P<30%Pđm các nhà máy ngừng làm việc

- Công suất phát kinh tế của các máy phát NĐ thường bằng (70÷90%)Pđm

1.2 Phụ tải

Trong hệ thống điện thiết kế có 10 phụ tải trong đó có 9 phụ tải loại I và 1 phụ tảiloại III

- Phụ tải loại I: là những phụ tải quan trọng có yêu cầu cung cấp điện liên

tục.Nếu xảy ra hiện tượng mất điện sẽ gây hậu quả và thiệt hại nghiêm trọng về

an ninh,chính trị.Các phụ tải loại I cần phải được cung cấp bằng đường dây

Trang 2

mạch kép để đảm bảo cung cấp điện liên tục cũng như đảm bảo chất lượng điệnnăng ở mọi chế độ vận hành

- Phụ tải loại III: là phụ tải ít quan trọng hơn ,để giảm chi phí đầu tư ta chỉ cần

cấp điện bằng đương dây đơn

Hệ cố công suất cosφđm =0.9; Uđm =22 kV

Phụ tải cực tiếu bằng 75% phụ tải cực đại

Công suất tiêu thụ của các phụ tải điện được tính như sau:

Trang 3

1.3 Cân bằng công suất tác dụng

Đặc điểm rất quan trọng của các hệ thống điện là truyền tải tức thời điện năng từcác nguồn đến các hộ tiêu thụ và không thể tích trữ điện năng thành số lượng nhận thấyđược 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 ,các nhà máy của hệ thốngcần phải phát công suất bằng công suất của các hộ tiêu thụ ,kể cả tổn thất công suất trongcác mạng điện,nghĩa là cần phải thực hiện đúng sự cân bằng giữa công suất phát và côngsuất tiêu thụ

Ngoài ra để đảm bảo cho hệ thống vận hành bình thường ,cần phải có dự trữ nhấtđịnh của công suất tác dụng trong hệ thống.Dự trữ hệ thống điện là một vấn đề quantrọng ,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 đai đốivới hệ thống điện thiết kế có dạng:

PF+PHT= Ptt=m∑Pm ax+ ∑∆P+Ptd+Pdt (1-0)Trong đó:

- PF: tổng công suất tác dụng do nhà máy nhiệt điện phát ra

- PHT:công suất tác dụng lấy từ hệ thống

- m : hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại (m=1)

- ∑Pmax: tổng công suất của các phụ tải ở chế độ cực đại

- ∑∆P :tổng tổn thất công suất trong mạng điện,khi tính sơ bộ có thể lấy

∑∆P=5%∑Pmax

- Ptd: công suất tự dùng trong nhà máy điện,có thể lấy bằng 10%công suất phátcủa nhà máy

- Pdt: công suất dự trữ trong hệ thống ,khi cân bằng sơ bộ có thể lấy

Pdt=10%∑Pmax,đồng thời công suất dự trữ cần phải bằng công suất định mứccủa tổ máy phát lớn nhất đối với hệ thống điện không lớn.Vì hệ thống điện cócông suất vô cùng lớn nên Pdt=0

Tổng công suất của các phụ tải ở chế độ cực đại được xác định từ bảng 1-1:

∑Pm ax= 335 (MW)Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện có giá trị:

∑∆P=5%∑Pm ax= 0,05×335=16,75(MW)Công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện bằng:

Trang 4

Ptd=10%Pđm=0,1×200=20(MW)Vậy công suất tiêu thụ trong mạng điện có giá trị:

Ptt=335+16,75+20=371,75(MW)Tổng công suất do nhiệt điện phát ra là:

PF= Pđm=200 (MW)Như vậy trong chế độ phụ tải cực đại hệ thống cần cung cấp công suất cho cácphụ tải bằng

PHT=Ptt –PF=371,75-200=171,75(MW)

1.4 Cân bằng công suất phản kháng

Sản xuất và tiêu thụ điện năng bằng dòng điện xoay chiều đòi hỏi sự cân bằnggiữa điện năng sản xuất và điện năng tiêu thụ tại mỗi thời điểm Sự cân bằng đòi hỏikhông những chỉ đối với công suất tác dụng mà cả đối với công suất phản kháng

