Thiết kế lưới điện khu vực gồm một nhà máy nhiệt điện và hệ thống điện, cung cấp điện cho 9 phụ tải. Thiết kế trạm biến áp 2100 kva - 22/ 0,4 kv

Lời nói đầu *****@***** Đất nước đang trên đà phát triển và hội nhập quốc tế.Hệ thống điện Việt Nam cũng ngày càng lớn mạnh mạnh cả về qui mô và chất lượng cung cấp điện. Việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, đảm bảo chất lượng là một vấn đề quan trọng hàng đầu khi thiết kế một mạng điện. Độ tin cậy cung cấp điện tuỳ thuộc vào tính chất, yêu cầu của phụ tải. Chất lượng điện năng được đánh giá qua hai chỉ tiêu là tần số và điện áp. Chỉ tiêu tần số mang tính chất toàn hệ thống, vì vậy

doc176 trang | Chia sẻ: huyen82 | Lượt xem: 1206 | Lượt tải: 2download
Tóm tắt tài liệu Thiết kế lưới điện khu vực gồm một nhà máy nhiệt điện và hệ thống điện, cung cấp điện cho 9 phụ tải. Thiết kế trạm biến áp 2100 kva - 22/ 0,4 kv, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
chỉ tiêu này do cơ quan điều khiển hệ thống điện Quốc gia điều chỉnh. Người thiết kế phải đảm bảo chất lượng điện áp theo qui định cho khách hàng tại các nút phụ tải. Mạng điện thiết kế phải đảm bảo an toàn cho người vận hành, làm việc tin cậy, vận hành linh hoạt, kinh tế và an toàn cho các thiết bị trong toàn hệ thống. Hệ thống điện thiết kế còn phải đảm bảo tính kinh tế, kỹ thuật cao, do đó người thiết kế cần phải cân nhắc để lựa chọn phương án tối ưu là tổng hợp các yếu tố trên. Nội dung của đồ án thiết kế gồm hai phần: Phần I: Thiết kế lưới điện khu vực gồm một nhà máy nhiệt điện và hệ thống điện, cung cấp điện cho 9 phụ tải. Phần II: Thiết kế trạm biến áp 2´100 kVA - 22/ 0,4 kV. Sau một thời gian học tập, nghiên cứu, dưới sự hướng dẫn trực tiếp của Thầy giáo: TS. Nguyễn Lân Tráng, cùng với sự chỉ bảo nhiệt tình đầy trách nhiệm của các thầy giáo, cô giáo Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, đặc biệt là các thầy, các cô trong Bộ môn Hệ thống điện, em đã hoàn thành bản Đồ án tốt nghiệp của mình. Do thời gian có hạn và khả năng của bản thân còn nhiều hạn chế, vì vậy bản Đồ án không tránh khỏi những khiếm khuyết, em rất mong nhận được sự giúp đỡ chỉ bảo của các thầy, các cô để bản Đồ án của em được hoàn thiện hơn. Em xin chân thành cảm ơn! Hà Nội, ngày tháng năm 2006 Sinh viên Nguyễn Ngọc Hiệp Phần I: thiết kế lưới điện khu vực Chương 1 phân tích nguồn và phụ tải Để chọn được phương án nối điện tối ưu cần tiến hành phân tích những đặc điểm của các nguồn cung cấp và các phụ tải. Trên cơ sở đó xác định những phụ tải và công suất mà các nguồn cần cấp sao cho hợp lý, từ đó dự kiến các sơ đồ nối điện của lưới điện đang thiết kế. Phương án tối ưu sẽ được tính toán lựa chọn trong các sơ đồ đưa ra. Các số liệu về nguồn cung cấp và phụ tải: Sơ đồ địa lý: 1.1.2. Những số liệu về nguồn cung cấp: Nhà máy nhiệt điện: Công suất đặt: PI = 3 ´ 80 = 240 MW Hệ số công suất: cosj = 0,85 Điện áp định mức: Uđm = 10,5 kV Hệ thống điện: Công suất vô cùng lớn. Hệ số công suất: cosj = 0,85 Điện áp định mức thanh cái: Uđm = 110 kV. 1.1. 3. Những số liệu về phụ tải: Bảng 1-1: Phụ tải Số liệu 1 2 3 4 5 6 7 8 9 PMax ( MW ) 20 28 20 32 30 32 32 28 22 PMin ( MW ) 12 16,8 12 19,2 18 19,2 19,2 16,8 13,2 Cosj 0,95 0,9 0,9 0,92 0,9 0,95 0,85 0,92 0,9 QMax ( MVAr ) 6,57 13,56 9,69 13,62 14,53 10,52 19,83 11,93 10,66 QMin ( MVAr ) 3,94 8,14 5,81 8,18 8,72 6,31 11,42 7,16 6,39 SMax (MVA ) 21,05 31,11 22,22 34,78 33,33 33,68 37,65 30,44 24,44 SMin (MVA ) 12,63 18,67 13,33 20,87 20,00 20,21 22,59 18,26 14,67 Loại hộ phụ tải I I III I I I I III I Yêu cầu điều chỉnh điện áp KT T KT KT T T KT T KT Điện áp thứ cấp ( kV ) 22 22 22 22 22 22 22 22 22 Phân tích nguồn và phụ tải: Từ các số liệu đã cho ở trên, ta có thể rút ra những nhận xét sau: 1.2.1. Nguồn cung cấp: a, Hệ thống điện (HT) Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn , hệ số công suất trên thanh góp 110 kV của hệ thống bằng 0,85. vì vậy cần phải có sự liên hệ giữa hệ thống và nhà máy điện để có thể trao đổi công suất giữa hai nguồn cung cấp khi cần thiết, đảm bảo cho hệ thống thiết kế làm việc bình thường trong các chế độ vận hành. Mặt khác, vì hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên chọn hệ thống là nút cân bằng công suất và nút cơ sở về điện áp. Ngoài ra, do hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên không cần phải dự trữ công suất trong nhà máy nhiệt điện, nói cách khác công suất tác dụng và phản kháng dự trữ sẽ được lấy từ hệ thống điện. b, Nhà máy nhiệt điện (NĐ). Nhà máy nhiệt điện có 3 tổ máy phát. mỗi máy phát có công suất phát định mức 80 MW, coj = 0,85, điện áp định mức 10,5 kV, như vậy tổng công suất định mức của nhà máy nhiệt điện bằng 3 ´ 80 = 240 MW. Nhiên liệu của nhà máy nhiệt điện có thể là than đá, dầu và khí đốt. Hiệu suất của các nhà máy nhiệt điện tương đối thấp (khoảng 30 á 40%). Thời gian khởi động và tăng phụ tải của nhà máy chậm đồng thời công suất tự dùng của nhà máy nhiệt điện thường chiếm khoảng 6 á 15% tuỳ theo loại nhà máy nhiệt điện. Đối với nhà máy nhiệt điện, các máy phát làm việc ổn định khi phụ tải P³ 70% Pđm; khi phụ tải P < 30% Pđm, các máy phát ngừng làm việc. Công suất phát kinh tế của các máy phát nhà máy nhiệt điện thường bằng (70 á 90%) Pđm. Khi thiết kế chọn công suất phát kinh tế bằng 80% Pđm, nghĩa là: Pkt = 80% Pđm. Do đó khi phụ tải cực đại cả 3 máy phát đều vận hành và tổng công suất tác dụng phát ra của nhà máy nhiệt điện bằng: Pkt = MW. Trong chế độ phụ tải cực tiểu, dự kiến ngừng một máy phát để bảo dưỡng, hai máy phát còn lại sẽ phát 70% Pđm, nghĩa là tổng công suất phát của nhà máy nhiệt điện bằng: Pkt = MW. Khi sự cố ngừng một máy phát, hai máy phát còn lại sẽ phát 100% Pđm, như vậy: PF = 2´ 80 = 160 MW. Phần công suất thiếu trong các chế độ vận hành sẽ được cung cấp từ hệ thống điện. 1.2.2. Phụ tải: Trong HTĐ thiết kế có 09 phụ tải, trong đó có 07 phụ tải loại I và 02 hộ phụ tải loại III, thời gian sử dụng phụ tải cực đại Tmax= 4800 h, các phụ tải có 05 phụ tải yêu cầu điều chỉnh khác thường. Điện áp thứ cấp định mức của các trạm hạ áp bằng 22 kV. Phụ tải cực tiểu bằng 0,6 phụ tải cực đại. Theo sơ đồ phân bố phụ tải cho ta thấy phụ tải được phân bố tập trung về hai phía, điều đó cho phép khi thiết kế có thể phân thành 2 vùng phụ tải như sau: - Vùng 1 nhận điện từ nhà máy nhiệt điện: Gồm 05 phụ tải 1, 2, 3, 4 và 5. - Vùng 2 nhận điện từ hệ thống: Gồm 03 phụ tải 7, 8 và 9. - Riêng phụ tải 6 nằm giữa nhà máy nhiệt điện và hệ thống nên nhận điện từ 2 nguồn. Trong 9 phụ tải, có 7 phụ tải loại I có yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện cũng như chất lượng điện năng cao. Vì hộ loại I nếu xảy ra mất điện sẽ gây thiệt hại lớn về kinh tế, chính trị và an toàn cho tính mạng con người, nên khi thiết kế đối với các phụ tải loại I ta phải cấp điện bằng đường dây kép hoặc mạch vòng. Phụ tải ở xa nguồn nhất là phụ tải 3 (82,46 km). Phụ tải gần nguồn nhất là phụ tải 2 (60,83 km). Đây là khu công nghiệp và dân cư, với khoảng cách giữa nhà máy nhiệt điện và hệ thống cũng như khoảng cách từ nguồn đến phụ tải xa nhất là khá lớn, do vậy ta phải sử dụng đường dây trên không để tải điện, sử dụng dây nhôm lõi thép (AC) làm dây truyền tải điện để đảm bảo khả năng dẫn điện, độ bền cơ cũng như tính kinh tế cao, sử dụng cột bê tông li tâm cho những vị trí cột đỡ, Những vị trí néo, góc, vượt đường, sông, đồi núi được sử dụng cột sắt mạ kẽm nhúng nóng. Toàn tuyến đường dây được sử dụng sứ chuỗi. chương 2 cân bằng công suất trong hệ thống điện Đặc điểm của quá trình sản xuất điện năng là công suất do các nhà máy trong hệ thống sản xuất ra phải luôn cân bằng với công suất tiêu thụ của các phụ tải tại mọi thời điểm, kể cả tổn thất công suất trong các mạng điện. Nếu sự cân bằng bị phá vỡ thì chỉ tiêu chất lượng điện năng bị giảm, dẫn đến giảm chất lượng của sản phẩm hoặc có thể làm mất ổn định, nguy hại hơn là làm tan rã hệ thống. Việc cân bằng công suất trong hệ thống điện cho thấy khả năng cung cấp của các nguồn phát và yêu cầu của các phụ tải có cân bằng hay không, từ đó sơ bộ định ra phương thức vận hành cho nhà máy để đảm bảo cung cấp công suất, thoả mãn các yêu cầu về kỹ thuật và có hiệu quả kinh tế cao nhất. Đặc biệt việc tính toán cân bằng công suất cho hệ thống trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và chế độ sự cố, nhằm đảm bảo độ tin cậy của hệ thống, đảm bảo các chỉ tiêu về chất lượng điện cung cấp cho các phụ tải. 2.1. Cân bằng công suất tác dụng Công suất tác dụng có quan hệ chặt chẽ với tần số của dòng điện xoay chiều, tần số trong hệ thống sẽ thay đổi khi sự cân bằng công suất trong hệ thống bị phá vỡ. Giảm công suất tác dụng phát ra dẫn đến giảm tần số, ngược lại tăng công suất tác dụng phát ra dẫn đến tăng tần số. Vì vậy, tại mỗi thời điểm trong các chế độ xác lập của hệ thống điện, các nhà máy điện trong hệ thống cần phát đủ công suất bằng công suất của hộ tiêu thụ, kể cả tổn thất công suất trong hệ thống. Cân bằng sơ bộ công suất tác dụng được thực hiện trong chế độ phụ tải cực đại của hệ thống. Phương trình cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống điện được biểu diễn như sau: PNĐ + PHT = Ptt = mSPpt + SDPmđ + SPtd + SPdtr ( 2-1 ) Trong đó: + PNĐ : Là công suất tác dụng của các nhà máy điện phát ra. Trong chương trước đã tính được công suất phát kinh tế của nhà máy nhiệt điện bằng: PNĐ = Pkt = 192 MW. + PHT : Công suất nhận từ hệ thống. PHT = Ptt - PNĐ + m : Là hệ số đồng thời ( ở đây lấy m = 1 ). + SPpt : Là tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ SPpt = 20 + 28 + 20 + 32 + 30 + 32 + 32 + 28 + 22 = 244 MW + SDPmđ : Là tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp trong tính toán sơ bộ ta chọn: SDPmđ = 5% mSPpt = 5%. 244 = 12,2 MW + Ptd : Là công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện. Ta chọn: Ptd = 10%Pđm = 0,1 ´ 240 = 24 MW + SPdtr : Là tổng công suất tác dụng dự trữ của toàn hệ thống. Bởi vì hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên công suất dự trữ sẽ lấy từ hệ thống, do đó Pdtr = 0. Do đó công suất tiêu thụ của lưới điện bằng : Ptt = 244 + 12,2 + 24 = 280,20 MW Như vậy trong chế độ phụ tải cực đại công suất mà lưới điện nhận từ hệ thống bằng : PHT = Ptt - PNĐ = 280,20 - 192 = 88,20 MW 2.2. Cân bằng công suất phản kháng Sự cân bằng công suất đòi hỏi không chỉ đối với công suất tác dụng mà còn cả đối với công suất phản kháng. Cân bằng công suất phản kháng có ý nghĩa quyết định đến chất lượng điện áp của mạng điện. Phá hoại sự cân bằng công suất sẽ dẫn đến thay đổi điện áp ở hộ tiêu thụ, nếu thiếu công suất phản kháng làm cho điện áp ở hộ tiêu thụ bị giảm thấp, ngược lại sẽ làm tăng điện áp. Vì vậy, để đảm bảo chất lượng điện áp ở hộ tiêu thụ cần phải cân bằng công suất phản kháng. Phương trình cân bằng công suất phản kháng được biểu diễn như sau: QNĐ + QHT =Qtt = mSQpt + SDQB + SDQL - SQC + SQtd + SQdtr ( 2-2 ) Trong đó: + QNĐ : Là tổng công suất phản kháng do nhà máy nhiệt điện phát ra. QNĐ = PNĐ .tgjF Nhà máy điện cho: CosjF = 0,85 ị tgjf = 0,62, do đó ta có: QNĐ = 192 . 