Mạng lưới điện

úp cho việc sử dụng điện thuận tiện hợp lý và tiện lợi cho vệc qui hoạch và phát triển của toàn hệ thống điện. Khi thiết kế cần tính đến khả năng hư hỏng và những tình trạng làm việc không bình thường của hệ thống đó. Nhưng cần đảm bảo các điều kiện yêu cầu của phụ tải, đảm bảo các chỉ tiêu về mặt kinh tế của mạng điện đảm bảo cung cấp điện liên tục, chất lượng điện năng tốt đảm bảo tính linh hoạt và tính an toàn của hệ thống . Đồ án môn học “Mạng lưới điện” nhằm mục đích cho sinh viên vận dụng những kiến thức đã học vào thực hiện một nhiệm vụ cụ thể tuy không lớn nhưng toàn diện. Là bước đầu tập dượt giúp cho sinh viên một số kinh nghiệm trong công tác kỹ thuật sau này mà mỗi sinh viên cần phải tích luỹ khi rời ghế nhà trường. Đồ án thiết kế “ mạng lưới điện khu vực “ gồm: Phần thuyết minh, tính toán . Phần bản vẽ: sơ đồ toàn mạng lưới điện . Trong quá trình thiết kế em đã nhận được sự giúp đỡ nhiệt tình của thầy giáo Nguyễn Lân Tráng. Tuy nhiên do bước đầu làm quen với công việc thiết kế, do kiến thức và kinh nghiệm còn hạn chế nên không tránh khỏi những thiếu sót. Em rất mong nhận được sự chỉ bảo của các thầy cô giáo trong bộ môn hệ thống điện để em có điều kiện bổ sung thêm phần kiến thức của mình . Chương mở đầu: các số liệu về nguồn và phụ tải Trong thiết kế mạng lưới điện, việc phân tích nguồn và phụ tải là hết sức quan trọng. Thiết kế hệ thống có chính xác hay không phụ thuộc rất nhiều vào mức độ chính xác của công tác phân tích nguồn và phụ tải. Ngoài ra việc quyết định lựa chọn sơ đồ nối dây của mạng điện cũng như phương thức vận hành phụ thuộc vào vị trí địa lý, nhiệm vụ, tính chất của từng nhà máy và phụ tải . Với các số liệu theo nhiệm vụ thiết kế ta tiến hành phân tích theo các bước sau: sơ đồ địa lý nguồn cung cấp và các phụ tải Hình 1. số liệu về nguồn cung cấp . Nguồn điện được lấy từ thanh cái cao áp của nhà máy điện. Điên áp trên thanh cái cao áp của nhà máy điện khi phụ tải cực đại bằng 110%, khi phụ tải cực tiểu bằng 105%, khi có sự cố nặng nề bằng 110% điện áp danh định. Hệ số công suất trung bình trên thanh cái cao áp của nhà máy điện là: cos=0,85 III. các số liệu về phụ tải. Tmax = 5000h Các số liệu về phụ tải được thể hiện qua bảng 0-1 phụ tải Số liệu 1 2 3 4 5 6 Pmax (MW) 25 40 30 25 28 20 Pmin (MW) 17,5 28 21 17,5 19,6 14 cos 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Qmax (MVAr) 12,1 19,36 14,52 12,1 13,6 9,7 Qmin (MVAr) 8,5 13,6 10,2 8,5 9,5 6,8 Loại hộ phụ tải I I I I I I Y/c điều chỉnh điện áp KT KT KT KT KT KT điện áp thứ cấp(kV) 22 22 22 22 22 22 Smax (MVA) 27,77 53,24 30,24 27,77 31,23 22,23 Với Pmin = 70%Pmax. Qpt = Ppt.tgjpt. S2 = Q2 + P2 Chương I cân bằng công suất Cân bằng công suất trong hệ thống điện là xem khả năng cung cấp và tiêu thụ điện trong hệ thống có cân bằng hay không. Từ đó sơ bộ xác định phương thức vận hành khi phụ tải cực đại, cực tiểu và sự cố. cân bằng công suất tác dụng. Sự cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống được biểu diễn bằng phương trình cân bằng sau: ồPy/c = ồPf = m.ồPpt + ồDPmd + ồPtd + ồP dtr. Trong đó: ồPf là tổng công suất tác dụng định mức của nguồn điện m là hệ số đồng thời m = 1 ồPpt là tổng công suất tác dụng cực đại của các phụ tải ồPpt = 25+40+30+25+28+20 = 168 MW m.