Mạng lưới điện

g điện - Lựa chọn sơ bộ các phương án nối dây 15 B. Tính toán các phương án nối dây 27 1. Phương án 1 27 2. Phương án 2 35 3. Phương án 3 43 5. Phương án 4 52 4. Phương án 5 61 Chương V: So sánh các phương án về mặt kinh tế 70 Phương án 1 71 Phương án 2 72 Phương án 5 73 Chương VI: Lựa chọn máy biến áp - sơ đồ nối và sơ đồ nối điện chính 75 Yêu cầu chung 75 Máy biến áp của các trạm giảm áp 75 III. Máy biến áp của các trạm tăng áp 77 IV. Sơ đồ nối dây trạm biến áp của các nhà máy điện 79 V. Sơ đồ nối dây các trạm phân phối và truyền tải 79 Chương VII: Tính toán các chế độ làm việc của mạng điện 82 I. Chế độ phụ tải cực đại 82 * Tính toán bù cưỡng bức công suất phản kháng cho hệ thống điện 92 * Tính chính xác lại chế độ phụ tải cực đại sau khi bù 96 III. Phụ tải 33 II. Chế độ phụ tải cực tiểu 106 III. Chế độ sự cố 116 Chương VIII: Tính toán điện áp tại các điểm nút của mạng điện - chọn phương thức điều chỉnh điện áp trong mạng điện 127 Toán điện áp tại các điểm nút của mạng điện 127 I. Chế độ phụ tải cực đại 127 II. Chế độ phụ tải cực tiểu 131 III. Chế độ sự cố 134 Chọn đầu phân áp của các máy biến áp 138 Chọn đầu phân áp của các máy biến áp giảm áp 139 Chọn đầu phân áp của các máy biến áp tăng áp 151 Chương IX Tính toán chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật của mạng điện 155 I. Tính tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong toàn mạng 155 II. Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện 156 III. Tính giá thành tải điện 157 Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật chủ yếu 158 Phầnlllllllllll I Thiết kế cấp điện Chương I : Thiết kế trạm biến áp 159 I. Phần mở đầu 159 II. Chọn các phần tử của trạm 160 III. Tính toán nối đất cho trạm biến áp 166 Chương I : Thiết kế đường dây trung áp 22 kV 168 I. Phân cấp đường dây, vùng khí hậu và số liệu đường dây dùng cho tính toán 168 II. Tính toán và lựa chọn các phần tử trên đường dây 169 III. Tính toán kiểm tra các phần tử đã chọn 173 Tài liệu tham khảo 180 Lời nói đầu Điện là một trong những phát minh vĩ đại và kỳ diệu nhất trong lịch sử phát triển của con người. Nó làm thay đổi một cách nhanh chóng nền kinh tế cũng như bộ mặt xã hội của mỗi quốc gia trên toàn thế giới. Điện năng là một dạng năng lượng đặc biệt được sử dụng rộng rãi nhất trong tất cả các lĩnh vực kinh tế, xã hội và đời sống của con người. Tốc độ tăng trưởng kinh tế mỗi quốc gia phụ thuộc rất nhiều vào công cuộc điện khí hoá nền công nghiệp. Xã hội càng phát triển thì nhu cầu về sử dụng điện năng ngày càng cao, vì vậy việc sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng phải liên tục phát triển và ngày càng hoàn thiện để đáp ứng nhu cầu của cuộc sống con người. Hệ thống điện là một phần của hệ thống năng lượng. Nó bao gồm các nhà máy điện, các mạng điện để truyền tải và phân phối điện năng đến tất cả các hộ tiêu thụ điện, tạo thành một hệ thống có cấu trúc phức tạp và vận hành rất linh hoạt, ngày càng đòi hỏi ứng dụng những tiến bộ khoa học kỹ thuật để hoàn thiện việc sản xuất, truyền tải và phân phối một cách tối ưu nhất phù hợp với sự phát triển kinh tế, xã hội của mỗi quốc gia trên thế giới. Đồ án tốt nghiệp về “ Mạng lưới điện ” là một sự tập dượt lớn cho các sinh viên ngành Hệ Thống Điện trước khi bước vào