0,62 = 119,04 MVAr. + QHT : Là công suất phản kháng nhận từ hệ thống. QHT = PHT . tgjHT Do cojHT = 0,85 ị tgjHT = 0,62 vậy ta có: QHT = 88,2 . 0,62 = 54,68 MVAr + Qtt: Công suất tiêu thụ của lưới điện. + m : Là hệ số đồng thời (ở đây lấy m = 1). + SQpt : Là tổng công suất phản kháng cực đại của các phụ tải SQpt = SQptmax = 6,57 + 13,56 + 9,69 + 13,63 + 14,53 + 10,52 + 19,83 +11,93 + 10,66 = 110,92 MVAr. + SDQB : Là tổng tổn thất công suất phản kháng trong các máy biến áp của hệ thống Ta lấy: SDQB = 15%SQpt = 15%. 110,92= 16,64 MVAr. + SDQL: Là tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây của mạng điện. + SQC: Là tổng công suất phản kháng do dung dẫn của các đường dây cao áp trong mạng điện sinh ra. Với mạng điện đang xét, trong tính toán sơ bộ ta có thể coi: SDQL = SQC + Qtd : Là công suất phản kháng tự dùng của nhà máy nhiệt điện. Qtd = Ptd . tgjtd Chọn Cosjtd = 0,75 ị tgjtd = 0,882 do đó ta có: SQtd = 24. 0,882 = 19,73 MVAr + SQdtr : Là tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống, ở đây do hệ thống có công suất vô cùng lớn ta lấy Qdtr = 0. Như vậy tổng công suất tiêu thụ trong mạng điện bằng : Qtt = 110,92 + 16,64 + 19,73 = 147,29 MVAr. Tổng công suất do nhà máy và hệ thống cung cấp bằng : QNĐ + QHT = 119,04 + 54,68 = 173,72 MVAr Ta thấy QNĐ + QHT > Qtt , do vậy trong bước tính sơ bộ ta không cần đặt thêm các thiết bị bù công suất phản kháng. 2.3. Sơ bộ xác định phương thức vận hành cho nhà máy nhiệt điện: 2.3.1. Chế độ phụ tải cực đại: Tổng công suất tác dụng tiêu thụ của mạng điện trong chế độ phụ tải cực đại (chưa kể đến dự trữ của hệ thống) bằng: Ptt = mSPpt + SDPmđ + SPtd Ptt = 244 + 12,2 + 24 = 280,2 MW Vì hệ thống và nhà máy nhiệt điện có vai trò là như nhau, nhưng hệ thống có công suất vô cùng lớn do đó ta cho nhà máy nhận tải trước. Các nhà máy nhiệt điện vận hành kinh tế khi công suất phát chiếm (70 á 90%) công suất định mức của các tổ máy, vì vậy ta cho nhà máy phát 80% công suất đặt. PNĐ = Pkt = 80%. 240 = 192 MW. Lượng công suất còn lại do hệ thống cung cấp bằng: PHT = SPy/c - PNĐ = 280,2 - 192 = 88,2 MW 2.3.2. Chế độ phụ tải cực tiểu: Tổng công suất tiêu thụ trong chế độ phụ tải Min bằng: Ptt = 60%(SPttMax + SDPmđMax) = 0,6( 244 + 0,05. 244) = 153,72 MW. Trong chế độ cực tiểu dự kiến ngừng một máy phát , hai máy phát còn lại sẽ phát 70 % công suất, nghĩa là công suất phát của nhà máy : PNĐ = 70% .2.80 = 112 MW Trong đó : + Phần tự dùng là : PtdNĐ = 10%. 160 = 16 MW + Phần phát lên lưới là : PvhNĐ = 112 - 16 = 96 MW Lượng công suất còn lại do hệ thống cung cấp bằng : PHT = 153,72 - 96 = 57,72 MW 2.3.3. Trường hợp sự cố: Với giả thiết không xét đến sự cố xếp chồng thì sự cố nặng nề nhất là hỏng 1 tổ máy 80 MW, khi đó để đáp ứng nhu cầu của phụ tải ta phải cho nhà máy phát 100% công suất của 2 tổ máy còn lại. PNĐ = 160 MW Trong đó: + Phần tự dùng là: PtdNĐ = 10%. 160 = 16 MW + Phần phát lên lưới là: PvhNĐ = 160 - 16 = 144 MW Lượng công suất còn lại do hệ thống cung cấp bằng : PHT = 244 + 0,05. 244 - 144 = 112,2 MW Bảng 2-1 Chế độ phụ tải Nguồn cấp Công suất phát Pf (MW) Tự dùng (MW) Số tổ máy làm việc Pf / Pđm (%) Max NĐ 192 24 3´80 80 HT 88,2 Min NĐ 112 16 2´80 70 HT 57,72 Sự cố NĐ 160 16 2´80 100 HT 112,2 Chương 3 Lựa chọn điện áp định mức của mạng điện 3.1. Nguyên tắc chọn điện áp tải điện: Trong quá trình thiết kế mạng điện việc lựa chọn hợp lý điện áp định mức là một trong những khâu quan trọng, vì nó ảnh hưởng trực tiếp đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện như : Vốn đầu tư, tổn thất điện áp, tổn thất điện năng, chi phí vận hành,... Để chọn được cấp điện áp hợp lý phải thoả mãn các yêu cầu sau: Đáp ứng được các yêu cầu của phụ tải . Phù hợp với lưới điện hiện tại và lưới điện Quốc gia. Mạng điện có chi phí tính toán là nhỏ nhất. Khi tính toán thực tế ta sử dụng công thức kinh nghiệm sau: Ui = 4,34 (kV) Trong đó: + li : Là chiều dài đoạn đường dây thứ i, (km) + Pi : Là công suất truyền tải trên đoạn đường dây thứ i, (MW) + Ui : Là điện áp tại phụ tải thứ i, (với i = 1 á 9) . Nếu tính được Ui = (70 á 160) kV, thì ta chọn cấp điện áp định mức là Uđm = 110 kV. 3.2. Tính chọn cấp điện áp vận hành cho mạng điện: Để đơn giản ta có thể dùng sơ đồ hình tia như sau để tính toán chọn điện áp cho toàn mạng điện: - Tính điện áp vận hành cho nhánh NĐ - PT1: U1 = 4,34 = 85,79 kV. - Tính công suất truyền tải trên đường dây liên lạc NĐ - PT6 - HT: + Công suất truyền tải giữa NĐ và phụ tải 6 được xác định theo công thức sau: PNĐ - 6 = PNĐ - SP1,2,3,4,5 - SDPmđ 1,2,3,4,5 - PtdNĐ Trong đó: + SP1,2,3,4,5 = 20 + 28 + 20 +32 +30 = 130 MW + SDPmđ 1,2,3,4,5 = 5% SP1,2,3,4,5 = 0,05.130 = 6,5 MW + PtdNĐ = 10% PNĐ = 0,1.240 = 24 MW. + PNĐ = Pkt = 192 MW (đã tính được ở mục 2.3.1) ị PNĐ - 6 = 192 - 130 - 6,5 - 24 = 31,5 MW + Công suất truyền tải giữa HT và phụ tải 6 là: PHT - 6 = P6 + SDPmđ6 - PNĐ - 6 = 32 + 0,05.32 - 31,5 = 2,1 MW - Tính điện áp vận hành cho nhánh NĐ - PT6 và PT6 - HT: UNĐ-6 = 4,34 = 104,04 kV. UHT-6 = 4,34 = 39,92 kV. Tính toán tương tự cho các nhánh còn lại, ta có kết quả tính toán trong bảng sau: Bảng 3 - 1 Lộ đường dây li (km) Pi (MW) Ui (kV) NĐ - PT1 70,71 20 85,79 NĐ - PT2 60,83 28 97,89 NĐ - PT3 82,46 20 87,07 NĐ - PT4 67,08 32 104,44 NĐ - PT5 72,80 30 102,04 NĐ - PT6 70,71 31,5 104,04 HT - PT6 50,99 2,1 39,92 HT -PT7 60,83 32 103,87 HT -PT8 72,11 28 98,97 HT -PT9 64,03 22 88,52 Từ bảng kết quả tính toán ở trên, ta thấy tất cả các giá trị điện áp tính được hầu hết đều nằm trong khoảng (70 á 160) kV. Vậy ta chọn cấp điện áp định mức tải điện cho toàn mạng điện thiết kế là Uđm = 110 kV và tất cả các phương án thiết kế đều chọn cấp điện áp này. Chương 4 Các phương án nối dây của mạng điện Chọn phương án tối ưu 4.1. những yêu cầu chính đối với mạng điện Việc dự kiến các phương án và lựa chọn phương án nối dây tối ưu của mạng điện khi thiết kế có tính quyết định, vì nó ảnh hưởng tới việc thi công, quản lý vận hành cũng như các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật. Các phương án nối dây của lưới điện phải xuất phát từ các yêu cầu về: 1) Độ tin cậy cung cấp điện. 2) Đảm bảo chất lượng điện. 3) Đảm bảo tính linh hoạt cao. 4) Đảm bảo an toàn cung cấp điện. 4.2. lựa chọn dây dẫn Dây dẫn dùng để dẫn điện từ nguồn đến các phụ tải, các vật liệu dùng để chế tạo dây dẫn là: đồng, nhôm, thép và hợp kim. Dây đồng: Đồng là vậy liệu dẫn điện tốt nhất vì có điện trở suất nhỏ. Bề mặt của các sợi dây đồng bọc một lớp oxit đồng nên khả năng chống ăn mòn tốt. Nhược điểm của dây đồng là rất đắt tiền, do đó chỉ được sử dụng trong các mạng điện đặc biệt. Dây nhôm: Nhôm là kim loại dẫn điện tốt chỉ sau đồng. Dây nhôm có khả năng chống ăn mòn tốt, song độ bền cơ tương đối nhỏ. Dây nhôm lõi thép: Được sử dụng phổ biến nhất ở các đường dây trên không điện áp từ 35kV trở lên. Dây nhôm lõi thép có độ bền cơ rất tốt, giá thành tương đối rẻ. Vậy đối với đường dây thiết kế, để đảm bảo tính kinh tế - kỹ thuật ta chọn sử dụng loại dây nhôm lõi thép (AC). 4.3. phân vùng cấp điện Căn cứ vào sơ đồ địa lý giữa nguồn và các phụ tải, công suất đặt và chế độ làm việc của các nhà máy điện, ta có thể phân vùng cung cấp điện như sau: Vùng 1: Gồm các phụ tải 1,2,3,4 và 5 được cung cấp điện từ nhà máy NĐ. Vùng 2: Gồm các phụ tải 7,8 và 9 được cung cấp điện từ HT. Riêng phụ tải 6 nhận điện từ cả 2 nguồn là nhà máy NĐ và HT. Để liên lạc giữa nhà máy điện và hệ thống ta dùng đường dây kép qua PT6. 4.4. Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án Sử dụng phương pháp mô men phụ tải, sơ bộ chọn được các phương án sau: 4.4.1. các phương án chọn sơ bộ 1) Phương án 1: 2) Phương án 2: 3) Phương án 3: 4)Phương án 4: 5) Phương án 5: 4. 4.2. Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án: Đối với 5 phương án đã chọn, ta thấy trong cả 5 phương án đều có sơ đồ nối dây là: NĐ và HT được liên lạc với nhau qua phụ tải 6. Do vậy ta sẽ kiểm tra kỹ thuật của đường dây liên lạc cố định giữa 2 nguồn cung cấp cho mạng điện qua phụ tải 6 của phương án1, các phương án sau ta sử dụng kết quả đã tính mà không phải tính lại nhiều lần. Để giảm khối lượng tính toán các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật, trước hết ta tính các thông số kỹ thuật cho các phương án, loại bỏ các phương án không đảm bảo điều kiện kỹ thuật, giữ lại các phương án đảm bảo về mặt kỹ thuật để tính toán và so sánh về mặt kinh tế. Khi so sánh các phương án về mặt kỹ thuật ta cần tiến hành các bước sau: 1) Chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện Jkt: Dây dẫn lựa chọn là dây nhôm lõi thép (AC), loại dây này có độ dẫn điện tốt, độ bền cơ cao và giá thành hợp lý, do đó được sử dụng rộng rãi trong thực tế. Vì mạng điện thiết kế là mạng 110 kV có chiều dài lớn, nên tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ dòng điện kinh tế (Jkt). Tiết diện kinh tế được tính theo công thức sau: Fi = (mm2) Trong đó: + Fi : Là tiết diện dây dẫn tính toán của đoạn đường dây thứ i (mm2) + IMax i : Là dòng điện chạy trên đoạn đường dây thứ i khi phụ tải cực đại (A) + Jkt : Là mật độ dòng điện kinh tế, nó phụ thuộc vào thời gian sử dụng công suất lớn nhất (TMax) và loại dây dẫn. (A/mm2) Với thời gian sử dụng công suất lớn nhất đã cho: TMax = 4800h và dùng dây AC cho toàn mạng. Tra bảng 2- 4, Trang 64 - Thiết kế các mạng & Hệ thống điện - NXB Khoa học Kỹ thuật 2004 của tác giả Nguyễn Văn Đạm, ta có: Jkt = 1,1 A/mm2. Đối với đường dây một mạch thì: IMax = . 103 = . 103 (A) Đối với đường dây 2 mạch thì: IMax = . 103 = . 103 (A) Từ Fi tính toán được, ta chọn tiết diện tiêu chuẩn gần nhất (Ftc), sau đó kiểm tra tiết diện dây dẫn đã chọn theo các điều kiện: Vầng quang điện, độ bền cơ, điều kiện phát nóng dây dẫn và điều kiện tổn thất điện áp cho phép. 2) Kiểm tra tiết diện dây dẫn vừa chọn theo các điều kiện: a) Điều kiện vầng quang điện: Đối với cấp điện áp 110 kV, để đảm bảo không phát sinh vầng quang thì dây dẫn phải có tiết diện F ³ 70 mm2. Điều kiện này được phối hợp với điều kiện độ bền cơ (khi dây dẫn đã đảm bảo điều kiện vầng quang thì luôn luôn đảm bảo độ bền cơ). b) Điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố dùng để kiểm tra điều kiện kỹ thuật với lộ kép là khi đứt 1 nhánh trong lộ kép của đường dây, với mạch vòng thì ta phải xét cụ thể sự cố xảy ra trên các nhánh. Kiểm tra theo điều kiện phát nóng là: dòng điện chạy trên dây dẫn khi xảy ra sự cố phải thoả mãn: ISC Ê k. ICP Trong đó: + K : Là hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ khác nhiệt độ tiêu chuẩn, ứng với nhiệt độ môi trường là 250c thì k = 0,8. + ICP : Là dòng điện cho phép của dây dẫn, nó phụ thuộc vào bản chất và tiết diện dây dẫn (Tra bảng). c) Kiểm tra điều kiện tổn thất điện áp: Kiểm tra trong 2 điều kiện là khi vận hành bình thường ở chế độ phụ tải cực đại và khi sự cố nặng nề nhất. DUbt Max (%) Ê DUbt CP (%) = 10% DUSC Max (%) Ê DUSC CP (%) = 20% Nếu hộ tiêu thụ ở xa nguồn mà dự kiến dùng MBA điều áp dưới tải, vì loại MBA này có phạm vi điều chỉnh rộng nên có thể cho phép: DUbt Max (%) Ê DUbt CP (%) = 15 á 20% DUSC Max (%) Ê DUSC CP (%) = 20 á 25% Trong đó: DUbt Max , DUSC Max : Là tổn thất điện áp lúc bình thường với phụ tải cực đại và tổn thất điện áp lúc sự cố nặng nề nhất. Nó được tính theo công thức: DUi% = . 