ồPpt = 1.168=168 MW ồD.Pmd là tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và trong các máy biến áp của hệ thống. tổn thất này phụ thuộc vào số máy biến áp và độ dài đường dâycủa mạng điện, thường lấy bằng 5%đ15% tổng công suất các phụ tải ở đây lấy ồDPmd =8% ồPpt ồDPmd = 8%.168 = 13,44MW. ồPtd là tổng công suất tác dụng các phụ tải tự dùng của nhà máy điện. ở đây ta lấy điện trên thanh cái cao áp nên ồPtd = 0. ồPdtr là tổng công suất dự trữ của hệ thống. ở đây ồDPdtr = 0. Thay các số liệu vào phương trình (1) ta có : ồDPyc = ồDPf = 168 + 13,44 = 181,44MW. Vậy yêu cầu công suất tác dụng của mạng điện là 181,44MW. cân bằng công suất phản kháng. Công suất phản kháng phát ra từ các máy điện và từ các thiết bị bù trong hệ thống điện tại mỗi thời điểm phải bằng công suất phản kháng tiêu thụ của các phụ tải và tổn thất công suất phản kháng trong hệ thống điện. Sự cân bằng công suất phản kháng có thể được biểu diễn bằng biểu thức sau: ồQf + ồQbu = m.ồQpt + ồDQB + ồDQl + ồQtd + ồQdtr - ồQc. Trong đó: ồQf là tỏng công suất phản kháng phát ra bởi các máy phát điện ồQf = ồPf.tgjf . Trị số tgjf được tính từ hệ số cosjf của máy phát làm việc ở chế độ định mức. ở đây cosjf = 0,85 đ tgjf = 0,62 do đó ồQf = 181,44.0,62 = 112,49MVAr ồQbu là tổng công suất phản kháng phát ra từ các thiết bị bù. m. ồQpt là công suất phản kháng của các phụ tải có xét đến hệ số đồng thời ồQpt = ồPpt . tgjpt ở đây cosjpt = 0,9 đ tgjpt = 0,484 Vậy m.ồQpt = 1.168.0,484 = 81,312MVAr ồDQB là tổng tổn thất công suất phản kháng trong các máy biến áp của mạng điện. Thường lấy ồDQB = 15%.ồQpt = 0,15.81,312 = 12,2MVAr ồQtd là tổng công suất phản kháng tự dùng của nhà máy điện. ở đây ồQtd = 0. ồQdtr là tổng công suất phản kháng dự trữ của hệ thống. ở đây ồQdtr = 0. ồQl là tổng tổn thất công suất phản kháng trên toàn đường dây của mạng điện. ồQc là tổng công suất phản kháng phát ra từ đường dây cao áp. Kết quả nghiên cứu cho thấy rằng với đường dây 110kV mà dùng dây AC-120 hay AC- 150 thì ồQl = ồQc. Nếu tiết diện dây lớn hơn thì ồQl < ồQc và ngược lại. Lúc cân bằng sơ bộ có thể coi ồQl = ồQc . Vậy ồQbu = 81,31 +12,2 – 112,49 = -18,98MVAr. Ta thấy do lượng công suất phản kháng cần bù có giá trị âm nên ta không cần phải tiến hành bù sơ bộ . Chương II: chọn điện áp truyền tải – các phương án nối dây và chọn phương án phù hợp về kỹ thuật - kinh tế lựa chọn điện áp truền tải. Một trong những công việc quan trọng khi thiết kế hệ thống điện là lựa chọn đúng điện áp của đường dây tải điện. Vấn đè này rất quan trọng vì nó ảnh hưởng đến tính kỹ thuật và tinh kinh tế của mạng điện. Để đơn giản trong tính toán ta chọn phương án cấp điện hình tia cho các hộ phụ tải như hình 2-1 Hình 2-1 Ta sử dụng công thức kinh nghiệm để xác định trị số điện áp danh định cho hệ thống : Utt = 4,34. (kV). Trong đó: L là khoảng cách truyền tải (km) P là công suất truyền tải trên đọan đường dây (MW). Ta tính cho đoạn đường dây ND – PT1 : có P = 25 MW, L = 72km Utt = 4,34. = 94,29(kV). Tính tương tự cho các đoạn đường dây còn lại ta có kết quả qua bảng 2 – 1 Đoạn đường dây P(MW) L(km) Utính(kV) Uchọn(kV) NĐ - PT1 25 72 94,29 110 NĐ - PT2 40 63 115 110 NĐ - PT3 30 71 102 110 NĐ - PT4 25 108 98 110 NĐ - PT5 28 95 101 110 NĐ - PT6 20 73 86 110 Kết luận: Do 60kV < Utính < 150kV nên ta chọn điện áp danh định của hệ thống là 110kV. Dự kiến các phương án nối dây. Các yêu cầu chính . Khi đưa ra các phương án nối dây ta phải lưu ý đến các vấn đề sau: Đây là mạng điện cung cấp điện cho các phụ tải rất quan trọng (phụ tải loại I) nên cần đảm bảo cung cấp điện liên tục, đảm bảo chất lượng điện và tính linh hoạt cao, đảm bảo an toàn. Mạng điện ta thiết kế có công suất truyền tải trên đường dây tương đối lớn, khoảng cách truyền tải khá dài. Do vậy để đảm bảo tính kinh tế, kỹ thuật ta chọn loại dây dẫn điện là dây nhôm lõi thép vì nó có các ưu điểm sau: Có độ dẫn điện tốt . Có độ bền cơ cao. Có giá thành rẻ . Các phương án nối dây. Dựa vào mặt bằng nguồn điện và phụ tải, dựa vào yêu cầu cung cấp điện của các phụ tải sơ bộ đưa ra một số phương án nối dây sau: 1. Phương án I Hình 2-2 Phương án II Hình 2-3 Phương án III Hình 2-4 Phương án IV Hình 2-5 Phương án V Hình 2-6 so sánh các phương án về mặt kỹ thuật . 