thực tế công việc của ngành. Nó giúp cho sinh viên vận dụng những kiến thức đã học tập và nghiên cứu vào thực hiện một nhiệm vụ tương đối toàn diện về lĩnh vực sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng. Ngày nay trên toàn thế giới, hệ thống điện đã phát triển theo con đường tập trung hoá sản xuất điện năng trên cơ sở những nhà máy điện lớn, hợp nhất các hệ thống năng lượng, vì vậy đòi hỏi mỗi chúng ta phải luôn luôn học hỏi, trau dồi kiến thức khoa học kỹ thuật góp phần đưa ngành hệ thống điện nước ta có thể theo kịp tốc độ phát triển năng lượng trên toàn thế giới. Qua 5 năm học tập, nghiên cứu tại trường và qua đồ án tốt nghiệp này em xin trân trọng cảm ơn các thầy cô giáo trong nhà trường, bộ môn Hệ Thống Điện và thầy giáo Ngô Hồng Quang là người trực tiếp hướng dẫn em hoàn thành đồ án tốt nghiệp này. phần I thiết kế mạng điện khu vực Chương I Phân tích nguồn và phụ tải I. Các số liệu về nguồn cung cấp và phụ tải: 1. Sơ đồ địa lý: Dựa vào sơ đồ phân bố giữa các phụ tải và nguồn ta xác định được khoảng cách giữa chúng như hình vẽ : tỷ lệ 1 ô = 10 km 81 40 41 S6 S2 163 S1 90 60 NĐI S10 S3 90 123 64 S4 76 53,8 NĐII S5 90 S8 S9 S7 56 71 64 54 51 50 81 51 72 Nguồn điện: Mạng gồm hai nguồn cung cấp: Nhà máy 1: Là nhà máy nhiệt điện có các thông số. - Công suất đặt: P1 = 4x 50 = 200 MW - Hệ số công suất: cosj = 0,8 - Điện áp định mức: Uđm = 10,5 kV Nhà máy 2: Là nhà máy nhiệt điện có các thông số. - Công suất đặt: P2 = 3 x 50 = 150 MW - Hệ số công suất: cosj = 0,8 - Điện áp định mức: Uđm = 10,5 kV 3. Phụ tải: Số liệu tính toán của các phụ tải cho trong bảng 1: Các số liệu Các hộ tiêu thụ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Pmax (MW) 30 25 40 35 20 22 24 25 18 16 Pmin (MW) 15 12,5 20 17,5 10 11 12 12,5 9 8 Cos j 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 Qmax (MVAr) 18,6 15,9 24,8 21,7 12,4 13,63 14,87 15,5 11,16 9,92 Qmin (MVAr) 9,3 7,75 12,4 10,85 6,2 6,82 7,44 7,75 5,58 4,96 Smax (MVA) 25,5 21,25 34 29,75 17 18,7 20,4 21,25 15,3 13,6 Smin (MVA) 12,75 10,63 17 14,87 8,5 9,35 10,2 10,62 7,65 6,8 Loại hộ phụ tải I I I I I I I I I I Y/c đ/c điện áp KT KT KT KT KT KT KT KT KT KT Đ/ á thứ cấp ( kV ) 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 - Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại - Thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax= 4800h Phân tích nguồn và phụ tải: Từ những số liệu trên ta có thể rút ra nhưng nhận xét sau: Hệ thống điện thiết kế được cung cấp bởi 2 nhà máy nhiệt điện tổng công suất đặt Pđ = 350 MW, khoảng cách giữa 2 nhà máy là 163 km do đó có thể liên kết với nhau. Nhà máy nhiệt điện có đặc điểm là chủ động về nguồn năng lượng, xây dựng gần nơi tiêu thụ điện , vốn xây dựng rẻ, xây dựng nhanh. Nhược điểm là tiêu tốn nhiên liệu, ô nhiễm môi trường, hiệu suất thấp, vận hành kém linh hoạt. Các phụ tải có công suất khá lớn và được bố trí xung quanh 2 nguồn điện nên rất thuận lợi cho việc cung cấp điện của 2 nhà máy. Xung quanh nhà máy nhiệt điện 1 là các phụ tải 1; 2; 3;6 ; 10 với khoảng cách xa nhất là 81 km, gần nhất là 41 km. Xung quanh nhà máy nhiệt điện 2 là các phụ tải 4; 5; 7; 8; 9 với khoảng cách xa nhất là 81 km, gần nhất là 40 km. Tất cả các phụ tải 1; 2;3; 4; 5; 6; 7 ; 8; 9 ;10 là hộ loại1với chế độ điều