100 (%) + Pi , Qi : Là công suất chạy trên đoạn đường dây thứ i (MW, MVAr). + Ri , Xi : Là điện trở tác dụng và điện kháng của đoạn đường dây thứ i (W). Phương án 1: Sơ đồ nối dây như sau: (*)Xét đường dây liên lạc: NĐ - PT6 và HT - PT6, ta có: - Công suất truyền tải trên đoạn đường dây NĐ - PT6 được xác định theo biểu thức sau: PNĐ - 6 = PNĐ - SP1,2,3,4,5 - SDPmđ 1,2,3,4,5 - Ptd Trong đó: + SP1,2,3,4 = P1 + P2 + P3 + P4 + P5 + SDPmđ 1,2,3,4 = 5% SP1,2,3,4,5 + Ptd = 10% PNĐ - Công suất truyền tải trên đoạn đường dây HT - PT6 được xác định theo biểu thức sau: PHT - 6 = P6 + SDPmđ6 - PNĐ - 6 (+) Trong chế độ phụ tải Max ta đã tính được (mục 3.2): . PNĐ - 6 = 31,5 MW . PHT - 6 = 2,10 MW Công suất phản kháng do NĐ truyền vào đường dây NĐ - 6 có thể được tính gần đúng như sau : . QNĐ - 6 = PNĐ - 6 ´ tgj6 = 31,5 ´ 0,33 = 10,40 MVAr ; (coj6 = 0,95 ) Công suất phản kháng truyền vào đường dây HT - 6 được tính như sau : . QHT - 6 = Q6 +SDQ6 - Q NĐ- 6 = 10,52 + 0,15 ´ 10,52 - 10,40 = 1,70 MVAr (+) Trong chế độ phụ tải Min, ta có: . PNĐ - 6 = PNĐ - SP1,2,3,4,5 - SDPmđ 1,2,3,4,5 - Ptd Trong đó : . SP1,2,3,4,5 = 12 + 16,8 + 12 + 19,2 + 18 = 78 MW . SDPmđ 1,2,3,4,5 = 5% SP1,2,3,4,5 = 0,05.78 = 3,9 MW . PtdNĐ = 10% PNĐ = 0,1.160 = 16 MW. . PNĐ = 112 MW (đã tính được ở mục 2.3.2) ị PNĐ - 6 = 112 - 78 - 3,9 - 16 = 14,10 MW . PHT - 6 = P6 + SDPmđ6 - PNĐ - 6 = 19,2 + 0,05.19,2 - 14,10 = 6,06 MW Công suất phản kháng từ NĐ truyền vào HT có thể được tính bằng : . QNĐ - 6 = PNĐ - 6 ´ tgj6 = 14,10 ´ 0,33 = 4,65 MVAr . QHT - 6 = Q6 + 0,15Q6 - QNĐ - 6 = 6,31 + 0,15 ´ 6,31 - 4,65 = 2,61 MVAr (+) Khi sự cố 1 tổ máy 80MW, công suất truyền tải giữa NĐ - PT6 được xác định như sau: . PNĐ - 6 = PNĐ - SP1,2,3,4,5 - SDPmđ 1,2,3,4,5 - Ptd = 160 - 130 - 6,5 - 16 = 7,50 MW Trong đó: PNĐ = 160 MW (đã tính được ở mục 2.3.3 ) Như vậy công suất truyền tải giữa HT và phụ tải 6 được tính như sau: . PHT - 6 = P6 + SDPmđ6 - PNĐ -6 = 32 +1,6 - 7,50 = 26,10 MW. . QNĐ - 6 = PNĐ - 6 . tgj6 = 7,50 . 0,33 = 2,48 MVAr . QHT - 6 = Q6 + 0,15Q6 - QNĐ - 6 = 10,52 + 0,15. 10,52 - 2,48 = 9,62 MVAr Từ các số liệu tính toán, ta có bảng tổng hợp kết quả trong các chế độ như sau: Bảng 4 - 1 Chế độ phụ tải SNĐ - 6 (MVA) SHT - 6 (MVA) Max 31,5 + j 10,40 2,10 + j 1,70 Min 14,1 + j 4,65 6,06 + j 2,61 Sự cố 7,50 + j 2,48 26,10 + j 9,62 Nhìn vào bảng kết quả trên ta thấy ở chế độ phụ tải Max, dòng công suất truyền tải SNĐ - 6 lớn hơn ở chế độ phụ tải Min, do vậy ta chọn tiết diện dây dẫn của đường dây NĐ - PT6 theo chế độ Max, còn đường dây HT - PT6 dòng công suất trong chế độ phụ tải Min lớn hơn chế độ phụ tải Max vì vậy ta chọn tiết diện dây dẫn của đoạn này theo chế độ phụ tải Min. Đồng thời dòng công suất chạy trên đoạn đường dây liên lạc NĐ - PT6 lớn nhất khi phụ tải Max, do đó sự cố đứt dây sẽ nguy hiểm hơn sự cố hỏng 1 tổ máy và dòng công suất chạy trên đoạn đường dây HT - 6 sẽ lớn nhất khi sự cố hỏng một tổ máy, vì vậy ta kiểm tra khi sự cố đứt dây đối với đoạn đường dây NĐ - 6 và sự cố hỏng một tổ máy đối với đoạn đường dây HT - 6. * Tính chọn dây dẫn cho đoạn NĐ - PT6: Dòng điện cực đại chạy trên đoạn NĐ - PT6 là: INĐ - 6 = = = 87,06 A. FNĐ - 6 = = = 79,14 mm2 Tra bảng 2.4 - Trang 64 - Thiết kế các mạng và hệ thống điện - NXB KHKT - 2004 của tác giả Nguyễn Văn Đạm, ta chọn được dây dẫn tiêu chuẩn gần nhất là dây AC - 70. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn trong chế độ sự cố nguy hiểm nhất: ở trên ta đã tính toán (Bảng 4.1) và nhận xét sự cố nguy hiểm nhất đối với đường dây NĐ - 6 khi đứt 1 lộ đường dây trong chế độ phụ tải Max khi đó dòng điện chạy trên đường dây còn lại tăng lên gấp 2 lần: Isc Max = 2. 87,06 = 174,12 A. Dây AC-70, đặt ngoài trời có: ICP = 265 A ị k. ICP = 0,8 . 265 = 212 A Ta thấy: I Max = 2.87,06 = 174,12 A < k. ICP = 212 Aị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc Max Dây AC 70 có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km ị RN - 6 = . r0 . l N - 6 = . 0,46 .70,71 = 16,26 W XN - 6 = . x0 . lN -6 = . 0,44 .70,71 = 15,63 W ị DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 5,58% Ta thấy DUbt Max(%) = 5,58 % < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đây là đường dây kép và dòng điện chạy trên đường dây lớn nhất khi phụ tải Max nên sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 trong 2 mạch của đường dây, khi đó tổng trở của đường dây tăng lên gấp 2 lần. Do vậy tổn thất điện áp khi sự cố đứt 1 đường dây cũng tăng lên 2 lần so với tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường . DUSC1 (%) = 5,58% . 2 = 11,16 %. Trường hợp sự cố một máy phát khi đó sự cố trên đường dây PT6 - NĐ bằng : DUSC2(%) = . 100 = . 100 = 1,33% Vậy DUSCMax = DUSC1 = 11,16 Ta thấy DUSCMax = 11,16% < DUSC CP = 20% ị Đạt yêu cầu. Vây đường dây liên lạc NĐ - PT6 ta chọn loại dây AC-70 là đạt yêu cầu (đảm bảo điều kiện vầng quang điện, độ bền cơ, tổn thất điện áp cho phép và điều kiện phát nóng dây dẫn). * Chọn dây dẫn cho đoạn đường dây HT - PT6: Chọn dòng công suất khi phụ tải Min, tính tương tự ta có: IHT - 6 = = = 17,37 A. FHT - 6 = = = 15,74 mm2 Để không xuất hiện vầng quang khi vận hành đường dây ta chọn dây AC-70. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Xét sự cố khi đứt một mạch của đường dây lộ kép. Khi đó: ISC1 = 2 . 17,37 = 34,64 A Khi hỏng một tổ máy phát 80 MW khi đó dòng điện chạy trên đoạn đường dây HT - 6 bằng : ISC2 = = 73,00 A Như vậy dòng điện sự cố Max chạy trên đoạn đường dây HT - 6 là : ISCMax = ISC2 = 73,00 A Mà dây AC-70, đặt ngoài trời có: ICP = 265A ị k. ICP = 0,8 . 265 = 212A Ta thấy: ISC Max = 73,00 A < k. ICP = 212A ị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng cho phép. Dây AC-70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km ị RHT - 6 = . r0 . lHT -6 = . 0,46 . 50,99 = 11,73W XHT -6 = . x0 . lHT - 6 = . 0,44 . 50,99 = 11,22 W - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 0,83% Ta thấy DUbt Max(%) = 0,83% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: + Trường hợp sự cố khi đứt 1 trong 2 lộ của đường dây, khi đó tổng trở của đường dây tăng lên gấp 2 lần. Do vậy tổn thất điện áp khi sự cố đứt 1 đường dây cũng tăng lên 2 lần so với tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường. DUSC 1 (%) = 0,83% . 2 = 1,66 %. + Trường hợp sự cố một tổ máy phát 80 MW khi đó tổn thất điện áp trên đoạn đường dây HT - 6 bằng : DUSC2 HT - 6 (%) = . 100 = .100 = 3,42% Như vậy: DUSC 2 (%) = DUMax (%) = 3,42% Ta thấy DUSC Max = 3,42% < DUSC CP = 20% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn PT6 - HT ta chọn dây AC-70. (*) Xét đoạn NĐ - PT1: Tính toán tương tự ta có: IN - 1 = . 103 = . 103 = 55,25 A FN - 1 = = = 50,23 mm2 Để không xuất hiện vầng quang khi vận hành ta chọn dây AC-70. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 55,25 = 110,50 A Dây AC-70, đặt ngoài trời có: ICP = 265A ị k. ICP = 0,8 . 265 = 212 A Ta thấy: ISC Max = 110,50 A < k. ICP = 212 Aị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC-70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km ị RN - 1 = . r0 . lN -1 = . 0,46 . 70,71 = 16,26 W XN - 1 = . x0 . lN - 1 = . 0,44 . 70,71 = 15,56 W ị DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 3,53% Ta thấy DUbt Max(%) = 3,53% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 3,53% = 7,06 % Vậy DUSC Max = 7,06 % < DUSC CP = 20% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT1 ta chọn dây AC-70. (*) Xét đoạn NĐ - PT2: Tính toán tương tự ta có: IN - 2 = . 103 = . 103 = 81,65 A FN - 2 = = = 74,23 mm2 Tra bảng chọn dây AC - 70. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 81,65 = 163,30 A Dây AC - 70, đặt ngoài trời có: ICP = 265A ị k. ICP = 0,8 . 265 = 212A Ta thấy: ISC Max = 163,30 A < k. ICP = 212 Aị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. Dây AC-70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km ị RN - 2 = . r0 . lN -2 = . 0,46 . 60,83 = 13,99 W XN -2 = . x0 . lN - 2 = . 0,44 . 60,83 = 13,38 W ị DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 4,74% Ta thấy DUbt Max(%) = 4,74% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 4,74% = 9,48 % Vậy DUSC Max = 9,48 % < DUSC CP = 20% ị._. Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT2 ta chọn dây AC-70. (*) Xét đoạn NĐ - PT3: Vì phụ tải 3 là phụ tải loại III nên ta dùng đường dây đơn để tải điện do đó: IN - 3 = . 103 = . 103 = 116,64 A FN - 3 = = = 106,04 mm2 Tra bảng chọn dây AC-95, có : r0 = 0,33 W/km ; x0 = 0,429 W/km RN - 3 = r0 . LN - 3 = 0,33 . 82,46 = 27,21 W XN - 3 = x0 . LN - 3 = 0,429 . 82,46 = 35,38 W - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Phát nóng mạnh nhất đối với đường dây 1 mạch khi dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn nghĩa là: I Max = Ibt Max = 116,64 A Dây AC-95, đặt ngoài trời có: ICP = 330A ị k. ICP = 0,8 . 330 = 264A Ta thấy: I Max = 116,64 A < k. ICP = 264 Aị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 7,33% Ta thấy DUbt Max(%) = 7,33% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT3, ta chọn dây AC-95. (*) Xét đoạn NĐ - PT4: Tính toán tương tự ta có: IN - 4 = . 103 = . 103 = 91,28 A FN - 4 = = = 82,98 mm2 Tra bảng chọn dây AC-95. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 91,28 = 182,56 A Dây AC-95, đặt ngoài trời có: ICP = 330A ị k. ICP = 0,8 . 330 = 264 A Ta thấy: I SCMax = 182,56 A < k. ICP = 264 A ị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. Dây AC-95, có: r0 = 0,33 W/km ; x0 = 0,429 W/km ị RN - 4 = . r0 . lN - 4 = . 0,33 . 67,08 = 11,07 W XN - 4 = . x0 . lN - 4 = . 0,429 . 67,08 = 14,39 W ị DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 4,55% Ta thấy DUbt Max(%) = 4,55% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2.4,55% = 9,10% Vậy DUSC Max = 9,10 % < DUSC CP = 20% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT4 ta chọn dây AC-95. (*) Xét đoạn NĐ - PT5: Tính toán tương tự ta có: IN - 5 = . 103 = . 103 = 87,48 A FN - 5 = = = 79,52 mm2 Tra bảng chọn dây AC-70. Dây AC-70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km ị RN - 5 = . r0 . lN - 5 = . 0,46 . 72,80 = 16,74 W XN - 5 = . x0 . lN - 5 = . 