1. Phương án I Hình 2-2 a – Lựa chọn tiết diện dây dẫn: Trong thiết kế mạng diện ta cần chú ý tới phí tổn tính toán Z của mạng diện sao cho bé nhất, nghĩa là trong mạng điện khu vực ta căn cứ vào mật độ kinh tế của dòng điện để lựa chọn tiết diện dây dẫn . Ta thiết kế mạng diện với đường dây trên không, dây dẫnđiện trần là loại dâyAC, các dây pha đặt trên đỉnh của một tam giác đều, khoảng cách trung bình giữa các pha là 5m . Theo đề ra ta có:thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax = 5000 h. Tra bảng ta được Jkt=1,1(A/mm2) Ta sử dụng công thức: Ftt= Trong đó: Imax= n:là số lộ trên đoạn đường dây n=2 Smax:là công suất biểu kiến cực đại chạy trên đoạn đường dây Tính cho đoạn NĐ-PT1(lộ kép) n=2 Imax===73(A) Ftt=== 66,36(mm2) Tính tương tự cho các đoạn đường dây còn lại ta có kết qủa ở bảng 2-2: đoạn đường dây P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I(A) Ftt(mm2) NĐ-PT1 25 12,1 27,77 73 66,36 NĐ-PT2 40 19,36 53,24 140 127,2 NĐ-PT3 30 14,52 30,24 79 72,13 NĐ-PT4 25 12,1 27,77 73 66,36 NĐ-PT5 28 13,6 31,23 82 74,55 NĐ-PT6 20 9,7 22,23 58 53 Theo điều kiện phát nóng vầng quang, đối với mạng 110kV , tiết diện dây dẫn AC phải thoả mãn F ³ 70mm2 kết hợp với kết quả bảng 2-2 ta chọn dây dẫn và các thông số như bảng 2-3 đoạn đường dây Ftt (mm2) Fchọn (mm2) L (km) xo W/km X W ro W/km R (W) bo.10-6 1/Wkm B.10-6 1/W NĐ-PT1 66,36 70 72 0,44 31,68 0,46 33,12 2,58 185,76 NĐ-PT2 127,2 120 63 0,423 26,65 0,27 17 2,69 169,47 NĐ-PT3 72,13 70 71 0,44 31,24 0,46 32,66 2,58 183,18 NĐ-PT4 66,36 70 108 0,44 47,52 0,46 49,68 2,58 278,1 NĐ-PT5 74,55 70 95 0,44 41,8 0,46 43,7 2,58 245,1 NĐ-PT6 53 70 73 0,44 32,12 0,46 33,58 2,58 188,34 b-Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn. Ta tiên hành kiểm tra theo điều kiện: Iscmax<K.Icp Trong đó : Icplà dòng điên cho phép tương ứngvới nhiệt độ tôi đa là 200C K Là hệ số hiệu chỉnh dòng điện cho phép khi nhiệt độ không khí khác200C.Taxit chọn K =0,8. Trong mạng điện này sự cố nguy hiểm nhất là đứt môt trong hai lộ của đường dây kép .Khi đó dòng điện sự cố sẽ tăng lên hai lần so với lúc bình thường Iscmax=2.Ilvbt Dòng điện sự cố chạy trên đoạn đường dây NĐ-PT1 là: Iscmax=2.73=146(A) Tính tương tự cho các đoạn còn lại ta có kết quả ghi ở bảng 2-3 Bảng2-3 Đoạnđươngdây Loại dây Icp(A) K.Icp(A) Ilvmax(A) Iscmax(A) NĐ-PT1 AC-70 265 212 73 146 NĐ-PT2 AC-120 380 304 140 280 NĐ-PT3 AC-70 265 212 79 158 NĐ-PT4 AC-70 265 212 73 146 NĐ-PT5 AC-70 265 212 82 164 NĐ-PT6 AC-70 265 212 58 116 Qua bảng kết quả ta thấy :Các đoạn đường dây đều thoả mãn điều kiện phát nóng Iscmax<K.Ic c-Kiểm tra tổn thất điện áp trên đường dây: Tổn thất điện áp trên đường dây được tính theo công thức: DU%=.100% Trong đó : P là công suất tác dụng trên đoạn đường dây R là điên trở của đoạn đường dây Q là công suất phản kháng trên đoạn đường dây X là điện kháng của đoạn đường dây n là số lộ đoạn đường dây Uđmlà điện áp định mức của đoạn đường dây Khi xảy ra sự cố:DUsc%=2. DU% Tính cho đoạn đường dây NĐ-PT1: DU%=.100%=3,56% DUsc%=3,56.2=7,12% Tính toán tương tự cho các đoạn đường dây còn lại ta có kêt quả ghi ở bảng 2-4 đoạn đường dây DU% DUsc% NĐ - PT1 3,56 7,12 NĐ - PT2 4,94 9,88 NĐ - PT3 5,92 11,84 NĐ - PT4 7,5 15 NĐ - PT5 7,4 14,8 NĐ - PT6 4,06 8,12 Qua kết quả ta thấy : DU%max=7,4% < 10% D Uscmax =15% < 20% Kết luận: Dây dẫn đã chọn đạt yêu cầu kỹ thuật Ưu nhược điểm của phương án I Mạng điện có kết cấu đơn giản, các phụ tải được cấp điện bằng đường dây hai lộ riêng biệt Xác suát xảy ra sự cố rất thấp Tổn thất điện áp trong các chế độ vận hành ở mức giới hạn cho phép Tổng chiều dài đường dây lớn, đòi hỏi vốn đầu tư (khảo sát,thiết kế , thi công...... ) và các chi phí vận hành cao. 2 . Phương án II Hình 2-3 Nhận xét :So sánh phương án nối dây II ta thấy có các đoạn đường dây giống phương án I là: NĐ - PT1 ; NĐ - PT3 ; NĐ - PT5 ; NĐ - PT6. Do đó các đoạn đường dây này ta lấy kết quả tính toán từ phương án I. Ta chỉ cần tính toán cho đoạn đường dây : NĐ - PT2 – PT4 Chọn tiết diện dây dẫn: Dựa vào công thức: Imax = và F2tt = với J = 1,1 tacó: Imax = = = 212,85 (A) F2tt = = = 193,5 (mm2) Imax = = = 72,97 (A) F2tt = = = 66,34 (mm2) Từ kết quả trên kế hợp với điều kiện phát sáng vầng quang ta tiến hành chọn tiết diện chuẩn cho các đoạn đường dây như sau: đoạn dường dây S MVA Itt (A) Icp (A) Ftt mm2 Fchon mm2 L km xo W/km X W ro W/m R W bo10-6 1/Wkm B10-6 1/W NĐ - PT2 53,24 212,8 510 193,5 185 63 0,409 25,77 0,17 10,71 2,84 178,9 NĐ - PT4 27,77 72,97 265 66,34 70 50 0,44 22 0,46 23 2,88 129 Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn: Ta xét sự cố nguy hiểm nhất là lúc đứt một trong hai lộ của đường dây kép . khi đó dòng điện sẽ tăng lên 2 lấn so với lúc bình thường Isc = 2Ilv Điều kiện đảm bảo yêu cầu là:Isc < k.Icp Với k = 0,8 ta có kết quả như sau: đoạn đường dây loại dây Icp(A) k.Icp(A) Ilvmax(A) Iscmax(A) NĐ - PT2 AC-185 510 408 213 426 NĐ - PT4 AC-70 265 212 73 146 _Qua đó ta thấy AC-185 dùng cho đoạn NĐ- PT2 không đạt yêu cầu.Để đảm bảo về mặt kỹ thuật ta nâng tiết diện của dây ở đoan này lên một cấp so với mức đã chọn . Cụ thể như sau: đoạn đường dây loại dây Icp(A) k.Icp(A) Ilvmax(A) Iscmax(A) NĐ - PT2 AC - 240 605 484 213 426 Như vậy sau khi đã chọn lại với kết quả như trênthì tất cả các đoạn đường dây đều thoả mãn điều kiện phát nóng lúc sự cố. Ta tính lại các thông số của đường dây mới chọn lại tiết diện: đoạn đường dây Fchon mm2 L (km) xo W/km X W ro W/km R (W) bo.10-6 1/Wkm B.10-6 1/W NĐ - PT2 240 63 3,9 245,7 0,13 8,19 2,86 180,18 Sau khi đãtính toán cho đoạn đường dây trên kết hợp với kết quả lấy từ phương án I ta có bảng kết quả 2-5 bảng 2-5 đoạn đường dây loại dây Icp A KIcp A Ilv A Isc A L km xo W/km X W ro W/km R (W) bo.106 1/Wkm B10-6 1/W NĐ-PT1 AC-70 256 212 73 146 72 0,44 31,68 0,46 33,12 2,58 185 NĐ-PT2 AC-70 510 408 213 416 63 0,409 25,77 0,17 10,71 2,84 178 pt2-pt4 AC-70 256 212 73 146 50 0,44 22 0,46 23 2,58 129 NĐ-PT3 AC-70 256 212 79 158 71 0,44 31,24 0,46 32,66 2,58 183 NĐ-PT5 AC-70 256 212 82 154 95 0,44 47,52 0,46 49,68 2,58 276 NĐ-PT6 AC-70 256 212 58 116 73 0,44 32,12 0,46 33,58 2,58 188 c.Kiểm tra tổn thất điện áp trên đường dây: DU% = .100% DUsc% = 2.DU% Ta có bảng kết quả 2-6 doạn dường dây DU% DUsc% NĐ - PT1 3,56 7,12 NĐ - PT2 6,23 12,46 PT2 - PT4 3,48 6,96 NĐ - PT3 5,92 11,84 NĐ - PT5 7,4 14,8 NĐ - PT6 4,06 8,12 Như vậy: DU%max = 7,4% < DUcp% = 10% DUsc%max = 14,8% < DUsccp% = 20% Kết luận: Dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện kỹ thuật cho phép Ưu nhược điển của phương án II: + Giảm bớt chiều dài đường dây. + Tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây vẫn trong giới hạn cho phép. + Độ tin cậy cung cấp điện giảm vỉ khả năng phát sinh sự cố trên đoạn đường dây NĐ-PT2 ảnh hưởng đến đoạn đường dây PT2-PT4. 