chỉnh điện áp cho các phụ tải là khác thường Tổng công suất nguồn 1 là: 200 MW Tổng công suất các phụ tải xung quanh nguồn 1 là: 133 MW Tổng công suất nguồn 2 là: 150 MW Tổng công suất các phụ tải xung quanh nguồn 2 là: 122 MW Do khoảng cách giữa các nhà máy và giữa các phụ tải tương đối lớn nên ta dùng đường dây trên không để dẫn điện. Tất cả các hộ loại 1 là phụ tải quan trọng nếu ngừng cấp điện có thể gây ảnh hưởng xấu đến an ninh , chính trị, xã hội, gây thiệt hại lớn về kinh tế. Do vậy yêu cầu cung cấp điện phải đảm bảo tính liên tục và ở mức độ cao nên ta phải thiết kế mỗi phụ tải được cung cấp bởi đường dây lộ kép hoặc cung cấp theo mạch vòng kín. Đối với dây dẫn để đảm bảo độ bền cơ cũng như yêu cầu về khả năng dẫn điện ta dùng loại dây AC để truyền tải điện. Đối với cột thì tuỳ từng vị trí mà ta dùng cột bê tông hay cột sắt. Với cột đỡ thì dùng cột bê tông, các vị trí góc, vượt sông, vượt đường quốc lộ thì ta dùng cột sắt. Về mặt bố trí dây dẫn trên cột để đảm bảo về kinh tế, kỹ thuật ta bố trí trên cùng một tuyến cột. Chương II cân bằng công suất trong hệ thống điện I. Mục đích: Đặc điểm đặc biệt của ngành sản suất điện năng là điện năng do các nhà máy điện trong hệ thống sản xuất ra cân bằng với điện năng tiêu thụ của các phụ tải . Cân bằng công suất trong hệ thống điện trước hết là xem khả năng cung cấp điện và tiêu thụ trong hệ thống có cân bằng không. Sau đó sơ bộ định phương thức vận hành cho từng nhà máy điện. Trong các chế độ vận hành lúc cực đại , lúc cực tiểu hay chế độ sự cố dựa vào khả năng cấp điện của từng nguồn điện. Cân bằng công suất nhằm ổn định chế độ vận hành của hệ thống điện. Cân bằng công suất tác dụng cần thiết để giữ tần số bình thường trong hệ thống. Để giữ được điện áp bình thường ta cần phải có sự cân bằng công suất phản kháng ở hệ thống nói chung và khu vực nói riêng. Mặt khác sự thay đổi điện áp cũng ảnh hưởng đến thay đổi tần số và ngược lại. II.Cân bằng công suất tác dụng: Ta có công thức: = Trong đó: +là tổng công suất tác dụng định mức phát ra do các máy phát của các nhà máy điện trong hệ thống điện = PNĐI + PNĐII = 200 + 150 = 350 MW +là tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ m: hệ số đồng thời , lấy m = 1 + là tổng công suất yêu cầu ,kể cả tổn thất công suất +: Tổn thất công suất trên đường dây và trạm biến áp, thường lấy +: tổng công suất tác dụng tự dùng trong các nhà máy điện ,chúngtathườnglấy.Chúngtachọn . +: tổng công suất tác dụng dự trữ của toàn hệ thống. được xác định dựa vào biểu thức: = -m-- Thay số vào ta có: + Công suất phụ tải cực đại: + Tổng tổn thất công suất : + Công suất tự dùng của các nhà máy điện: = 0,08 = 21,42 MW + Công suất dự trữ : = 350 - 255 – 12,75- 21,42 = 60,83 MW >50 MW là công suất của tổ máy lớn nhất , như vậy hệ thống đảm bảo đủ công suất tác dụng trong mọi chế độ vận hành của hệ thống . III. Cân bằng công suất phản kháng : Trong hệ thống điện chế độ vận hành chỉ tồn tại khi có sự cân bằng công suet phản kháng và công suất tác dụng .