0,44 . 72,80 = 16,02 W Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 87,48 = 174,96 A. Ta thấy: ISC Max = 174,96A < k. ICP = 212 A ị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 6,07% Ta thấy DUbt Max(%) = 6,07% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. DUbt Max(%) = 2. 6,07% = 12,14% Ta thấy: DUSC Max = 12,14% < DUSC CP = 20% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT5, ta chọn dây AC-70. (*) Xét đoạn HT - PT7: Tính toán tương tự ta có: IHT - 7 = . 103 = . 103 = 98,80 A FHT - 7 = = = 89,82 mm2 Tra bảng chọn dây AC-95, có : r0 = 0,33 W/km ; x0 = 0,429 W/km RHT - 7 = .r0 . LHT - 7 = .0,33 . 60,83 = 10,04 W XHT - 7 = .x0 . LHT - 7 = .0,429 . 60,83 = 13,05 W Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 98,80 = 197,60 A. Ta thấy: ISC Max = 197,60 A < k. ICP = 0,8.330 = 264 A ị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 4,79% Ta thấy DUbt Max(%) = 4,79% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. DUbt Max(%) = 2. 4,79% = 9,58% Ta thấy: DUSC Max = 9,58% < DUSC CP = 20% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn HT - PT7, ta chọn dây AC-95. (*) Xét đoạn HT - PT8: Tính toán tương tự ta có: IHT - 8 = . 103 = . 103 = 159,75 A FHT - 8 = = = 145,22 mm2 Tra bảng chọn dây AC-150, có : r0 = 0,21 W/km ; x0 = 0,416 W/km RHT - 8 = r0 . LHT - 8 = 0,21 . 72,11 = 15,14 W XHT - 8 = x0 . LHT - 8 = 0,416 . 72,11 = 30,00 W - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Phát nóng mạnh nhất đối với đường dây 1 mạch khi dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn nghĩa là: I Max = Ibt Max = 159,75 A Dây AC-150, đặt ngoài trời có: ICP = 445A ị k. ICP = 0,8 . 445 = 356A Ta thấy: I Max =159,75 A < k. ICP = 356 Aị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 6,46% Ta thấy DUbt Max(%) = 6,46% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn HT - PT8, ta chọn dây AC-150. (*) Xét đoạn HT - PT9: Tính toán tương tự ta có: IHT - 9 = . 103 = . 103 = 64,15 A FHT - 9 = = = 58,32 mm2 Để đường dây khi vận hành không xuất hiện vầng quang ta chọn dây AC-70. Dây AC-70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km ị RN - 5 = . r0 . lN - 5 = . 0,46 . 64,03 = 14,73 W XN - 5 = . x0 . lN - 5 = . 0,44 . 64,03 = 14,09 W Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 64,15 = 128,15 A. Ta thấy: ISC Max = 128,15 A < k. ICP = 212 A ị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 3,92% Ta thấy DUbt Max(%) = 3,92% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. DUbt Max(%) = 2. 3,92% = 7,84% Ta thấy: DUSC Max = 7,84% < DUSC CP = 20% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn HT - PT9, ta chọn dây AC-95. Cuối cùng ta có bảng thống kê kết quả tính toán kỹ thuật phương án 1 như sau : Bảng thống kê kết quả tính toán của phương án 1 như sau: Thông số Các lộ đường dây NĐ - 1 NĐ - 2 NĐ - 3 NĐ - 4 NĐ - 5 NĐ - 6 HT - 6 HT - 7 HT - 8 HT9 PMax(MW) 20 28 20 32 30 31,50 6,06 32 28 22 QMax(MVAr) 6,57 13,56 9,69 13,62 14,53 10,40 2,61 19,83 11,93 10,66 Ibt Max(A) 55,25 81,56 116,64 91,28 87,48 87,06 17,32 98,80 159,75 64,15 ISC Max(A) 110,50 163,12 - 182,56 174,96 174,12 34,64 197,60 - 128,30 Fkt (mm2) 50,23 74,23 106,04 82,98 79,52 79,14 15,74 89,92 145,22 58,32 Loại dây AC-70 AC-70 AC-95 AC- 95 AC - 70 AC - 70 AC - 70 AC- 95 AC - 150 AC - 70 k. ICP (A) 212 212 264 264 212 212 212 264 356 212 r0 (W/km) 0,46 0,46 0,33 0,33 0,46 0,46 0,46 0,33 0,21 0,46 x0 (W/km) 0,44 0,44 0,429 0,429 0,44 0,44 0,44 0,429 0,416 0,44 L (km) 70,71 60,83 82,46 67,08 72,80 70,71 50,99 60,83 72,11 64,03 R (W) 16,26 13,99 27,21 11,07 16,74 16,26 11,73 10,04 15,14 14,73 X (W) 15,56 13,38 35,38 14,39 16,02 15,63 11,22 13,05 30,00 14,09 DUbt (%) 3,53 4,74 7,33 4,55 6,07 5,58 0,83 4,79 6,46 3,92 DUSC (%) 7,06 9,48 - 9,10 12,14 11,16 3,42 9,58 - 7,84 DUbt Max (%) 7,33 DUSC Max (%) 12,14 ( khi đứt một mạch trên đường dây lộ kép NĐ - PT5 ). Phương án 2: Sơ đồ nối dây như sau: Nhận xét: Phương án 2 khác phương án 1 ở sơ đồ nối dây từ NĐ đến phụ tải 3 đi qua phụ tải 2 (nhánh NĐ - PT2 - PT3) và sơ đồ nối dây từ HT đến phụ tải 8 qua phụ tải 7 (nhánh HT - PT7 - PT8), do đó ta chỉ cần tính toán thiết kế cho 2 mạch nhánh NĐ - PT2 - PT3 và HT - PT7 - PT8, còn các phụ tải khác và đường dây liên lạc ta giữ nguyên như phương án 1. 1. Xét đoạn đường dây NĐ - PT2: Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: SN - 2 = (P2 + P3) + j (Q2 + Q3) = (28 + 20) + j (13,56 + 9,69) = 48 + j 23,25 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: IN - 2 = . 103 = . 103 = 139,97 A FN - 2 = = = 125,25 mm2 Tra bảng ta chọn dây AC - 120. Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 139,97 = 279,94 A Dây AC-120, đặt ngoài trời có: ICP = 380 A ị k. ICP = 0,8 . 380 = 304 A Ta thấy: ISC Max = 279,94 A < k. ICP = 304 A ị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. + Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC-150, có: r0 = 0,27 W/km ; x0 = 0,423 W/km ị RN - 2 = .r0 . LN - 2 = . 0,27. 60,83 = 8,21 W XN - 2 = .x0 . LN - 2 = . 0,423. 60,83 = 12,87 W DUbt Max(%) = .100 = . 100 = 5,73% Ta thấy DUbt Max(%) = 6,00% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 5,73% = 11,46 % Ta thấy DUSC Max = 11,46% < DUSC CP = 20% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT2, ta chọn dây AC-120. 2. Xét đoạn PT2 - PT3: Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: S2 - 3 = P3 + j Q3 = 20 + J 9,69 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: I2 - 3 = . 103 = . 103 = 116,64 A F2 - 3 = = = 106,04 mm2 Tra bảng chọn dây AC - 95, có : r0 = 0,33 W/km ; x0 = 0,429 W/km R2 - 3 = r0 . L2 - 3 = 0,33 . 36,06 = 11,90 W X2 - 3 = x0 . L2 - 3 = 0,429 . 36,06 = 15,47 W - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Phát nóng mạnh nhất đối với đường dây 1 mạch khi dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn nghĩa là: I Max = Ibt Max = 116,64 A Dây AC-95, đặt ngoài trời có: ICP = 330 ị k. ICP = 0,8 . 330 = 264A Ta thấy: I Max = 116,64 A < k. ICP = 264 A ị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 3,21% Ta thấy DUbt Max(%) = 3,21% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn PT2 - PT3, ta chọn dây AC - 95. + Tổn thất điện áp nhánh NĐ - PT2 - PT3: . Chế độ làm việc bình thường là: DUbt Max(%) = DUbt N-2(%) + DUbt 2-3(%) = 5,73 + 3,21 = 8,94 % . Chế độ sự cố là: DUSC Max(%) = DUSC N-2(%) + DUbt 2-3(%) = 11,46 + 3,21 = 14,67 %. 3. Xét đoạn đường dây HT - PT7: Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: SHT - 7 = (P7 + P8) + j(Q7 + Q8) = (32 + 28) + j(19,83 + 11,93) = 60 + j 31,76 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: IHT - 7 = . 103 = . 103 = 178,18 A FHT - 7 = = = 161,96 mm2 Tra bảng ta chọn dây AC - 150. Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 178,18 = 356,36 A Dây AC -150, đặt ngoài trời có: ICP = 445 A ị k. ICP = 0,8 . 445 = 336 A Ta thấy: ISC Max = 356,18 A > k. ICP = 336 A ị Dây dẫn đã chọn không đảm bảo điều kiện phát nóng, vậy ta chọn dây AC-185. + Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC-185, có: r0 = 0,17 W/km ; x0 = 0,409 W/km ị RHT - 7 = .r0 . LHT -7 = . 0,17. 60,83 = 5,17 W XHT - 7 = .x0 . LHT -7 = . 0,409. 60,83 = 12,44 W DUbt Max(%) =. 100 = .100 = 5,83% Ta thấy DUbt Max(%) = 5,83% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 5,83% = 11,66 % Ta thấy DUSC Max = 11,66% < DUSC CP = 20% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn HT - PT7, ta chọn dây AC-185. 4. Xét đoạn PT7 - PT8: Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: S7 - 8 = P8 + jQ8 = 28 + j 11,93 MVA I7 - 8 = . 103 = . 103 = 159,75 A F7 - 8 = = = 145,22 mm2 Tra bảng chọn dây AC -150, có : r0 = 0,21 W/km ; x0 = 0,416 W/km R7 - 8 = r0 . L7 - 8 = 0,21 . 50 = 10,50 W X7 - 8 = . x0 . L7 - 8 = 0,416 . 50 = 20,80 W - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Phát nóng mạnh nhất đối với đường dây 1 mạch khi dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn nghĩa là: I Max = Ibt Max = 159,75 A Dây AC - 150, đặt ngoài trời có: ICP = 445A ị k. ICP = 0,8 . 445 = 356A Ta thấy: I Max =159,75 A < k. ICP = 356 A ị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 4,48% Ta thấy DUbt Max(%) = 4,48% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn PT7 - PT8, ta chọn dây AC-150. + Tổn thất điện áp nhánh HT - PT7 - PT8: . Chế độ làm việc bình thường là: DUbt Max(%) = DUbt HT-7(%) + DUbt 7-8(%) = 5,83 + 4,48 = 10,31 % . Chế độ sự cố là: DUSC Max(%) = DUSC HT-7(%) + DUbt 7-8(%) =11,66 + 4,48 = 16,14 %. Vậy ta có bảng tổng kết tính toán kỹ thuật phương án 2 như sau: Bảng thống kê kết quả tính toán của phương án 2 như sau: Thông số Các lộ đường dây NĐ - 1 NĐ - 2 2 - 3 NĐ - 4 NĐ - 5 NĐ - 6 HT - 6 HT - 7 7 - 8 HT - 9 PMax(MW) 20 48 20 32 30 31,50 6,06 60 28 22 QMax(MVAr) 6,57 23,25 9,69 13,62 14,53 10,40 2,61 31,76 11,93 10,66 Ibt Max(A) 55,25 139,97 116,64 91,28 87,48 87,06 17,32 178,18 159,75 64,15 ISC Max(A) 110,50 279,94 - 182,56 174,96 174,12 34,64 356,36 - 128,30 Fkt (mm2) 50,23 127,25 106,04 82,98 79,52 79,14 15,74 161,96 145,22 58,32 Loại dây AC - 70 AC-120 AC-95 AC - 95 AC - 70 AC - 70 AC - 70 AC- 185 AC - 150 AC - 70 k. ICP (A) 212 304 264 264 212 212 212 408 356 212 r0 (W/km) 0,46 0,27 0,33 0,33 0,46 0,46 0,46 0,17 0,21 0,46 x0 (W/km) 0,44 0,423 0,429 0,429 0,44 0,44 0,44 0,409 0,416 0,44 L (km) 70,71 60,83 36,06 67,08 72,80 70,71 50,99 60,83 72,11 64,03 R (W) 16,26 8,21 11,90 11,07 16,74 16,26 11,73 5,17 10,50 14,73 X (W) 15,56 12,87 15,47 14,39 16,02 15,63 11,22 12,44 20,80 14,09 DUbt (%) 3,53 5,73 3,21 4,55 6,07 5,58 0,83 5,83 4,48 3,92 DUSC (%) 7,06 11,46 - 9,10 12,14 11,16 3,42 11,66 - 7,84 DUbt Max (%) = DUbt HT - 7 - 8 = 5,83 + 4,48 = 10,31%. ( Tổn thất đường dây HT - PT7 - PT8 ). DUSC Max (%) = DUSC HT - 7 + DUbt 7 - 8 = 11,66 + 4,48 = 16,14 % . ( khi đứt 1 mạch lộ kép HT - PT7 - PT8 ) Phương án 3: Sơ đồ nối dây như sau: Nhận xét: Phương án 3 khác phương án 1 ở sơ đồ nối dây từ NĐ đến PT3 đi qua PT2 (nhánh NĐ - PT2 - PT3) và NĐ đến PT5 qua PT4, ở phương án 2 ta đã tính toán thiết kế được đoạn đường dây NĐ - PT2 - PT3. Do đó ta chỉ cần tính toán thiết kế cho mạch nhánh NĐ - PT4 - PT5, còn các phụ tải khác và đường dây liên lạc ta giữ nguyên như phương án 1. 1. Xét đoạn đường dây NĐ - PT4: Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: SN - 4 = (P4 + P5) + j(Q4 + Q5) = (32 + 30) + j(13,62 + 14,52) = 62 + j 28,14 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: IN - 4 = . 103 = . 103 = 178,69 A FN - 4 = = = 162,45 mm2 Tra bảng ta chọn dây AC-150. Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 178,69 = 357,38 A. Dây AC - 150, đặt ngoài trời có: ICP = 445A ị k. ICP = 0,8 . 445 = 356A Ta thấy: ISC Max = 357,38 A > k. ICP = 356 A ị Dây dẫn đã chọn không đảm bảo điều kiện phát nóng. Vậy ta chọn dây dẫn tăng lên một cấp là dây AC-185. Dây AC -185 , đặt ngoài trời có: ICP = 510 A ị k. ICP = 0,8 . 