3. Phương án III Hình 2-4 Nhận xét: So sánh pương án nối dây III với phương án I ta thấy có các đoạn đường dây giống nhau là NĐ-PT1; NĐ-PT2; NĐ-PT5; NĐ-PT6. Vì vậy ta chỉ cần tính cho đoạn đường dây NĐ-PT3-PT4. Còn các đoạn đường dây khác lấy kết quả tính toán ở phương án I. a . Chọn tiết diện dây dẫn. Ta tính theo công thức: Imax = và c Với Tmax= 5000h đ Jkt= 1,1 Ta có I3max = = = 152,42(A) F3tt = = = 138,58 (mm2) I4max = = = 72,96 (A) F3tt = == 66,33(mm2) Từ kết quả trên kết hợp với điều kiện phát sáng vầng quang , ta tiến hành chọn tiết diện chuẩn cho các đoạn đường dây như sau: đoạn đưòng dây S MVA Itt A Icp A Ftt mm2 Fchon mm2 L km xo W/km X W ro W/km R W bo10-6 1/Wkm B10-6 1/W NĐ-PT3 58,01 152 445 138,6 150 71 0,416 29,54 0,21 14,91 2,74 194,5 PT3-PT4 27,77 73 265 72,96 70 41 0,44 18,04 0,46 18,86 2,58 108,8 Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn: Ta tiến hành kiểm tra theo điều kiện : Iscmax < K.Icp với Iscmax = 2Itt K = 0,8 Ta có kết quả thể hiện trên bảng sau: Đoạn dường dây loại dây Icp (A) K.Icp (A) Ibt (A) Isc (A) NĐ-PT3 AC-150 445 365 152 304 PT3-PT4 AC-70 265 212 73 146 Như vậy các dây dẫn thoả mạn điều kiện phát nóng: c. Kiểm tra tổn thất điện áp trên đường dây DU%=.100% ; DUsc%=2. DU% kết quả tính toán cho các đoạn đường dây được thể hiện qua bảng: Đoạn đường dây DU% DUsc% NĐ-PT3 6,64 13,28 PT3-PT4 2,85 5,7 Vậy phương án đạt yêu cầu kỹ thuật Ta có bảng tổng kết về dây dẫn của phương án III: Bảng 2-7 doạn đường dây loại dây Icp A KIcp A Ilv A Isc A L km xo W/km X W ro W/km R (W) bo.106 1/Wkm B10-6 1/W DU% DUsc% NĐ-PT1 AC-70 265 212 73 146 72 0,44 31,68 0,46 33,12 2,58 185,76 3,56 7,12 NĐ-PT2 AC-120 380 304 140 280 63 0,423 26,65 0,27 17 2,69 169,47 4,94 9,88 NĐ-PT3 AC-150 445 365 152 304 71 0,416 29,54 0,21 14,91 2,74 194,5 6,64 13,28 PT3-PT4 AC-70 265 212 73 146 41 0,44 18,04 0,46 18,86 2,58 108,8 2,85 5,7 NĐ-PT5 AC-70 265 212 82 164 95 0,44 41,8 0,46 43,7 2,58 245,1 7,4 14,8 NĐ-PT6 AC-70 265 212 58 116 73 0,44 32,12 0,46 33,58 2,58 188,34 4,06 8,12 Nhận xét phương án III: _ Giảm bớt chiều dài đường dây so với phương án I _ Tiết diện dây dẫn đoạn NĐ-PT3 tăng . _ tổn thất điện áp các đoạn đường dây vẫn trong giới hạn cho phép _ Độ tin cậy cung cấp điện giảm do khi xảy ra sự cố trên đoạn đường dây NĐ-PT3 ảnh hưởng trực tiếp dến đoạn đường dây Phương án IV Hình 2-5 Nhận xét : So sánh phương án I có các đoạn đường dây được nối giống nhau là : NĐ-PT3 ; NĐ-PT4 ; NĐ -PT5 ; NĐ - PT6 .Do đó ta không phải tính các đoạn đường dây này mà lấy kết quả tính toán từ phương án I. Như vậy ta chỉ cần tính cho mạch vòng kín : NĐ-PT1-PT2-NĐ . Tính tiết diện dây dẫn : Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐ -PT1 là: PNĐ-1=== 30,4 (MW) Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐ- PT2 là : PNĐ-1===33,83 (MW) Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây nối PT1-PT2 là : P1-2=PNĐ-1-P1=30,4-25=5,4 (MW) Cosj1= 0,9 ị tgj1=0,484 ; LNĐ-1=72 km ; LNĐ-2=63 km ; L1-2=40 km Do đó: QNĐ-1= PNĐ-1. tgj1=30,4.0,484 = 14,71 (MVAr) QNĐ-2= PNĐ-2. tgj1=33,83.0,484 = 17,38 (MVAr) Q1-2= P2. tgj1=5,4. 