Sự cân bằng công suất phản kháng có quan hệ với điện áp.Phá hoại sự cân bằngcông suất phản kháng sẽ dẫn đến thay đổi điện áp trong mạng điện Nếu công suất phảnkháng phát ra lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ thì điện áp trong mạng sẽ tăng vàngược lại nếu thiếu công suất phản kháng thì điện áp trong mạng sẽ giảm Vì vậy để đảmbảo chất lượng cần thiết của điện áp ở các hộ tiêu thụ trong mạng điện và trong hệ thốngcần tiến hành cân bằng sơ bộ công suất phản kháng

Phương trình cân bằng công suất phản kháng trong mạng thiết kế có dạng:

QF+QHT=Qtt=m∑Qm ax+∑∆Qb+∑∆QL-∑ QC+Qtd+Qdt (1-0)Trong đó:

- m = 1: hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải troφtd = 0,75

- QF: tổng công suất phản kháng do nhà máy nhiệt điện phát ra

- ∑∆QL: tổng tổn thất công suất phản kháng trong cảm kháng của các đường dâytrong mạng điện

- ∑∆QC: tổng tổn thất công suất phản kháng do điện dung của các đường dâysinh ra, khi tính sơ bộ lấy ∑∆QL = ∑∆QC.

- ∑∆Qb: tổng tổn thất công suất phản kháng trong các trạm biến áp

- Qtd: công suất phản kháng tự dùng trong nhà máy điện (cosφtd = 0,75÷0,8) lấycosφtd = 0,75

- Qdt: công suất phản kháng dự trữ trong hệ thống Đối với mạng điện thiết kế thì

Qdt sẽ lấy từ hệ thống nên Qdt=0

Trang 5

Tổng công suất phản kháng do nhà máy điện phát ra bằng:

∑∆Qb=15%∑Qm ax=0,15×162,14=24,32(MVAr)Công suất phản kháng tự dùng trong nhà máy điện có giá trị:

Qtd=Ptd.tgφtd

Đối với cosφtd=0,75→tgφtd=0,88 Do đó :

Qtd=20×0,88=17,6(MVAr)Tổng công suất tiêu thụ trong mạng điện:

Qtt=162,14+24,32+17,6=204,06(MVAr)Tổng công suất phản kháng do hệ thống và nhiệt điện có thể phát ra bằng:

QF+QHT=150+106,49=256,49(MVAr)Kết luận:Từ kết quả tính toán trên ta thấy rằng,công suất phản kháng do cácnguồn cung cấp lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ.Vì vậy không cần bù công suấtphản kháng trong mạngđiện thiết kế

1.5 Xác định sơ bộ chế độ làm việc của nguồn

Hệ thống có công suất vô cùng lớn nên ta chọn HT làm nhiệm vụ cân bằng côngsuất

1.5.1 Chế độ phụ tải cực đại

Ta có công suất yêu cầu của phụ tải(chưa tính đến công suất tự dùng):

∑Py c=∑Ppt m ax+∑∆P=335+16,75=351,75(MW)Công suất kinh tế của nhà máy nhiệt điện là:

P =∑P -P =351,75-153=198,75(MW)

Trang 6

Mà ta có: cosφ=0,85→tgφ=0,62→QHT = PHT.tgφ = 198,75×0,62= 123,23(MVAr)

Ta có công suất phản kháng yêu cầu của phụ tải là:

∑Qy c=∑Qpt m ax+∑∆Qb=162,14+24,32=186,46(MW)Công suất biểu kiến của hệ thống phát lên lưới là:

HT

S =198,75+j×123,23(MVA)

1.5.2 Chế độ phụ tải cực tiểu

Công suất yêu cầu của phụ tải ở chế độ cực tiểu :

∑Py c=∑Ppt min+∑∆P =251,25+0,05×251,25=238,69(MW)Khi phụ tải ở chế độ cực tiểu nếu nhà máy nhiệt điện vận hành với 3 tổ máy thìcông suất phát kinh tế là:

P =0,85 P =0,85 150 127,5(MW) × × =

Công suất phát lên lưới của nhà máy nhiệt điện là:

PNĐ=Pkt-Ptd=127,5-0,1×127,5=114,75(MW)Công suất hệ thống phát lên lưới là :

PHT=∑Py c-PNĐ=238,69-114,75=123,94(MW)

Mà ta có: cosφ =0,85→tgφ=0,62→QHT = PHT.tgφ = 123,94×0,62= 76,84(MVAr)

∑Qy c=∑Qpt min+∑∆Qb =251,25+0,15.251,25=288,94(MVAr)Công suất biểu kiến của hệ thống phát lên lưới là:

HT

S =123,94+j.76,84(MVA)

1.5.3 Chế độ sự cố

Tổng công suất yêu cầu của phụ tải là:

∑Py c=∑Ppt+∑∆P=335+16,75=351,75(MW)Khi sự cố ngừng 1 tổ máy các máy còn lại sẽ phát với 100% công suất định mứcnên công suất phát kinh tế của nhà máy nhiệt điện là :

Pkt=Pđm=3×50=150(MW)Công suất phát lên lưới của nhà máy nhiệt điện là :

PNĐ=Pkt-Ptd=150-0,1×150=135(MW)Công suất hệ thống phát lên lưới là:

PHT=∑Py c-PNĐ=351,75-135=216,75(MW)

Mà ta có: cosφ =0,85→tgφ=0,62→QHT = PHT.tgφ = 216,75×0,62= 134,39(MVAr)

Trang 7

∑Qy c=∑Qpt m ax+∑∆Qb=162,14+24,32=186,46(MW)Công suất biểu kiến của hệ thống phát lên lưới là:

HT

S =216,75+j.134,39(MVA)

Từ các kết quả trên ta có bảng tổng kết sơ bộ chế độ làm việc của nguồn

Bảng 1-2:Bảng tổng kết chế độ làm việc của nguồn

2.1 Đề xuất các phương án nối dây.

Mục đích của tính toán thiết kế là nhằm tìm ra phương án phù hợp và đảm bảonhững yêu cầu quan trọng nhất như cung cấp điện kinh tế với chất lượng và độ tin cậycao.Muốn làm được điều đó thì vấn đề đầu tiên cần phải giải quyết là lựa chọn sơ đồcung cấp điện.Trong đó có những công việc phải tiến hành đồng thời như lựa chọn điện

áp định mức, tiết diện dây dẫn, tổn thất điện áp…

Trang 8

Trong quá trình thành lập các phương án nối điện cần phải chú ý tới nhữngnguyên tắc sau đây :

- Mạng điện phải đảm bảo tính an toàn cung cấp điện liên tục.Trong đồ án thiết

kế 10 hộ phụ tải đều là loại I nên phải đảm bảo cung cấp điện liên tục, khôngđược phép gián đoạn do vậy trong phương án nối dây ta dùng mạch kép hoặcmạch vòng

- Đảm bảo chất lượng điện năng như tần số, điện áp…

- Chỉ tiêu kinh tế cao, vốn đầu tư nhỏ, tổn thất nhỏ, chi phí vận hành nhỏ

- Đảm bảo an toàn cho người và thiết bị, vận hành đơn giản, linh hoạt có khảnăng phát triển

Trong chương này chúng ta đề xuất các phương án bằng cách chia 10 phụ tảithành 4 nhóm phụ tải.Mỗi nhóm ta đề xuất ra các phương án rồi chọn ra phương án tối ưucủa từng nhóm.Cuối cùng ta tổ hợp lại thành 1 phương án tối ưu của lưới điện

Ta có các phương án như sau:

2.1.1 Nhóm 1: HT-2-3

Trang 9

Phương án 1:

53 ,85

Phương án 3:

53,85

Trang 10

2.1.2 Nhóm 2: HT-4-5-6

Phương án 1:

5

64

HT

42,23 km

60,83 km

42,2 3 k m

36 ,06

km

53 ,8

5 km

Trang 11

Phương án 3:

5

6 4

HT

42,2 3 k m

60 ,83 km

53 ,8

5 km

36 ,06 km

2.1.3 Nhóm 3: NĐ-9-8

Phương án 1:

8 9

9

8

Trang 12

Phương án 2:

50 km 76

,16 km

2.2 Lưạ chọn điện áp truyền tải

Điện áp định mức của mạng điện ảnh hưởng chủ yếu đến các chỉ tiêu kinh tế kỹthuật, cũng như các đặc trưng kỹ thuật của mạng điện

Điện áp định mức của mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố: công suất của phụtải, khoảng cách giữa các phụ tải với nhau và khoảng cách từ các phụ tải đến nguồn

Điện áp định mức của mạng điện thiết kế được chọn đồng thời với sơ đồ cung cấpđiện Điện áp định mức sơ bộ của mạng điện có thể xác định theo giá trị của công suấttrên mỗi đường dây trong mạng điện và theo chiều dài từ nguồn tới phụ tải

Trang 13

Có thể tính điện áp định mức của đường dây bằng công thức kinh nghiệm Still sauđây:

- Li: khoảng cách truyền tải của đoạn đường dây thứ i; (km)

- Pnhi : công suất truyền tải đoạn đường dây thứ i; (MW)

- Ui: điện áp vận hành trên đoạn đường dây thứ i; (kV)

- Nếu lộ đơn: n = 1; lộ kép: n = 2;

2.2.1 Nhóm 1: HT-2-3

2.2.1.1 Phương án 1:

53 ,85

km 63 ,2 5

km 2

3

HTĐiện áp trên đoạn đường dây HT-2 bằng:

Trang 15

2.2.1.3 Phương án 3:

53 ,85

53,85 41, 23 63, 25 =30,48+j14,75(MVA)

Trang 16

Bảng 2- 0:Bảng tính toán điện áp truyền tải cho các đường dây:

HT

42,23 km

60,83 km

53,8

5 km

Tính tương tự như phương án 1 của nhóm 1 ta được:

Bảng 2- 0: Bảng tính toán điện áp truyền tải cho các đường dây:

Trang 17

2.2.2.2 Phương án 2

5

6 4

42,2 3 k m

36 ,06

km

53 ,8

5 km

HT

42,2 3 k m

60 ,83 km

Trang 18

Trang 19

2.2.3.2 Phương án 2:

41

3 km

9

8

Trang 20

,16 km

- PF: tổng công suất phát kinh tế của nhà máy NĐ

- Ptd: công suất tự dùng trong nhà máy điện

Trang 21

- PN: tổng công suất của các phụ tải xung quanh NĐ

- ∆PN: tổn thất công suất trên các đường dây do nhiệt điện cung cấp (∆PN =5% PN)

PNĐ-1 = PF – 0,1.PF – PN – 0,05PN

=0,9.PF – 1,05.PN

Mà : PF = 0,85.Pđm =0,85.200=170(MW)

PN=P7 + P8+ P9+ P10=40+20+35+45=140(MW)Vậy: PNĐ-1= 0,9.170 – 1,05 140= 6( MW)

QNĐ-1= PNĐ-1.tgφ = 6.0,484 = 2,9 (MVAr)

.

S 6 j2,9 MVA

Tính toán tương tự như trên ta được:

Trang 22

Chương 3 :Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật

3.1 Phương pháp chọn tiết diện dây dẫn

Các mạng điện 110kV được thực hiện chủ yếu bằng các dây trên không.Các dây dẫn được sử dụng là dây nhôm lõi thép (AC), đồng thời các dây dẫnthường được đặt trên các cột bê tông ly tâm hay cột thép tùy theo địa hình đườngdây đi qua Đối với đường dây 110 (kV) khoảng cách trung bình hình học giữa

Đối với mạng điện khu vực có điện áp 110kV, tiết diện của dây dẫn đượcchọn theo mật độ dòng điện kinh tế Tiết diện kinh tế được tính theo công thức:

lv max tt

kt

I F

Tmax = 3000÷5000 (h) và dây AC tra tài liệu ta có Jkt = 1,1 (A/mm2 ).[TK1]

Trang 23

Dựa vào tiết diện dây dẫn tính theo công thức trên tiến hành chọn tiết diệntiêu chuẩn và kiểm tra các điều kiện về tổn thất vầng quang, độ bền cơ của đườngdây và phát nóng dây dẫn trong các chế độ làm việc bình thuờng, sự cố.