510 = 408A Ta thấy: ISC Max = 357,38 A < k. ICP = 408 A ị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. + Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC - 185, có: r0 = 0,17 W/km ; x0 = 0,409 W/km ị RN - 4 = .r0 . LN - 4 = . 0,17. 67,08 = 5,70 W XN - 4 = .x0 . LN - 4 = . 0,409. 67,08 = 13,72 W DUbt Max(%) = . 100 = .100 = 6,11% Ta thấy DUbt Max(%) = 6,11% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 6,11% = 12,22 % Ta thấy DUSC Max = 12,22 % < DUSC CP = 20% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT4, ta chọn dây AC - 185. 2. Xét đoạn PT4 - PT5: Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: S4 - 5 = P5 + j Q5 = 30 + j 14,53 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: I4 - 5 = . 103 = . 103 = 87,48 A F4 - 5 = = = 79,53 mm2 Tra bảng chọn dây AC-70, có : r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km R4 - 5 = . r0 . L4 -5 = . 0,46 . 50,99 = 11,73 W X4 - 5 = . x0 . L4 -5 = . 0,44 .50,99 = 11,22 W - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 87,48 = 174,96 A Dây AC-70, đặt ngoài trời có: ICP = 265A ị k. ICP = 0,8 . 265 = 212 A Ta thấy: ISC Max = 174,96 A < k. ICP = 212 Aị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 4,26% Ta thấy DUbt Max(%) = 4,26% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 4,36% = 8,52 % Ta thấy: DUSC Max = 8,52 % < DUSC CP = 20% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn PT4 - PT5, ta chọn dây AC-70. + Tổn thất điện áp nhánh NĐ - PT4 - PT5: . Chế độ làm việc bình thường là: DUbt Max(%) = DUbt N - 4(%) + DUbt 4 -5(%) = 6,11 + 4,26 = 10,37% . Chế độ sự cố là: DUSC Max(%) = DUSC N -4(%) + DUbt 4 -5(%) = 12,22 + 4,26 = 16,48% Bảng thống kê kết quả tính toán của phương án 3 như sau: Thông số Các lộ đường dây NĐ - 1 NĐ - 2 2 - 3 NĐ - 4 4 - 5 NĐ - 6 HT - 6 HT - 7 HT - 8 HT - 9 PMax(MW) 20 48 20 62 30 31,50 6,06 32 28 22 QMax(MVAr) 6,57 23,25 9,69 28,14 14,53 10,40 2,61 19,83 11,93 10,66 Ibt Max(A) 55,25 139,97 116,64 178,69 87,48 87,06 17,32 98,80 159,75 64,15 ISC Max(A) 110,50 279,94 - 357,58 174,96 174,12 34,64 197,60 - 128,30 Fkt (mm2) 50,23 127,25 106,04 162,45 79,52 79,14 15,74 89,92 145,22 58,32 Loại dây AC - 70 AC-120 AC-95 AC - 185 AC - 70 AC - 70 AC - 70 AC- 95 AC - 150 AC - 70 k. ICP (A) 212 304 264 408 212 212 212 264 356 212 r0 (W/km) 0,46 0,27 0,33 0,17 0,46 0,46 0,46 0,33 0,21 0,46 x0 (W/km) 0,44 0,423 0,429 0,409 0,44 0,44 0,44 0,429 0,416 0,44 L (km) 70,71 60,83 36,06 67,08 50,99 70,71 50,99 60,83 72,11 64,03 R (W) 16,26 8,21 11,90 5,70 11,73 16,26 11,73 10,04 15,14 14,73 X (W) 15,56 12,87 15,47 13,72 11,22 15,63 11,22 13,05 30,00 14,09 DUbt (%) 3,53 5,73 3,21 6,11 4,26 5,58 0,83 4,79 6,46 3,92 DUSC (%) 7,06 11,46 - 12,22 8,52 11,16 3,42 9,58 - 7,84 DUbt Max (%) = DUbt NĐ - 4 - 5 = 6,11 + 4,26 = 10,37%. ( Tổn thất đường dây NĐ - PT4 - PT5 ). DUSC Max (%) = DUSCNĐ - 4 + DUbt 4 - 5 = 12,22 + 4,26 = 16,48 % . ( khi đứt 1 mạch lộ kép NĐ - PT 4 - PT5 ) Phương án 4: Sơ đồ nối dây như sau: Nhận xét: Phương án 4 chỉ khác phương án 1 là phụ tải 1 được cấp từ NĐ qua phụ tải 2 (NĐ - PT2 - PT1), do đó ta chỉ cần tính toán thiết kế cho mạch nhánh NĐ - PT2 - PT1, còn các phụ tải khác và đường dây liên lạc ta giữ nguyên như phương án 1. 1. Xét đoạn đường dây NĐ - PT2 Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: SN - 2 = (P1 + P2) + j (Q1 + Q2) = (20 + 28) + j (6,57 + 13,56) = 48 + j 20,13 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: IN - 2 = . 103 = . 103 = 136,60 A FN - 2 = = = 124,18 mm2 Tra bảng ta chọn dây AC-120. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 136,60 = 273,20 A Dây AC - 120 đặt ngoài trời có: ICP = 380A ị k. ICP = 0,8.380 = 304A Ta thấy: ISC Max = 273,20 A < k. ICP = 304A ị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. + Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC - 120, có: r0 = 0,27 W/km ; x0 = 0,423 W/km ị RN - 2 = .r0 . LN - 2 = . 0,27. 60,83 = 8,21 W XN - 2 = .x0 . LN - 2 = . 0,423. 60,83 = 12,87 W DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 5,40% Ta thấy DUbt Max(%) = 5,40% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 5,40% = 10,80 % Ta thấy DUSC Max = 10,80% < DUSC CP = 20% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn NĐ - PT2, ta chọn dây AC-120. 2. Xét đoạn PT2 - PT1 Dòng công suất cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: S2 - 1 = P1 + j Q1 = 20 + J6,57 MVA Dòng điện làm việc Max chạy trên đoạn đường dây này là: I2 - 1 = . 103 = . 103 = 55,25 A F2 - 1 = = = 50,22 mm2 Để đảm bảo không phát sinh hồ quang ta chọn dây AC-70. - Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn: Sự cố nặng nề nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó dòng điện lớn nhất chạy trên dây dẫn là: ISC Max = 2. Ibt Max = 2 . 55,25 = 110,50 A Dây AC-70, đặt ngoài trời có: ICP = 265A ị k. ICP = 0,8 . 265 = 212 A Ta thấy: ISC Max = 110,50 A < k. ICP = 212 A ị Dây dẫn đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC-70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km ị R2 - 1 = . r0 . l2 -1 = . 0,46 . 41,23 = 9,48 W X2 - 1 = . x0 . l2 - 1 = . 0,44 . 41,23 = 9,07 W ị DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 2,06% Ta thấy DUbt Max(%) = 2,06% < DUbt CP (%) = 10% ị Đạt yêu cầu. - Kiểm tra tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Đường dây lộ kép nên sự cố nguy hiểm nhất là khi đứt 1 mạch, khi đó ta có: DUSC Max(%) = 2. 2,06% = 4,12% Vậy DUSC Max = 4,12 % < DUSC CP = 20% ị Đạt yêu cầu. Vậy đoạn PT2 - PT1, ta chọn dây AC-70. 3. Tổn thất điện áp nhánh NĐ - PT2 - PT1 Chế độ làm việc bình thường là: DUbt Max(%) = DUbt N -2(%) + DUbt 2 -1(%) = 5,40 + 2,06 = 7,46 % Chế độ sự cố là: DUSC Max(%) = DUSC N -2(%) + DUbt 2 - 1(%) = 10,80 + 2,06 = 12,86 %. Bảng thống kê kết quả tính toán của phương án 4 như sau: Thông số Các lộ đường dây NĐ - 2 2 - 1 NĐ - 3 NĐ - 4 NĐ - 5 NĐ - 6 HT - 6 HT - 7 HT- 8 HT- 9 PMax(MW) 48 20 20 32 30 31,50 6,06 32 28 22 QMax(MVAr) 20,13 6,57 9,69 13,62 14,53 10,40 2,61 19,83 11,93 10,66 Ibt Max(A) 136,60 55,25 116,64 91,28 87,48 87,06 17,32 98,80 159,75 64,15 ISC Max(A) 273,20 110,50 - 182,56 174,96 174,12 34,64 197,60 - 128,30 Fkt (mm2) 124,18 50,23 106,04 82,98 79,52 79,14 15,74 89,92 145,22 58,32 Loại dây AC - 120 AC - 70 AC - 95 AC - 95 AC - 70 AC - 70 AC - 70 AC- 95 AC - 150 AC - 70 k. ICP (A) 304 212 264 264 212 212 212 264 356 212 r0 (W/km) 0,27 0,46 0,33 0,33 0,46 0,46 0,46 0,33 0,21 0,46 x0 (W/km) 0,423 0,44 0,429 0,429 0,44 0,44 0,44 0,429 0,416 0,44 L (km) 60,83 41,23 82,46 67,08 72,80 70,71 50,99 60,83 72,11 64,03 R (W) 8,21 9,48 27,21 11,07 16,74 16,26 11,73 10,04 15,14 14,73 X (W) 12,87 9,07 35,38 14,39 16,02 15,63 11,22 13,05 30,00 14,09 DUbt (%) 5,40 2,06 7,33 4,55 6,07 5,58 0,83 4,79 6,46 3,92 DUSC (%) 10,80 4,12 - 9,10 12,14 11,16 3,42 9,58 - 7,84 DUbt Max (%) 7,46 (Trên đoạn đường dây NĐ -PT 2 - PT1 ) DUSC Max (%) 12,86 (Khi sự cố 1 mạch đoạn đường dây kép NĐ -PT 2 trên mạch kép NĐ - PT2 - PT1) Phương án 5: Sơ đồ nối dây như sau: Nhận xét: Phương án 5 chỉ khác phương án 1 ở sơ đồ nối dây từ NĐ đến phụ tải 1 và phụ tải 2 tạo thành mạch vòng kín, do đó ta chỉ cần tính toán thiết kế cho mạch vòng này, còn các phụ tải khác và đường dây liên lạc ta đã tính như phương án 1. *. Xét mạch vòng NĐ - PT1 - PT2 - NĐ: Để xác định các dòng công suất ta giả thiết rằng, mạch điện đồng nhất và tất cả các đoạn đường dây của mạch vòng đều có cùng một tiết diện. Dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây của mạch vòng này được xác định như sau: - Dòng công suất chạy trên đoạn NĐ - PT1 là: SN - 1 = = = 21,67 + j 8,66 MVA - Dòng công suất chạy trên đoạn NĐ - PT2 là: SN - 2 = S1 + S2 - SN - 1 = 20 + j 6,57 + 28 + j 13,56 - 21,67 - j 8,66 = 26,33 + j 11,47 MVA - Dòng công suất chạy trên đoạn PT1 - PT2 là: S1 - 2 = SN - 1 - S1 = 21,67 + j 8,66 - 20 - j 6,57 = 1,67 + j 2,09 MVA Vậy nút 2 là điểm phân chia công suất duy nhất của mạch vòng NĐ - PT1 - PT2 - NĐ. Giả sử khi sự cố đứt một trong hai đoạn đường dây đầu nguồn trong mạch vòng kín này, thì dòng điện lớn nhất chạy trên đoạn đầu nguồn còn lại sẽ là: ISC = . 103 = . 103 = 273,20 A Dòng điện lớn nhất chạy trên đoạn PT1 - PT2 khi sự cố đoạn đường dây NĐ - PT2 của mạch vòng đang xét (SPT2 > SPT1): ISC 1 - 2 = . 103 = . 103 = 163,29 A * Chọn dây dẫn cho đoạn đường dây NĐ - PT1: Dòng công suất chạy trên đoạn NĐ - PT1 là: SN - 1 = 21,67 + j 8,66 MVA, chiều dài đoạn đường dây là: LN - 1 = 70,71 km. Dòng điện cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: IN -1 Max = . 103 = . 103 = 122,49 A FN - 1 kt = = = 111,35 mm2. Tra bảng ta chọn dây AC - 120, có: r0 = 0,27 W/km ; x0 = 0,423 W/km ị RN - 1 = r0 . LN - 1 = 0,27 . 70,71 = 19,09 W XN - 1 = x0 . LN - 1 = 0,423. 70,71 = 29,91 W + Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn trong chế độ sự cố: Đây là mạch vòng kín, đường dây đơn nên sự cố nặng nề nhất là khi đứt một trong các đoạn đường dây đầu nguồn, dòng điện sự cố lớn nhất khi đó là: ISC Max = 273,20 A. Mà dây AC - 120 có ICP = 380 A ị k. ICP = 0,8 . 380 = 304 A. Ta thấy: ISC Max = 273,20 A < k. ICP = 304A ị Dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng. + Tính tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 5,56% + Tính tổn thất điện áp trong chế độ sự cố đoạn đường dây NĐ - PT2: DUSC Max(%) = . 100 = . 100 = 12,55% Vậy đoạn NĐ - PT1 ta chọn dây AC - 120. * Chọn dây dẫn cho đoạn đường dây NĐ - PT2: Dòng công suất chạy trên đoạn NĐ - PT2 là: SN - 2 = 26,33 + j 11,47 MVA, chiều dài đoạn đường dây là: LN - 2 = 60,83 km. Dòng điện cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: IN -2 Max = . 103 = . 103 = 150,74 A FN - 2 kt = = = 137,04 mm2. Tra bảng ta chọn dây AC - 150, có: r0 = 0,21 W/km ; x0 = 0,416 W/km ị RN - 2 = r0 . LN - 2 = 0,21 . 60,83 = 12,77 W XN - 2 = x0 . LN - 2 = 0,416. 60,83 = 25,31 W + Bởi vì dùng dây AC - 150 có tiết diện lớn hơn đoạn đường dây NĐ - 1 và cùng dòng sự cố là 273,20 A nên ta kết luận ngay là dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng. + Tính tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 5,18% + Tính tổn thất điện áp trong chế độ sự cố đoạn đường dây NĐ - PT1: DUSC Max(%) = . 100 = . 100 = 9,28 % Vậy đoạn NĐ - PT2 ta chọn dây AC - 150. * Chọn dây dẫn cho đoạn đường dây PT1 - PT2: Dòng công suất chạy trên đoạn PT1 - PT2 là: S1 - 2 = 1,67 + j 2,09 MVA , chiều dài đoạn đường dây là: L1 -2 = 41,23 km. Dòng điện cực đại chạy trên đoạn đường dây này là: I1 -2 Max = . 103 = . 103 = 14,04 A F1-2 kt = = = 12,77 mm2. Để đảm bảo điều kiện vầng quang điện và độ bền cơ ta chọn dây AC - 70. + Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn trong chế độ sự cố: Chế độ sự cố ta đã tính được ISC Max 2 -1 = 163,29 A. Mà dây AC - 70, có: ICP = 265A ị k. ICP = 0,8 . 