0,484 = 2,61 (MVAr) Imax = Ftt = Với Tmax=5000h ; ị Jtt=1,1 ; Khi đóINĐ-1max= = = .106 =177,4 (A) Tính tương tự cho các đoạn đường dây còn lại ta có kết quả sau : đoanđườngdây Ftt mm2 F chon mm2 L km x0 W/km X W r0 W/km R W b0 1/Wkm B 1/W NĐ-PT1 177,47 185 72 0,409 29,45 0,17 12,24 2,84 204,5 NĐ-PT2 199,86 185 63 0,409 25,77 0,17 10,71 2,84 178,9 PT1-PT2 31,52 70 40 0,44 17,6 0,46 18,4 2,58 103,2 b . Kiểm tra sự phát nóng khi sự cố : ã Khi đoạn NĐ-PT1 bị đứt: Dòng điện sự cố chạy trên đoạn đường dây từ NĐ-PT2 sẽ là: IscNĐ-2= == (0,3375+j0,1686).103(A) IscNĐ-2= 377 (A) Dòng điện sự cố chạy trên đoạn PT2 –PT1 là : Isc2-1= 146 (A) ã Khi đứt đoạn NĐ- PT2 Dòng điện sự cố chạy trên đoạn NĐ-PT1 là IscNĐ -1= 377 (A) Dòng điện sự cố chạy trên đoạn PT1 –PT2 là ISC1-2= 280 (A) Ta có kết quả ở bảng sau : đoạnđườngdây loại dây Icp A K.Icp A Ibt A I scmax A NĐ - PT1 AC-185 445 365 177,47 377 NĐ - PT2 AC-185 445 365 220 377 PT1- PT2 AC-70 265 212 34,7 280 Như vậy các dây dẫn đã chọn không đảm bảo kỹ thuật. do đó ta tăng tiết diện dây dẫn lên một cấp .Cụ thể như sau : đoạnđườngdây loại dây L km X W R W Icp A K.Icp A Ibt A I scmax A NĐ - PT1 ACO-240 72 28,08 9,36 605 484 177,47 377 NĐ - PT2 ACO-240 63 24,57 8,19 605 484 220 377 PT1- PT2 AC-70 40 17,16 13,2 330 264 34,7 280 Như vậy đoạn đường dây PT1-PT2 vẫn chưa đảm bảo yêu cầu kỹ thuật .Ta tiến hành nâng thêm một cấp tiết diện dây dẫn như sau : đoạnđườngdây loại dây L km X W R W Icp A K.Icp A Ibt A I scmax A PT1-PT2 AC-120 40 16,92 10,8 380 304 34,7 280 Sau khi đã chọn lại tiết diện dây dẫn ta nhận thấy các dây dẫn thoã mãn điều kiện phát nóng c . Kiểm tra tổn thất điện áp trên đường dây : Ta áp dụng công thức: DU%=.100% . Ta có kết quả ở bảng sau: đoan đường dây DUbt% DUsc% NĐ- PT1 5,93 11,86 NĐ- PT2 6,7 13,4 PT1- PT2 1,2 5,8 (khi đứt đoạn NĐ-PT1) PT2- PT1 1,2 8,2 (khi đứt đoạn NĐ-PT2 ) NĐ- PT1 – PT2 16 (khi đứt đoạn NĐ-PT2 ) NĐ- PT2- PT1 13,3 (khi đứt đoạn NĐ-PT1) kết hợp kết quả các đoạn đường dây đã tính ở phương án I. Ta có: DUbt% = 7,4 < DUbtcp% = 10% DUsc% = 16< DUsccp% = 20% Vậy dây dẫn đã chọn thoả mãn các điều kiện kỷ thuật ãƯu nhược điểm của phương án IV. So với các phương án trước, phương án IVcó một mạch vòng kín nên tiết kiệm được dây dẫn. Nhưng lại tốn công khảo sát thiết kế Tổn thất điẹn áp ở mức cho phép Xác suất xẩy ra sự cố lớn và ảnh hưởng trực tiếp. 5. Phương án V Hình 2-6 Nhận xét: Sóánh cách nối dây với phương án I ta thấy có các đoạn nối dây giốnh nhau là:NĐ - PT1 ; NĐ - PT2 ; NĐ - PT3 ; NĐ - PT4 . Do đó ta lấy kết quả tính toán các đoạn này từ phương án I đoạn đường dây loại dây X(W) R(W) B.10-6(1/W) NĐ - PT1 AC - 70 31,68 33,12 185,76 NĐ - PT2 AC – 120 26,65 17 169,47 NĐ - PT3 AC – 70 31,24 32,66 183,18 NĐ - PT4 AC – 70 47,52 49,68 245,1 Ta chỉ cần tính toán cho mạch vòng kín: NĐ - PT5 – PT6 – NĐ. a . Tính tiết diện dây dẫn: Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐ - PT5 là: PNĐ-5= = = 25,37 (MW) Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐ - PT6 là: PNĐ-5= = = 23,42 (MW) Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây PT5 - PT6 là: P5-6 = Pnđ-6 – P6 = 23,42 – 20 = 3,42 (MW) Dòng công suất phản kháng : QNĐ-5 = PNĐ-5.tgj = 25,37.0,484 = 12,28 (MWAr) QNĐ-6 = PNĐ-6.tgj = 23,42.0,484 = 11,34 (MWAr) Q5-6 = P5-6.tgj = 3,42.0,484 = 1,66 (MWAr) Dòng điện cực đại chạy trên đường dây: Imax = = Tiết diện dây dẫn tính toán: Ftt = với Jkt = 1,1 Ta có kết quả ở bảng sau: đoanđườngdây Ftt mm2 F chon mm2 L km x0 W/km X W r0 W/km R W b0 1/Wkm B 1/W NĐ-PT5 135 150 95 0,416 39,52 0,21 19,95 2,74 260,3 NĐ-PT6 134 150 73 0,416 30,268 0,21 15,33 2,74 200 PT5-PT6 69,9 70 54 0,44 23,76 0,46 24,48 2,58 139,32 Kiểm tra sự phát nóng khi sự cố: Khi đoạ NĐ - PT5 bị đứt: Dòng diện sự cố chạy trên đoạn đường dây NĐ - PT6 sẽ là: IscNĐ-2== IscNĐ-2 = 248,8(A) Dòng diện sự cố chạy trên đoạn đường dây PT6 – PT5 sẽ là: c = = = 160,5(A) Tương tự khi sự cố dứt đoạ NĐ -PT6. ta có: IscNĐ-5 = 248,8 (A) IscNĐ-6 = 116,5 (A) Ta có bảng kết