Đối với đường dây 110kV, để không xuất hiện vầng quang các dây nhôm

Độ bền cơ của đường dây trên không thường được phối hợp với điều kiện

về vầng quang của dây dẫn, cho nên không cần phải kiểm tra điều kiện này

Để đảm bảo cho đường dây vận hành bình thường trong các chế độ sự cốcần phải có điều kiện sau:

Trong đó:

lv

sc

ch

7070

Trang 24

3.2 Áp dụng cho các phương án : 3.2.1 Nhóm 1:HT-2-3

3.2.1.1 Phương án 1:

53 ,85

Chọn dây dẫn AC-70 => Đảm bảo điều kiện vầng quang

Kiểm tra điều kiện phát nóng:

Khi bình thường với phụ tải max ta có: = 72,88 (A)

Dây AC-70 đặt ngoài trời có Icp = 265(A)

Ta thấy: = 72,88 (A) < k1.k2.Icp = 0,88.1.265 = 233,2 (A)

Sự cố nặng nề nhất là đứt một mạch khi đó dđiện lớn nhất chạy trên dây dẫn là:

= 2 = 2.72,88 = 145,76 (A)

Ta thấy: ImaxscHT 2− = 145,76 (A) < k1.k2.Icp = 233,2 (A)

Vậy dây dẫn đảm bảo yêu cầu

Từ các thông số tập trung R,X,B của đường dây được tính như sau:

1

n

Trang 25

Áp dụng cho đường dây HT-2:

Đường dây HT-2 là dùng dây AC-70 có :

Tính toán tương tự cho đường dây còn lại ta có bảng:

Bảng3- 0: Bảng thông số của các đường dây :

Đ/dây

S

(MVA) n I lv Ftt Ftc Isc Icp

k1.k2 Icp L r0 x0

b0, 10^-6 R X

B/2, 10^- 4

0,3

3 0,429 2,65

10,4 4

41,23 km

Trang 26

Tính toán tương tự như trên ta có :

Bảng3- 0: Bảng thông số của các đường dây :

Đ/dây

S

(MVA) n I lv Ftt Ftc Isc Icp

k1.k2 Icp L r0 x0

b0, 10^-

B/2, 10^-4

HT-2 66,66 2

174,9 4

53,8

5 0,17

0,40

9 2,82 4,58 11,01 1,519 2-3 38,88 2 102,03 92,75 95 204,06 330 290,4

41,2 3

0,3

3 0,429 2,65 6,8 8,84 1,093

3.2.1.3 Phương án 3:

53,85

b0, 10^-

B/2, 10^- 4

HT-2 33,86 1 177,72 161,56 185

349,8

7 510

448, 8

53,8

5 0,17

0,40

9 2,82 9,15 22,02 0,759 2-3 6,09 1 31,96 29,05 70 204,07 265 233,2

41,2

3 0,46 0,44 2,58 18,97

18,1

4 0,532 HT-3 32,8 1 172,16 156,51 150

Trang 27

3.2.2 Nhóm 2:

3.2.2.1 Phương án 1:

5

64

HT

42,23 km

60,83 km

b0, 10^-6 R X

B/2, 10^-4

HT-4 61,1 2

160,3 5

145,7

7 150 320,7 445 391,6 53,85 0,21 0,416 2,74 5,65 11,2 1,475 HT-5 33,33 2 87,47 79,52 95 174,94 330 290,4 42,43 0,33 0,429 2,65 7 9,1 1,124 HT-6 22,22 2 58,31 53,01 70 116,62 265 233,2 60,83 0,46 0,44 2,58 13,99 13,38 1,569

3.2.2.2 Phương án 2:

5

6 4

42,2 3 k m

36 ,06

km

53 ,8

5 km

Định dạng
Số trang	49
Dung lượng	0,91 MB