265 = 212A, ta thấy: ISC Max = 163,29A < k. ICP = 212A ị Dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng. + Tính tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình thường với phụ tải Max: Dây AC - 70, có: r0 = 0,46 W/km ; x0 = 0,44 W/km ị R 1 - 2 = r0 . L1 - 2 = 0,46 . 41,23 = 18,97 W X1 - 2 = x0 . 61 - 2 = 0,44 . 41,23 = 18,14 W ị DUbt Max(%) = . 100 = . 100 = 0,58% + Tính tổn thất điện áp trong chế độ sự cố: Sự cố khi đứt đoạn đường dây NĐ - PT1, khi đó ta có: DUSC 2-1(%) = . 100 = . 100 = 4,12% Sự cố khi đứt đoạn đường dây NĐ - PT2, khi đó ta có: DUSC 1-2(%) = . 100 = . 100 = 6,42% Vậy đoạn PT1 - PT2 ta chọn dây AC - 70. (*) Tổn thất điện áp trên mạch vòng kín NĐ - PT1 - PT2 - NĐ : - Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường với dòng phụ tải Max là: Đối với mạch vòng ta xét chỉ có một điểm phân chia công suất duy nhất là nút 2, do đó nút này sẽ có điện áp thấp nhất trong mạch vòng, nghĩa là tổn thất điện áp lớn nhất trong mạch vòng sẽ bằng : DUbt Max (%) = DUbt N - 2 Max (%) = 5,18% - Tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: . Khi đứt đoạn NĐ - PT1, ta có: DUSC Max1(%) = DUSC N -2(%) + DUSC 2-1(%) = 9,82 + 4,12 = 13,40% . Khi đứt đoạn NĐ - PT2, ta có: DUSC Max2(%) = DUSC N-1(%) + DUSC1-2(%) = 12,55 + 6,42 = 18,97% Vậy DUSC Max(%) = 18,97% (khi sự cố đứt đoạn NĐ - PT2 của mạch vòng). Ta có bảng tổng kết tính toán kỹ thuật của phương án 5 như sau : Bảng thống kê kết quả tính toán của phương án 5 như sau: Thông số Các lộ đường dây NĐ - 1 NĐ - 2 1 - 2 NĐ - 3 NĐ - 4 NĐ - 5 NĐ - 6 HT - 6 HT - 7 HT- 8 HT- 9 PMax(MW) 21,67 26,33 1,67 20 32 30 31,50 6,06 32 28 22 QMax(MVAr) 8,66 11,47 2,09 9,69 13,62 14,53 10,40 2,61 19,83 11,93 10,66 Ibt Max(A) 122,49 150,74 14,04 116,64 91,28 87,48 87,06 17,32 98,80 159,75 64,15 ISC Max(A) 273,20 273,20 163,29 - 182,56 174,96 174,12 34,64 197,60 - 128,30 Fkt (mm2) 111,35 137,04 12,77 106,04 82,98 79,52 79,14 15,74 89,92 145,22 58,32 Loại dây AC - 120 AC -150 AC - 70 AC - 95 AC - 95 AC - 70 AC - 70 AC - 70 AC- 95 AC - 150 AC - 70 k. ICP (A) 304 356 212 264 264 212 212 212 264 356 212 r0 (W/km) 0,27 0,21 0,46 0,33 0,33 0,46 0,46 0,46 0,33 0,21 0,46 x0 (W/km) 0,423 0,416 0,44 0,429 0,429 0,44 0,44 0,44 0,429 0,416 0,44 L (km) 70,71 60,83 41,23 82,46 67,08 72,80 70,71 50,99 60,83 72,11 64,03 R (W) 19,09 12,77 18,97 27,21 11,07 16,74 16,26 11,73 10,04 15,14 64,03 X (W) 29,91 25,31 18,14 35,38 14,39 16,02 15,63 11,22 13,05 30,00 14,73 DUbt (%) 5,56 5,18 0,58 7,33 4,55 6,07 5,58 0,83 4,79 6,46 14,09 DUSC1 (%) 12,55 9,28 6,42 - 9,10 12,14 11,16 3,42 9,58 - 3,92 DUbt Max (%) 7,33 ( Đường dây NĐ - PT5 ) 8,69 (Trên đoạn đường dây NĐ - 2 - 1 ) 7,84 DUSC Max(%) 18,97 ( Khi sự cố đường dây NĐ - PT2 của mạch vòng NĐ - PT1 - PT2 - NĐ ) 14,20 (Khi sự cố đoạn đường dây NĐ - 2 trên đoạn NĐ - 2 - 1) Bảng tổng hợp so sánh tổn thất điện áp lớn nhất của 5 phương án đã chọn để tính toán kỹ thu._.a chọn đầu phân áp tiêu chuẩn gần nhất n = 1, có UPATC = 124,03 kV. * Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn: - Khi phụ tải max: UF1 = 10,5. = 10,76 kV ị dU1% = = 2,47% ẻ dUCP% ị Đạt yêu cầu. - Khi phụ tải min: UF2 = 10,5. = 10,05 kV ị dU2% = = - 4,26% ẻ dUCP% ị Đạt yêu cầu. Vậy tại TBA của NĐ ta chọn mba không điều áp dưới tải , chọn nấc phân áp tiêu chuẩn n =1 là đạt yêu cầu. Chương 9 tính toán các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện Tính kinh tế của mạng điện thiết kế được đánh giá bằng các chỉ tiêu cơ bản sau: Phí tổn điện năng Phí tổn vận hành hàng năm Giá thành xây dựng 9.1. Tính tổn thất điện năng trong mạng điện Tổn thất điện năng trong mạng điện được tính cho chế độ phụ tải cực đại và được tính theo công thức sau: = + (MWh) Trong đó: + Tổn thất điện năng trên các đường dây: = .t (MWh) + Tổn thất điện năng trong các máy biến áp: = t + .t (MWh) t - Thời gian tổn thất công suất cực đại (t = 3196 h) t - Thời gian các máy biến áp làm việc trong năm (t = 8760 h) 1. Tổn thất điện năng trên đường dây Theo tính toán ở chương 7 (Bảng 7.1 và 7.2) ta có bảng tính toán tổn thất điện năng truyền tải trên đường dây như sau: Bảng 9 - 1 Đ. Dây NĐ -1 NĐ -2 NĐ - 3 NĐ- 4 NĐ - 5 NĐ -6 HT - 6 HT - 7 HT - 8 HT - 9 DPdd (MW) 0,583 1,138 1,159 1,127 1,560 1,356 0,020 1,215 1,238 0,719 DAdd (MWh) 1863 3637 3704 3602 4986 4334 64 3883 3957 2298 2. Tổn thất điện năng trong các máy biến áp - Tổn thất điện năng trong các trạm biến áp giảm áp: Theo tính toán ở chương 7 (Bảng 7.1 và 7.2) ta có bảng tính toán tổn thất điện năng trong các trạm giảm áp như sau như sau: Bảng 9 - 2 Trạm 1 2 3 4 5 6 7 8 9 DP0B (MW) 0,044 0,044 0,022 0,044 0,044 0,044 0,070 0,035 0,044 DPZB (MW) 0,045 0,098 0,100 0,122 0,112 0,114 0,100 0,131 0,060 DAB (MWh) 529 699 512 775 743 750 933 725 577 - Tổn thất điện năng trong trạm biến áp tăng áp là: DAB-NĐ = n.DP0.t + = 3.0,12.8760 + = 4333 MWh * Vậy tổn thất điện năng của mạng điện là: = + = 32328 + ( 6243 + 4333 ) = 42904 MWh Tổn thất điện năng tính theo % điện năng của phụ tải là: Tổng điện năng các hộ nhận được trong năm bằng: A = SPMax . TMax = 244.4800 = 1171200 MWh Tỷ lệ tổn thất điện năng bằng: DA% = = = 3,66% 9.2. Tính tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện Ta có: DP = + Trong đó: + Tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây của mạng điện: DPdd = 10,115 MW (Theo bảng 9 - 1) + Tổn thất công suất tác dụng trong các máy biến áp: Các máy biến áp hạ áp: (Theo bảng 9 - 2) DPB-HA = DPBo + DPBN = 0,882 + 0,391 = 1,273 MW Máy biến áp tăng áp: DPB-TA = = = 0,729 MW Vậy DP = 10,115 + 1,273 + 0,729 = 12,12 MW * Tổn thất công suất tác dụng tính theo % của toàn mạng là: DP% = = = 4,97% 9.3. Tính vốn đầu tư cho mạng điện Vốn đầu tư cho mạng điện bao gồm vốn đầu tư cho đường dây và vốn đầu tư cho các trạm biến áp. K = Kđd + Ktba Trong đó: + Kđd: Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây trong mạng điện Kđd = 193393,75.106 VNĐ ; ( Đã tính được ở chương 5 ) + Ktba: Tổng vốn đầu tư xây dựng các trạm biến áp trong mạng điện. Ta lấy giá tiền của máy biến áp điều áp dưới tải bằng 1,3 lần máy biến áp thường, với trạm có 2 mba giá thành bằng 1,8 lần trạm có 1 máy. Trong mạng điện thiết kế gồm có: 01 TBA tăng áp: + Trạm NĐ : có 3 mba - 125000/ 110 09 TBA giảm áp: + Trạm 1: có 2 mba - 25000/ 110 (MBA điều áp dưới tải) + Trạm 2: có 2 MBA - 25000/ 110 + Trạm 3: có 1 MBA - 25000/ 110 (MBA điều áp dưới tải) + Trạm 4: có 2 mba - 25000/ 110 ( MBA điều áp dưới tải) + Trạm 5: có 2 mba - 25000/ 110 + Trạm 6: có 2 mba - 25000/ 110 + Trạm 7: có 2 mba - 32000/ 110 ( MBA điều áp dưới tải) + Trạm 8: có 1 mba - 32000/ 110 + Trạm 9: có 2 mba - 25000/ 110 ( MBA điều áp dưới tải) Như vậy ta có: kT-125 = 3. 52000.106 = 156000.106 VNĐ kT-25 = (3.1,8 + 3. 1,8.1,3 + 1.1,3). 19000.106 = 260680.106 VNĐ kT-32 = (1.1,8.1,3 + 1). 22000.106 = 73480.106 VNĐ ị KT = kT-125 + kT-25 + kT-32 = ( 156000 + 260680 + 73480 ). 106 = 490160. 106 VNĐ ị Tổng số tiền xây dựng mạng điện là: K = Kd + Ktba = 193393,75.106 + 490160.106 = 683553,750.106 VNĐ 9.4. Tính toán giá thành tải điện 1. Phí tổn vận hành hàng năm của mạng điện Y = avh(D). Kd + avh(T). Ktba + DAS. C Trong đó: + avh(D): Là hệ số vận hành đường dây, avh(D)= 0,04. + Kd : Là tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây + avh(T): Là hệ số vận hành trạm (kể cả thiết bị bù, MC, DCL, BU, BI, MBA...), ta lấy avh(T) = 0,1. + DAS : Là tổng tổn thất điện năng của mạng điện, trong chế độ phụ tải cực đại ta đã tính được: DAS = 42904 MWh. + C : Là giá thành 1kWh điện năng tổn thất ( đã cho C = 500 VNĐ/kWh) + Ktba : Là tổng vốn đầu tư xây dựng TBA (gồm tiền mua MBA, MC, DCL, BU, BI, nhà điều khiển...) Y = avh(D). Kd + avh(T). Ktba + DAS. C = 0,04. 193393,75.106 + 0,1. 490160.106 + 42904.103. 500 = 78203,750.106 VNĐ 2. Chi phí tính toán hàng năm Chi phí tính toán hàng năm được xác định theo công thức: Z = atc.K + Y Trong đó: atc là hệ số định mức hiệu quả của vốn đầu tư ( atc = 0,125 ) Z = 0,125. 728013,750.106 + 78203,750.106 = 163647,97.106 VNĐ 3. Giá thành truyền tải điện năng Giá thành tải điện của mạng điện cho 1kWh được xác định theo công thức: b = ( VNĐ/ kWh ) Trong đó: + AS : Là tổng điện năng phụ tải yêu cầu (kWh) AS = PS. TMax = 244.4800 = 1171200 MWh = 1171,2.106 kWh + Y : Là chi phí vận hành hàng năm của mạng điện (VNĐ) b = = 66,77 đ/kWh 4. Giá thành xây dựng cho 1MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại V = = = 2801,45. 106 VNĐ/ MW. Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện TT Các chỉ tiêu cơ bản Đơn vị Số lượng 1 Tổng công suất phụ tải (SPMax) MW 244 2 Tổng độ dài đường dây cần xây dựng + Lộ kép: 6 lộ kép + ĐD liên lạc + Lộ đơn: 2 lộ đơn km km 517,2 154,57 3 Tổn thất điện áp bình thường (DUmax bt ) % 7,33 4 Tổn thất điện áp lúc sự cố (DUmax sc) % 12,14 5 Tổng dung lượng các MBA hạ áp. MVA 412 6 Điện năng tiêu thụ hàng năm (AS) MWh 1171200 7 Tổn thất điện năng (DAS) MWh 42904 8 Tổn thất điện năng % % 3,66 9 Tổn thất công suất (DPS) MW 12,12 10 Tổn thất công suất % % 4,97 11 Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện: K Trong đó: + Vốn đầu tư xây dựng đường dây: Kd + Vốn đầu tư xây dựng TBA: Kt 106 VNĐ 106 VNĐ 106 VNĐ 683553,75 193393,75 490160 12 Giá thành xây dựng cho 1 MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại (V) 106 VNĐ/MW 2801,45 13 Chi phí vận hành hàng năm (Y) 106 VNĐ 78203,75 14 Hàm chi phí tính toán (Z) 106 VNĐ 163647,97 15 Giá thành tải điện cho 1kWh điện năng của mạng điện (b) VNĐ/kWh 66,77 phần II thiết kế trạm biến áp kiểu kín trong nhà 2x100kVA - 22/ 0,4kV 6 lộ xuất tuyến Mở đầu Máy biến áp là phần tử quan trọng nhất trong việc truyền tải và phân phối điện do đó việc thiết kế trạm biến áp phụ tải là nhiệm vụ rất quan trọng khi thiết kế cung cấp điện, vì khi tính toán cung cấp điện cho một cụm dân cư, một xí nghiệp, một cơ quan... thì trạm biến áp đóng một vai trò rất quan trọng, nó có ảnh hưởng trực tiếp tới chất lượng cung cấp điện, đồng thời chiếm tỷ trọng vốn đầu tư lớn của mạng điện. Một trạm biến áp được thiết kế, tính toán đúng, phù hợp với yêu cầu của phụ tải thì sẽ đảm bảo yêu cầu kỹ thuật đồng thời tiết kiệm được kinh phí mua sắm vật tư, nhân công mà vẫn đạt được hiệu quả mong muốn như giảm được tổn thất điện áp, tổn thất công suất và tổn thất điện năng, duy trì được sự cung cấp điện liên tục, ổn định và đặc biệt là an toàn cho con người và thiết bị. Trạm biến áp thường có mấy kiểu kết cấu như sau: trạm treo, trạm trệt, trạm kín, trạm chọn bộ. Căn cứ vào điều kiện thực tế đất đai, môi trường, mỹ quan, kinh phí v.v để lựa chọn cho thích hợp. Trong đồ án này nhiệm vụ đặt ra là thiết kế trạm biến áp kiểu kín trong nhà 2x100 kVA-22/0,4kV. Có 6 lộ ra. Trạm biến áp kiểu kín (trong nhà) được dùng ở những nơi cần an toàn, những nơi nhiều khói bụi, hơi