quả sau: đoạnđườngdây loại dây Icp A K.Icp A Ibt A I scmax A NĐ - PT5 AC-150 445 365 148,5 248,8 NĐ - PT6 AC-150 445 365 147,4 248,8 PT5- PT6 AC-70 265 212 76,9 160,5 Như vậy các dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng khi sự cố. kiểm tra tổn thất điện áp trên đường dây: ta áp dụng công thức: DU%=.100% Ta có kết quả ở bảng sau: đoan đường dây DUbt% DUsc% NĐ- PT5 6,92 11,86 NĐ- PT6 5,81 13,4 PT5- PT6 1,02 5,95 (khi đứt đoạn NĐ-PT6) PT6- PT5 1,02 8,34 (khi đứt đoạn NĐ-PT5 ) NĐ- PT5 – PT6 19,79 (khi đứt đoạn NĐ-PT6) NĐ- PT6- PT5 19,96 (khi đứt đoạn NĐ-PT5) kết hợp với kết quả tính toán ở phương án I ta thấy: DUbt% = 7,5 < DUbtcp% = 10% DUsc% = 19,96 < DUsccp% = 20% Vậy dây dẫn đã chọn thoả mãn các điều kiện kỷ thuật ãƯu nhược điểm của phương án V. So với các phương án trước, phương án Vcó một mạch vòng kín nên NĐ- PT5 – PT6 tiết kiệm được dây dẫn. Nhưng lại tốn công khảo sát thiết kế Tổn thất điẹn áp ở mức cho phép Xác suất xẩy ra sự cố lớn và ảnh hưởng trực tiếp đến phụ tải * Kết luận chung: Sau khi tính toán và so sánh các phương án, ta nhận thấy các phương án đều đạt yêu cầu về kỹ thuật. Do đó ta đưa cả 5 phương án để tính toàn và so sánh về mặt kinh tế để chọn ra các phương án tối ưu. so sánh các phương án về mặt kinh tế Tiêu chuận để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hàng năm phải nhỏ nhất. Hàm chi phí tính toán hàng năm của mỗi phương án được tính theo biểu thức: Z = (avh + atc) . k + rA . C Trong đó avh là phí tổn vận hành avh = 0,04 (Trong đồ án này ta dùng bê tông li tâm cốt thép) atc: là hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư phụ atc= 1/Ttc = 0,125 k: Là vốn đầu tư của mạng điện (chỉ tính đến thành phần chính là đường dây) k = Sk0 . L Với: k0: Là giá trị 1km đường dây. Nếu đường dây lộ kép thì giá tiền bằng 1,6 lần đường dây lộ đơn. L: Là chiều dài đường dây có tiết diện F C: Là giá tiền 1kWh điện năng tổn thất C = 500đồng. rA: Là tổng tổn thất điện năng hàng năm trong mạng điện. rA = SrPmax. t = t Với t: Là thời gian thời gian tác dụng lớn nhất trong năm. t = (0,124 + Tmax . 10-4 )2 . 8760 = (0,124 + 5000 . 10-4)2 . 8760 = 3411 (h) T max = 5000h: Là thời gian sử dụng công suất lớn nhất SrPmax : Là tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây SrPmax = Uđm = 110 kV; Các giá trị Pmax , Qmax , R đã được tính ở phần trước . Phương án I . Hình 2-2 Ta tính đoạn NĐ-PT1. Pmax = 25 MW Qmax = 12,1 MVAr R = 33,12 W SrPmax = = 1,056 MW Tính toán tương tự cho các đoạn đường dây còn lại ta có kết qủa ghi ở bảng đoạn đường dây Pmax (MW) Qmax (MVAr) R (W) rPmax (MW) Loại dây L (km) Ko.106 NĐ_PT1 25 12,1 33,12 1,056 AC_70 72 168.1,6 NĐ_PT2 40 19,36 17 1,387 AC_120 63 280.1,6 NĐ_PT3 30 14,52 32,66 1,412 AC_70 71 168.1,6 NĐ_PT4 25 12,1 49,68 1,584 AC_70 108 168.1,6 NĐ_PT5 28 13,6 43,7 1,416 AC_70 95 168.1,6 NĐ_PT6 20 9,7 33,58 0,686 AC_70 73 168.1,6 Từ bảng kết quả ta tính tỏng vốn đầu tư như sau: k = Sk0i . Li = (168 . 1,6 72+280 . 1,6 .63 + 168 . 1,6 . 71 + 168 . 1,6 . 108 + 168 . 1,6 . 9 5 + 168 . 1,6 . 7,3 ) . 106 = 140851,2 . 106 (đồng) SrPmax = 1,056 + 1,387 + 1,412 + 1,584 + 1,416 + 0,686 = 7,541 (MW) Tổng tổn thất điện năng: SrA = SrPmax . t SrA = 7,541 . 3411 . 103 = 25722,351 . 103 Phí tổn tính toán hằng năm: Z = (avh + atc) . k + rA . C = (0,04 + 0,125) . 140851,2.106 + 25722,351 . 103 . 500 = 36101623,5 . 103 Phương án II Hình 2-3 Tính tương tự như phương án I – Ta có bảng kết quả sau Đoan đường dây Pmax (MW) Qmax (MVAr) R (W) rPmax (MW) Loại dây L (km) Ko.106 (đồng/km) NĐ-PT1 25 12,1 33,12 1,056 AC-70 72 168.1,6 NĐ-PT1 65 31,46 10,71 4,616 AC-70 63 444.1,6 PT2-PT4 25 12,1 23 1,466 AC-70 50 168.1,6 NĐ-PT1 30 14,52 32,66 1,412 AC-70 71 168.1,6 NĐ-PT5 28 13,6 49,68 1,416 AC-70 95 168.1,6 NĐ-PT6 20 9,7 33,58 0,686 AC-70 73 168.1,6 Từ bảng kết quả ta có. k = Sk0i . Li = 141792 . 106 (đồng ) SrP = 10,652 (MW) SrA = 36333,972. 103 (kWh) Z = 41562666. 10 3 (đồng ) Phương án III . Hình 2-4 Tính tương tự phương án I ta có bảng kết quả sau: Đoạn đường dây Pmax (MW) Qmax (MVAr) R (W) rPmax (MW) Loại dây L (km) Ko.106 (đồng/km) NĐ-PT1 25 12,1 33,12 1,056 AC-70 72 168.1,6 NĐ-PT2 40 19,36 17 1,387 AC-120 63 280.1,6 NĐ-PT3 55 26,62 14,91 4,601 AC-150 71 336.1,6 NĐ-PT4 25 14,52 18,86 3,019 AC-70 41 168.1,6 NĐ-PT5 28 13,6 43,7 1,416 AC-70 95 168.1,6 NĐ-PT6 20 9,7 33,58 0,686 AC-70 73 168.1,6 Từ bảng ta tính được: k = 141926,4 . 106(đồng ) SrPmax = 12,156 (MW) = 12156 kW SrA = 41464,116 . 103(kWh) Z = 44149914 . 103 (đồng) Phương án IV. Hình 2-5 Tương tự phương án I – Ta có bảng kết quả sau: Đoạn đường dây Pmã (MW) Qmã (MVAr) R (W) rPmã (MW) Loại dây L(km) K0 .106 (đ/km) NĐ - PT1 30,4 14,71 9,36 0,882 AC –240 72 444 NĐ - PT2 33,83 17,38 8,19 0,979 AC -240 63 444 PT1- PT2 5,1 2,61 10,8 0,029 AC –120 40 280 NĐ -PT3 30 14,52 32,66 1,412 AC –70 71 168.1,6 NĐ -PT4 25 12,1 49,68 1,584 AC –70 108 168.1,6 NĐ -PT5 28 13,6 43,7 1,416 AC –70 95 168.1,6 NĐ -PT6 20 9,7 33,58 0,686 AC –70 73 168.1,6 Từ bảng ta tính được : K = 164413,6 . 106 (đồng) SrP = 6,988 (MW) SrA = 23836,068 .103 (kWh) Z = 39046278 . 103 (đồng) Phương án V . Hình 2-6 Tương tự phương án I ta có bảng kết quả Đoan đường dây Pmã (MW) Qmã (MVAr) R (W) rPmax (MW) Loại dây L(km) K0 .106 (đồng/km) NĐ -PT1 25 12,1 33,12 1,056 AC- 70 72 168 .1,6 NĐ -PT2 40 19,36 17 1,387 AC-120 63 280 .1,6 NĐ -PT3 30 14,52 32,66 1,412 AC-70 71 186 .1,6 NĐ -PT4 25 12,1 49,68 1,584 AC –70 108 168 .1,6 NĐ -PT5 25,37 12,28 19,95 1,31 AC-150 95 336 NĐ -PT6 23,42 11,34 15,33 0,858 AC –150 73 336 PT5 –PT6 3,42 1,66 24,48 0,029 AC –70 54 1,68 Từ bảng trên ta tính được: K = 161212,8 . 106(đồng) SrPmax = 7,636 (MW) SrA = 26046,396 . 103 (kWh) Z = 39623310 . 103 (đồng) Kết quả tính toán và kỹ thuật của 5 phương án được thể hiện ở bảng tổng hợp sau: Phương án I II III IV V Tổn thất điện năngra(kWh) 25722351 36333972 41464116 23836068 26064396 Tổn thất Bình điện áp thường lớn nhất Sự cố 7,4 14,8 7,4 14,8 7,4 14,8 6,7 16 6,92 19,96 Tổng vốn đầu tư k (đồng) 140851,2 . 106 141792 . 106 141926,4 . 106 164413,6 . 106 161212,8.106 Phí tổn vận hành hằng năm (đồng) 36101623,5 . 103 41562666 . 103 44149914 . 103 39046278 . 103 39623310 . 103 Ta thấy phương án I là phương án có vốn đầu tư bé nhất, phí tổn vận hành hàng năm bé nhất. Đồng thời các chỉ số kỹ thuât của phương án I cũng tốt hơn phương án còn lại. Do đó ta chọn phương án I là phương án tối ưu. Chương III Chọn báy biến áp và sơ đồ nối điện . chọn máy biến áp. Lựa chọn số lượng máy biến áp Đối với mạng điện ta thiết kế các phu tải đều là phụ tải loại I. Do đó để việc cung cấp điện được bảo đẩm liên tục tại mỗi trạm biến áp ta đặt hai máy biến áp làm việc song song. ( mỗi máy nối vào một phân đoạn thanh góp riêng và giữa các phân đoạn này có một thiết bị đóng cắt tự động) Lựa chọn công suất của các máy biến áp. Ta coi các máy biến áp đã được nhiệt đới hoá nên không cần hiệu chỉnh công suất theo nhiệt độ. Trong mỗi trạm biến áp ta chọn công suất định mức (S đm) của mỗi máy như sau: Sđm ỏ Trong đó: N : là số máy biến áp giống nhau làm việc song song (n=2) Sdm : là công suất định mức tính toán. K : Là hệ số quá tải cho p._.