hoá chất ăn mòn v.v..Trạm thường được bố trí 3 phòng: phòng cao áp đặt các thiết bị cao áp, phòng máy biến áp và phòng hạ áp đặt các thiết bị phân phối hạ áp. Cũng có thể chỉ có 2 phòng, trong đó mba và thiết bị cao áp đặt chung một phòng có lưới ngăn. Với trạm 2 máy biến áp như yêu cầu của đồ án này thì ta có thể bố trí 3 hoặc 4 phòng. Nếu đặt chung 2 máy biến áp một phòng thì tiết kiệm được nhưng nguy hiểm khi một máy xảy ra cháy nổ. Đặt mỗi máy một phòng sẽ tốn kém hơn nhưng mức độ an toàn cáo hơn. Với trạm này cần xây hố dầu sự cố dưới bệ máy biến áp, cần đặt cửa thông gió cho phòng máy và phòng cao, hạ áp (có che lưới mắt cáo) cửa ra vào phải có khoá chắc chắn và kín đề phòng chim, chuột, rắn ... * Trình tự thiết kế một TBA được tiến hành như sau: 1- Chọn máy biến áp và sơ đồ nguyên lý của trạm biến áp. 2- Chọn các thiết bị điện cao áp và hạ áp của TBA. 3- Tính toán ngắn mạch để kiểm tra các thiết bị đã lựa chọn. 4- Tính toán, thiết kế hệ thống nối đất cho TBA. * Các số liệu trạm biến áp cần thiết kế: 1- Trạm biến áp có công suất: Sđm = 2x100 kVA Điện áp định mức: 22/ 0,4 kV. Có 6 lộ xuất tuyến 0,4 kV. 4 - Điện trở suất của đất là: r = 0,4.1014 W/cm. * Phương án dự kiến: Nhiệm vụ thiết kế đặt ra là thiết kế trạm biến áp kiểu kín trong nhà, tủ hạ áp ta có thể đặt trong nhà đặt máy biến áp hoặc có thể đặt trong buồng phân phối tuỳ theo điều kiện bảo vệ án toàn, điều kiện về đất đai... Trạm biến áp được thiết kế trạm kiểu kín trong nhà, đặt 2 máy biến áp có công suất 100 kVA - 22/0,4 kV. Phía cao áp lắp 2 bộ cầu chì ống để bảo vệ máy biến áp khi ngắn mạch, 2 bộ dao cách ly và 2 bộ chống sét van để chống sét đánh lan truyền từ đường dây vào Phía hạ áp đặt 2 tủ phân phối hạ thế. Trong mỗi tủ có các áptômát tổng , áptômát nhánh và 3 đồng hồ Ampemét đo cường độ dòng điện của phụ tải, một đồng hô Volmet, một khoá chuyển mạch, để kiểm tra điện áp pha, một bộ biến dòng , một công tơ hữu công và một công tơ vô công để đo công suất tiêu thụ. chương I chọn máy biến áp và sơ đồ nguyên lý của trạm 1.1. Chọn máy biến áp Giả sử mba đã được nhiệt đới hoá, công suất định mức của mba được chọn theo điều kiện: SđmB ³ Stt (theo đề tài ta chọn mba có: SđmB = 100 kVA). Để làm mát mba ta chọn hệ thống làm mát tự nhiên bằng dầu. Tra phụ lục II.2 - Trang 258 - Thiết kế cấp điện: ngô hồng quang - vũ văn tẩm của nhà xuất bản khoa học kỹ thuật xuất bản năm 2005 ta chọn mba 100kVA - 22/ 0,4kV do hãng ABB sản xuất, có các thông số như sau: Sđm (kVA) UC (kV) UH (kV) DP0 (kW) DPN (kW) UN% Trọng lượng toàn bộ (kg) Kích thước (mm) 100 22 0,4 0,32 2,05 4 630 900-730-1365 1.2. sơ đồ nguyên lý ( Hình vẽ trang 124) Chú thích sơ đồ: Đường dây trên không 22 kV Chống sét van Cầu dao cách ly Cầu chì ống cao áp Máy biến áp 100 kVA-22/0,4 kV Cáp từ mặt máy vào tủ hạ áp Dây nối đất Các đồng hô Volmét và Ampemét Các đồng hồ đo công suất hữu công và công suất vô công Khoá chuyển mạch Biến dòng điện áptômát tổng Thanh cái hạ áp áptômát nhánh Chống sét van hạ thế Cáp xuất tuyến áptô mát liên lạc Chương II Chọn các thiết bị điện cao áp và hạ áp 2.1. chọn thiết bị điện cao áp Bởi vì trạm có 2 máy biến áp có công suất giống nhau nên ta chọn các thiết bị của 2 máy là như nhau. Các thiết bị điện cao áp được chọn theo điều kiện sau: Uđmtb ³ Uđm.m Iđmtb ³ Ilv max IđmB = Ilv max = = 2,62 A MBA được phép quá tải 40% nên dòng điện cưỡng bức là: Ilvcb = 1,4. Ilvmax = 1,4. 2,62 = 3,67 A Trong đó: - Uđm.m: Điện áp định mức của mạng điện. - Uđmtb : Điện áp định mức của thiết bị. 2.1.1. Chọn cầu chì ống cao áp Cầu chì được chọn theo các điều kiện ghi theo bảng sau: Đại lượng chọn và kiểm tra Điều kiện Điện áp định mức (kV) Dòng điện định mức (A) Dòng cát định mức (kA) Công suất cắt định mức (MVA) Uđmcc ³ Uđm.m Iđmcc ³ Icb Icđm ³ I” Scđm ³ S” - UđmCC ³ Uđmmạng = 22 kV - IđmCC ³ Ilvcb = 3,67 A Tra bảng 2.21 Trang 121 - sổ tay lựa chọn và tra cứu thiết bị điện của tác giả Ngô Hồng Quang ta chọn cầu chì ống cao áp do Siemens chế tạo, có các thông số sau: Loại cầu chì Uđm Iđm IcắtN IcắtNmin khối lượng Tổn hao 3GD1 401-4B 24 kV 6 A 40 kA 25 A 3,8 kg 35 W 2.1.2. Chọn dao cách ly (DCL) Dao cách ly được chọn theo các điều kiện sau: Đại lượng chọn và kiểm tra Điều kiện 1. Điện áp định mức (kV) Dòng điện định mức (A) Dòng ổn định động (kA) Dòng ổn định nhiệt (kA) UđmDCL ³ Uđm.m IđmDCL ³ Icb Iđđm ³ ixk Inh.đm ³ Ià. - UđmDCL ³ Uđmmạng = 22 kV - IđmDCL ³ Ilvcb = 3,67 A Tra bảng 2.30 Trang 127 - sổ tay lựa chọn và tra cứu thiết bị điện của tác giả Ngô Hồng Quang ta chọn dao cách ly trong nhà do Công ty thiết bị điện Đông Anh chế tạo, có các thông số sau: Loại DCL Uđm Iđm IN cp Iôđn khối lượng DT 24/200 24 kV 200 A 20 kA 8 kA 68 kg 2.1.3. Chọn chống sét van Nhiệm vụ của chống sét van là chống sóng sét lan truyền từ ngoài đường dây trên không vào máy biến áp. Chống sét van được làm bằng điện trở phi tuyến. Với điện áp định mức của lưới điện, điện trở chống sét van có trị số lớn vô cùng không cho dòng điện đi qua, khi có dòng sét điện trở giảm xuống không, chống sét van tháo dòng sét xuống đất. Người ta thường chế tạo chống sét van rất đơn giản, chỉ căn cứ vào điện áp: Uđmcsv ³ Uđm.m Ta chọn bộ chống sét van 24 kV loại AZIP-501B24 do hãng Cooper (Mỹ) chế tạo. 2.1.4. Chọn sứ cách điện cao thế 22 kV Hiện nay trên thị trường có bán sứ cách điện của công ty sứ Minh Long sản phẩm này đáp ứng được yêu cầu kỹ thuật và giá cả hợp lý, ta chọn loại sứ đứng 24 kV do Minh Long sản xuất, có các thông số sau: Kiểu Tiêu chuẩn Uđm (kV) UPđ ướt (kV) UPđ khô (kV) trọng lượng (kg) ML2 TCVN 4759-1993 24 30 45 4,5 2.1.5. Chọn thanh dẫn xuống MBA Chọn tiết diện thanh dẫn theo điều kiện phát nóng lâu dài cho phép: ICP ³ Ilvcb = 3,67 A. ở đây ta chọn thanh dẫn là các thanh đồng tròn có sơn để phân biệt pha. Tra bảng 7.3 - trang 364 - sổ tay lựa chọn và tra cứu thiết bị điện của tác giả ngô hồng quang, ta chọn thanh dẫn đồng tròn, có các thông số sau: Loại thanh dẫn Đường kính (mm) Tiết diện (mm2) Trọng lượng kg/m ICP (A) Thanh đồng tròn 10 78,5 0,699 243 2.2. chọn thiết bị điện hạ áp Các thiết bị điện hạ áp được chọn theo điều kiện: UđmtbH ³ Uđm.mạngH ; Uđm.mạngH = 0,4 kV IđmtbH ³ Ilv max Itt = IđmH = Ilv max = = 202,08 A 2.2.1. Chọn tủ phân phối hạ áp Chọn loại tủ phân phối 0,4 kV - 200 A, có các thông số sau: Loại tủ Uđm (kV) Iđm (A) áp tô mát 0,4kV Kích thước (m) Cao Rộng Sâu Tủ PP 0,4kV 0,4 200 AT - 200 2,2 0,8 0,6 2.2.2. Chọn cáp từ mba sang tủ phân phối 0,4 kV Ta chọn cáp theo điều kiện phát nóng cho phép: - Dòng điện tính toán : Itt = IđmH = = 202,08 A. - Chọn cáp theo điều kiện phát nóng cho phép: k. ICP ³ Itt = 202,08 A. Trong đó: - ICP : Là dòng điện làm việc lâu dài cho phép của cáp ứng với nhiệt độ tiêu chuẩn của môi trường; (A). - k : Là hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường xung quanh. Tra PL2-21- Trang 370 - Giáo trình cung cấp điện: ứng với nhiệt độ môi trường là 400c, nhiệt độ tiêu chuẩn của môi trường là 250c, ta có: k = 0,81. ị ICP ³ = 249,48 A. Tra phụ lục IV-11 - Trang 301 Giáo trình thiết kế cấp điện của tác giả: Ngô hồng quang - vũ văn tẩm. Ta chọn cáp đồng hạ áp PVC 3 lõi + Trung tính (3x70 + 1x50) do hãng LENS chế tạo, có các thông số sau: F (mm2) d (mm) Trọng lượng (kg/km) r0 ở 200c (W/km) ICP (A) Lõi Vỏ Trong nhà Ngoài trời Min Max 3x70 + 1x50 10/8,4 31,1 36,2 3120 0,268/0,387 254 246 2.2.3. Chọn thanh cái hạ áp Thanh góp còn được gọi là thanh cái hoặc thanh dẫn. Thanh góp được dùng trong các tủ phân phối, tủ động lực hạ áp, trong các tủ máy cắt, các trạm phân phối trong nhà. Với trạm phân phối ngoài trời thường dùng thanh góp mềm, Với các tủ điện cao hạ áp và phân phối trong nhà thường dùng thanh góp cứng. Thanh góp được chọn theo điều kiện phát nóng lâu dài cho phép, kiểm tra theo điều kiện ổn định động và ổn định nhiệt, ở đây ta chọn thanh cái bằng đồng có sơn mầu để phân biệt 3 pha. Dòng điện lớn nhất qua thanh góp là dòng định mức máy biến áp: IđmB = = 202,08 A. Tra PL 10 - Trang 123 thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp tác giả Nguyễn Hữu Khái, ta chọn thanh dẫn bằng đồng có tiết diện hình chữ nhật 30 ´ 4mm, có các thông số sau: Kích thước (mm) F (mm2) M (kg/m) ICP (A) R (mW/m) X (mW/m) 30 ´ 4 120 1,066 475 0,167 0,163 2.2.4. Chọn sứ đỡ hạ áp Tra PL2 - 27 - Trang 347 - Giáo trình cung cấp điện, ta chọn sứ đỡ loại of-1-375 do Liên xô chế tạo, có các thông số sau: Loại sứ Uđm (kV) UPđ khô (kV) Phụ tải phá hoại (kg) Khối lượng (kg) of-1-375 1 11 375 0,7 2.2.5. Chọn áp tô mát áptômát là thiết bị đóng cắt hạ áp, có chức năng bảo vệ quá tải và ngắn mạch. Do có ưu điểm hơn hẳn cầu chì là khả năng làm việc chắc chắn, tin cậy an toàn, đóng cắt đồng thời 3 pha và khả năng tự động hoá cao, nên áptômát mặc dù có giá đắt hơn nhưng ngày càng đựơc sử dụng rộng rãi trong lưới điện hạ áp công nghiệp cũng như lưới điện ánh sáng sinh hoạt. áp tô mát được chọn theo điều kiện sau: - UđmAT ³ Uđmmạng - IđmAT ³ Itt - IcđmAT ³ IN *Chọn áp tô mát tổng và áp tô mát liên lạc: Ta có: Itt = IđmB = 144,34 A. Tra PL3-5, trang 352 giáo trình cung cấp điện, ta chọn áp tô mát do Nhật chế tạo loại: EA 203-G-0,4kV-200A, có các thông số kỹ thuật sau: Loại áp tô mát Uđm (kV) Iđm (A) IN (Ixk) (kA) R (mW) X (mW) EA 203 - G 0,4 200 25 0,36 + 0,6 = 0,42 0,28 * Chọn áp tô mát nhánh: Từ thanh cái hạ áp có 3 lộ ra cung cấp cho khu dân cư, ta coi công suất mỗi lộ ra là như nhau: S1 = S2 = S3 = = 33,333 A. Itt = = 48,112 A. Do vậy ta chọn áp tô mát loại EA 103 - G - 75A có các thông số sau: Loại áp tô mát Uđm (kV) Iđm (A) IN (Ixk) (kA) R (mW) X (mW) EA 103 - G 0,4 75 25 2,35 + 1 = 3,35 1,3 2.2.6. Chọn máy biến dòng điện (BI) Chức năng của máy biến dòng điện là biến đổi dòng điện sơ cấp có trị số bất kỳ xuống trị số dòng điện là 5A (đôi khi là 1A và 10A), nhằm cung cấp nguồn dòng cho các mạch đo lường, bảo vê, tín hiệu, điều khiển. Riêng máy biến dòng hạ áp chỉ làm nhiệm vụ cung cấp nguồn dùng cho đo đếm. Ký hiệu máy biến dòng là TI hoặc BI. Phụ tải thứ cấp BI gồm: - Ampemét 0,1 VA - Công tơ hữu công 2,5 VA - Công tơ vô công 2,5 VA - Tổng phụ tải 5,1 VA Các đồng hồ đo có độ chính xác 0,5 Máy biến dòng được chọn theo điều kiện: - UđmBI ³ Uđm mạng = 0,4kV - IđmBI ³ Ta có: Icb = 1,4. IlvMax = 1,4. 144,34 = 202 A IđmBI ³ = 168 A. Tra phụ lục 2 - 24 - Trang 345 - Giáo trình cung cấp điện, ta chọn máy biến dòng do Liên xô chế tạo, số lượng 03 BI đặt trên 3 pha có các thông số sau: Loại BI Uđm (kV) Iđm (A) Cấp chính xác S (VA) Phụ tải thứ cấp (W) Số cuộn dây thứ cấp TKM - 0,5 0,5 5-200 0,5 10 0,4 1 2.2.7. Chọn dây dẫn từ BI đến các dụng cụ đo Để đảm bảo độ bền cơ học và độ chính xác của hệ thống đo đếm ta chọn loại dây đồng 1 sợi bọc nhựa PVC có tiết diện 2,5mm2 2.2.8 - Chọn các thiết bị đo đếm điện năng: Chọn Vôn mét, Ampemét, oát mét. Tra PL13 - Trang 146 - Hướng dẫn thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp, ta chọn như sau: Tên đồng hồ Ký hiệu Loại Cấp chính xác Công suất tiêu thụ (VA) Cuộn điện áp Cuộn dòng điện Ampemét A $ 378 1,5 0,1 Vôn mét V $ 378 1,5 2 Oát mét tác dụng W Д - 305 1,5 2 0,5 oát mét phản kháng VAr Д - 305 1,5 2 0,5 Tổng công suất tiêu thụ (VA): 7,1 chương III Tính toán ngắn mạch kiểm tra các thiết bị đã chọn 3.1.Tính toán ngắn mạch Khi tính toán ngắn mạch ta giả thiết áp tô mát liên lạc ở vị trí cắt khi đó ta tính toán ngắn mạch như sau: Giả sử các điểm tính toán ngắn mạch ta chọn như sơ đồ nguyên lý sau đây: Trong đó: - Tính toán điểm ngắn mạch N1 để kiểm tra cầu chì và DCL phía cao áp. - Tính toán điểm ngắn mạch N2,N3 để kiểm tra các thiết bị hạ áp. Giả thiết ngắn mạch xảy ra là dạng ngắn mạch 3 pha đối xứng và coi nguồn có công suất vô cùng lớn. Vì trạm biến áp được coi là ở xa nguồn, nên khi tính toán ngắn mạch ta có thể xem: IN = I = IƠ = Trong đó: IN - Dòng điện ngắn mạch I - Là dòng ngắn mạch siêu quá độ IƠ - Giá trị của dòng ngắn mạch ở chế độ xác lập ZS - Là tổng trở từ hệ thống đến điểm ngắn mạch. * Điện kháng của hệ thống có thể được tính gần đúng qua công suất ngắn mạch của máy cắt đầu nguồn: SN = 250 MVA. XHT = = 1,936 W. * Trị số dòng điện xung kích là: ixk = 1,8. . IN (kA) a- Tính ngắn mạch tại điểm N1: HT XHT N1 - Sơ đồ thay thế: Ta có: IN1 = I = IƠ = = = 6,561 kA. ị ixk1 = 1,8. . IN1 = 1,8. . 6,561 = 16,702 kA. b- Tính toán ngắn mạch tại điểm N2: Khi tính toán ngắn mạch phía hạ áp, ta có thể coi mba hạ áp là nguồn (vì được nối với hệ thống có công suất vô cùng lớn), vì vậy điện áp phía hạ áp không thay đổi khi xảy ra ngắn mạch, do vậy ta có: IN = I = IƠ. - Sơ đồ thay thế như sau: HT ZB ZC ZAT N2 - Tổng trở của mba 100 kVA - 22/0,4 kV: ZB = RB + j XB = + j Trong đó: + DPN : Là tổn thất công suất ngắn mạch của mba, (kW). + UN% : Là điện áp ngắn mạch phần trăm của mba. + Sđm : Là dung lượng định mức của mba, (kVA). + Uđm : Là điện áp định mức của mba, (kV). ZB = + j = 32,8 + j 64 mW - Tổng trở của cáp là: ZC = Z0. LC Trong đó: + LC = 10 m = 10. 10-3 km + r0 = 0,268 W/km + x0 = 0,0612 W/km (tra PL4-8-Trang 363 giáo trình cung cấp điện). ị ZC = ( 0,268 + j 0,0612 ) .10. 10-3 = 2,68 + j 0,612 mW. - Tổng trở của áp tô mát là: ZAT = 0,42 + j 0,28 mW. Vậy ta có: ZS = ZB + ZC + ZAT = 32,8 + j 64 + 2,68 + j 0,612 + 0,42 + j 0,28 = 35,9 + j 64,892 mW. Về mô đun: ZS = = 74,161 mW. Do đó: IN2 = I = IƠ = = = 3,114 kA. ị ixk2 = 1,8. . IN2 = 1,8. . 3,114 = 7,927 kA. c- Tính toán ngắn mạch tại điểm N3: - Sơ đồ thay thế: HT ZB ZC ZAT ZTC ZAN - Ta có tổng trở thanh cái hạ thế: ZTC = Z0 . LTC Trong đó: LTC = 0,6m; r0 = 0,167 mW/m; x0 = 0,163 mW/m ị ZTC = ( 0,167 + j 0,163 ). 0,6 = 0,1 + j 0,098 mW. - Tổng trở của áp tô mát nhánh là: ZAN = 3,35 + j 1,3 mW Vậy ta có: ZS3 = ( ZB + ZC + ZAT ) + ZTC + ZAN = 35,9 + j 64,892 + 0,1 + j 0,098 + 3,35 + j 1,3 = 39,35 + j 66,29 mW Về mô đun: ZS3 = = 77,089 mW ị IN3 = I = IƠ = = 2,996 kA. ị ixk3 = 1,8. . IN3 = 1,8. . 2,996 = 7,627 kA. 3.2. Kiểm tra các khí cụ điện đã chọn a- Kiểm tra cầu chì ống cao áp và DCL: Thông số cầu chì đã chọn Loại cầu chì Uđm Iđm IcắtN IcắtNmin khối lượng Tổn hao 3GD1 401-4B 24 kV 6 A 40 kA 25 A 3,8 kg 35 W Thông số DCL đã chọn Loại DCL Uđm Iđm IN cp Iôđn khối lượng DT 24/200 24 kV 200 A 20 kA 8 kA 68 kg So sánh các số liệu trong bảng chọn cầu chì và DCL với trị số dòng cưỡng bức, dòng ngắn mạch, dòng xung kích tại điễm ngắn mạch N1 ta thấy cầu chì và cầu dao đã chọn thoả mãn điều kiện kỹ thuật. b- Kiểm tra thanh cái hạ áp: Kiểm tra thanh cái 0,4 kV theo điều kiện ổn định động: dtt Ê dCP Trong đó: + dCP: ứng suất cho phép của vật liệu làm thanh góp + dtt : ứng suất tính toán, xuất hiện trong thanh góp do tác động của lực điện động dòng ngắn mạch dtt = ; kg/cm2 - M : Là mô men uốn tính toán M = ; kG.m Ftt = 1,76. 10- 2. (kg/cm) Với: l - Là khoảng cách giữa 2 sứ đỡ của 1 pha, l = 50 cm a - Là khoảng cách giữa các pha, a = 10 cm ixk = ixk2 = 7,927 kA ị M = 1,76. 10 -2. = 27,648 kg/cm - W : Là mô men chống uốn của thanh dẫn. W = = 0,6 cm3. ị dtt = = = 46,08 kg/cm2. Mà thanh cái hạ áp bằng đồng 30 ´ 4mm, có: dCP = 140 kg/cm2. ị dtt = = 46,08 kg/cm2 < dCP = 140 kg/cm2 ị Đạt yêu cầu. c- Kiểm tra máy biến dòng điện: Công suất định mức thứ cấp BI là: SđmBI = 10 VA > Stt = 7,1 VA, như vậy BI đã chọn thoả mãn điều kiện. d- Kiểm tra áp tô mát: * áp tô mát tổng: Điều kiện kiểm tra ixkAT > ixk2 Ta có:ixkAT = 25kA > ixk2 = 7,927 kA ị Đạt yêu cầu. * áp tô mát nhánh: Điều kiện kiểm tra ixkAT > ixk2 Ta có: ixkATN = 25kA > ixk3 = 7,627 kA ị Đạt yêu cầu. e- Kiểm tra sứ đỡ hạ áp: Với sứ đỡ ta phải kiểm tra điều kiện ổn định động, sự bền vững của sứ đỡ được xác định theo lực tính toán trên đầu sứ. Điều kiện kiểm tra: Ftt < FCP = 0,6.FPh Trong đó: + FCP : Lực tác dụng lên đầu sứ với FCP = 0,6. FPh = 0,6.375 = 225 kG + FPh : Lực phá hoại định mức của sứ + F’tt : Lực tính toán trên đầu sứ F’tt = Ftt. Với: l- khoảng cách giữa 2 sứ đỡ liên tiếp l = 50 cm a - khoảng cách giữa 2 pha a = 15 cm Ftt = 1,76. 10-2. = 1,76. 10-2. = 3,413 kG Ta thấy: FCP = 225 kG > Ftt 3,413 kG ị Đạt yêu cầu. chương IV Tính toán nối đất cho trạm biến áp Trạm biến áp làm việc thường xuyên có người vận hành, cách điện của các thiết bị điện trong trạm có thể bị chọc thủng, do vậy khi người vận hành chạm vào vỏ các thiết bị điện sẽ rất nguy hiểm. Sét đánh trực tiếp hoặc lan truyền vào trạm biến áp, hệ thống chống sét làm việc, nếu tiếp địa trạm không tốt thì không những gây hư hỏng các thiết bị điện, thiết bị chống sét mà có thể còn gây nguy hiểm cho người vận hành. Nối đất trung tính mba là nối đất làm việc, có tác dụng cân bằng điện áp 3 pha tạo điều kiện cho mba vận hành an toàn, đảm bảo kỹ thuật. Do vậy việc tính toán, thiết kế nối đất cho trạm biến áp có một vai trò rất quan trọng, đảm bảo sự làm việc bình thường của các thiết bị và đảm bảo an toàn cho người vận hành. Đây là một nhiệm vụ không thể thiếu khi thiết kế một trạm biến áp. Trong các trạm biến áp phụ tải thì nối đất làm việc và nối đất an toàn được nối chung với nhau. Điện trở nối đất của toàn trạm (Đối với TBA có Ura Ê 1000V và Sđm Ê 320 kVA) yêu cầu: Rđ Ê 4 W. Hệ thống nối đất của trạm biến áp có ba chức năng chính: Nối đất làm việc Nối đất an toàn Nối đất chống sét Căn cứ vào mặt bằng trạm, ta chọn hệ thống nối đất hỗn hợp gồm các cọc và thanh như hình vẽ Vì độ ẩm của đất thường có sự thay đổi theo mùa (mùa mưa và mùa khô), do vậy ta xác định điện trở suất của đất theo mùa: r = rđ . kMax. Với đất vườn, ruộng ta có: rđ = 0,4. 104 W/cm. Tra PL6-4 - Trang 393 Giáo trình cung cấp điện tác giả ngô hồng quang - Vũ văn tẩm, ta có: kC = 1,4 ; kT = 1,6. * Điện trở nối đất của hệ thống được xác định theo công thức: RHT = Hệ thống nối đất bao gồm các thanh thép góc L60 ´ 60 ´ 6 dài 2,5m được nối với nhau bằng thanh thép dẹt 40x4 mm tạo thành mạch vòng nối đất bao quanh trạm biến áp. Các cọc được đóng sâu dưới mặt đất 0,7m, thép dẹt được hàn chặt với cọc ở đọ sâu 0,8m. 1. Điện trở nối đất của cọc - Dự kiến chọn cọc nối đất bằng thép góc L60 ´ 60 ´ 6 dài 2,5m, khi đó điện trở nối đất của một cọc được tính theo công thức sau: R1C = 0,00298. rđ.kC Trong đó : rđ - Điện trở suất của đất, rđ = 0,4.104 W/cm kC- Hệ số mùa, km = 1,4 R1C = 0,00298. r.kC = 0,00298. 0,4. 104 .1,4 = 16,69 W. - Sơ bộ xác định số cọc cần đóng là: n = Trong đó: + RC - Là điện trở của cọc Rc = Ryc = 4 W + hC - Là hệ số sử dụng cọc, tra bảng ta có hC = 0,73 n = = 5,7 ị Ta chọn n = 6 cọc. 2. Điện trở nối đất của thanh nối đất Rt = Trong đó: + r - Điện trở suất của đất ở độ chôn sâu thanh ( 0,8m) r = rđ . kT = 0,4.104.1,6 = 0,64.104W/cm + L : Là tổng chiều dài chu vi mạch vòng thanh nối đất L = 2(5 + 10) = 30m = 3000cm. + b - bề rộng của thanh nối, b = 4 cm + h - là độ chôn sâu của thanh nối, h = 0,8 m = 80 cm + k - Hệ số hình dáng của hệ thống nối đất l1/l2 = 10/5 = 2 tra bảng 2-6 trang 18 giáo trình “ hướng dẫn thiết kế tốt ngiệp kỹ thuật điện cao áp tác giả Nguyễn Minh Chước” ta được k = 6,42 ị Rt = = 4,35 W. - Điện trở thực tế của thanh nối đất: W ht - Hệ số sử dụng thanh nối, tra bảng ta tìm được ht = 0,48 = = 9,667 W - Điện trở nối đất cần thiết của toàn bộ cọc là: = 6,823 W - Số cọc cần thiết phải đóng là: = 3,351 cọc - Như vậy với số cọc đã chọn là 6 cọc điện trở của cả hệ thống nối đất là: RHT = = 2,683 W. Ta thấy: RHT = 2,683 W < Ry/c = 4 W. Nghĩa là hệ thống nối đất đã chọn đạt yêu cầu kỹ thuật. Mục lục Lời nói đầu. 1 Phần I: Thiết kế lưới điện khu vực Chương 1: Phân tích các đặc điểm của nguồn và phụ tải 2 Các số liệu về nguồn cung cấp và phụ tải 2 Phân tích nguồn và phụ tải 3 Chương 2: Cân bằng công suất trong hệ thống điện 6 2.1. Cân bằng công suất tác dụng. 6 2.2. Cân bằng công suất phản kháng. 7 2.3. Sơ bộ xác định phương thức vận hành cho nhà máy nhiệt điện. 8 Chương 3: Lựa chọn điện áp định mức của mạng điện. 10 3.1. Nguyên tắc chọn điện áp tải điện. 10 3.2. Tính chọn điện áp vận hành cho mạng điện. 10 Chương 4: Các phương án nối dây của mạng điện Chọn phương án tối ưu. 12 4.1. Những yêu cầu chính đối với mạng điện 12 4.2. Lựa chọn dây dẫn. 12 4.3. Phân vùng cấp điện. 12 4.4. Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án. 12 4.4.1. Các phương án chọn sơ bộ. 13 4.4.2. Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án. 15 4.5. So sánh các phương án về mặt kinh tế Chương 5:So sánh các phương án về mặt kinh tế chọn phương án tối ưu cho mạng điện thiết kế 50 Chương 6:Chọn máy biến áp và sơ đồ nối điện chính. 59 6.1. Chọn máy biến áp. 59 6.2. Chọn sơ đồ nối điện 64 Chương 7: Cân bằng chính xác công suất trong các chế độ 69 7.1. Tính chính xác trong chế độ phụ tải Max 71 7.2. Tính chính xác trong chế độ phụ tải Min 79 7.3. Tính chính xác trong chế độ sau sự cố 88 Chương 8: Tính điện áp các nút và điều chỉnh điện áp 98 8.1. Tính điện áp các nút trong mạng điện. 98 8.2. Điều chỉnh điện áp trong mạng điện 103 Chương 9: Tính toán các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện. 114 9.1. Tính toán tổn thất điện năng trong mạng điện 114 9.2. Tính tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện 115 9.3. Tính vốn đầu tư cho mạng điện 116 9.4. Tính toán giá thành tải điện 117 Phần II: Thiết kế trạm biến áp kiểu kín Trong nhà 2*100 kVA-22/0,4kV, 6 lộ xuất tuyến 120 Chương 1: Chọn máy biến áp và sơ đồ nguyên lý của trạm 123 1.1. Chọn máy biến áp 123 1.2. Sơ đồ nguyên lý trạm biến áp 123 Chương 2: Chọn các thiết bị điện cao và hạ áp 126 2.1. Chọn thiết bị điện cao áp 126 2.2. Chọn thiết bị điện hạ áp 128 Chương 3: Tính toán ngắn mạch, kiểm tra thiết bị đã chọn 133 3.1. Tính toán ngắn mạch 133 3.2. Kiểm tra thiết bị đã chọn 136 Chương 4: Tính toán nối đất của trạm 139 Tài liệu tham khảo Mục lục ._.

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • doc4694.doc