Để giữ cho tần số ổn định ta phảI cân bằng công suất tác dụng còn để giữ cho điện áp ổn định chúng ta phải cân bằng công suất phản kháng Ta có phương trình cân bằng công suất phản kháng: = Trong đó: m: hệ số đồng thời , m = 1 +: là tổng công suất phản kháng định mức của các nhà máy điện = tgjf +: là tổng công suất phản kháng cực đại của phụ tải +: là tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây của mạng điện +: tổng công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây cao áp sinh ra trong hệ thống điện Trong khi tính sơ bộ, với mạng điện 110 kV ta coi = +: tổng tổn thất công suất phản kháng trong MBA +: là tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy điện: =.tgjtd (chọn cosj = 0,75 thì tgjtd = 0,882) + : tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống.Ta có thể lấybằng công suất phản kháng của tổ máy lớn nhất trong hệ thống điện. Thay số vào ta có: + Tổng công suất phản kháng định mức: =(PNĐI + PNĐII) tgj = 350.0,75 =262,5 MVAr + Tổng công suất phản kháng cực đại của phụ tải: = (P1 + P2+ P3 + P4 +P5 +P6 + P7 +P8 + P9 +P10).0,62 = 255.0,62 = 157,85 MVAr + Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp: = 15%.157,85 = 23,68 MVAr + Tổng công suất phản kháng tự dùng của nhà máy điện: =.tgjtd = 21,42.0,882 = 18,89 MVAr + Tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống điện: =PFNĐ1.0,62 = 50.0,75 = 37,5 MVAr * Phương trình cân bằng công suất phản kháng: =237,92 - Qf = 237,92 – 262,5 = -24,58 MVAr Vậy ta có < 0 nên ta không phải tiến hành bù sơ bộ công suất phản kháng. IV.Sơ bộ xác định phương thức vận hành cho hai nhà máy 1. Khi phụ tải cực đại Nếu chưa kể đến dự trữ, tổng công suất yêu cầu của hệ thống là: 255 + 12,75 + 21,42 = 289,17 MW Để đảm bảo cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống, ta huy động tổ máy có công suất lớn hơn trong hệ thống nhận phụ tải trước để đảm bảo tính kinh tế cao hơn. Đối với các nhà máy nhiệt điệnchúng ta cho phát đIện từ 65 đến 95% công suất đặt là kinh tế nhất ,vì ở đây cả2 nhà máy đều là các nhà máy nhiệt điện cho nên vai trò của chúng là như nhau trong hệ thống điện ,để đảm bảo tính kinh tế chúng ta cho nhà máy nhiệt điện I nhận phụ tải trước ,phần còn lại sẽ do nhà máy nhiệt điện II đảm nhận (kể cả tổn thất công suất ) Theo đầu bài chúng ta có các tổ máy của nhà máy I có công suất lớn hơn, trong chế độ phụ tải cực đại chúng ta cho nhà máy I phát 70%công suất đặt .Khi đó Công suất nhà máy I phát lên lưới là: Pvh1= Pf1 - Ptd1 =70%.Pđm1 - 8%.(70%.Pđm1) = 128,8 MW Như vậy nhà máy II sẽ còn phải đảm nhận: Pf2= - Pf1 = 289,17 – 0,7.200 = 149,17 MW Trong đó lượng tự dùng là: Ptd2= Ptd - Ptd1 = 21,42 – 11,2 = 10,22 MW Pvh2 = Pf2 – Ptd2 = 149,17 – 10,22 = 138,95 MW 2. Khi phụ tải cực tiểu: Theo bài ra trong chế độ phụ tải cực tiểu Pmin = 0,5 Pmax = 0,5.255 = 127,5 MW.Nếu tất cả các tổ máy đều vận hành thì chúng sẽ làm việc trong chế độ non tải ,chế độ này không kinh tế .Để khắc phục tình trạng này chúng ta cho nhà máy I nghỉ 2 tổ máy ,các tổ máy còn lại phát vận hành 70 %công suất đặt .Khiđó công suất nhà máy I phát lên lưới PvhII = 0,7 .100 –0,08 .(0,7 .100) = 64,4W Như vậy nhà máy II sẽ còn phải đảm nhận: Phần công suất phát lên lưới cho các phụ tải Pf2= - Pf1 = 127,5 – 0,7.100 = 57,5 MW Phần tổn thất công suất trên lưới =12,75.0,5 = 6,375 MW Công suất tự dùng của nhà máy I là: Ptd2= Ptd - Ptd1 = 0,5.21,42-0,7.0,8.100 = 5,11 MW Vởy công suất phát của nhà máy nhiệt điệnII là : Pf = 57,5 +6,375 + 5,11 = 70,1 MW Khi đó chúng ta cho nhà máy II nghỉ 1 tổ máy ,2 tổ còn lại phát 75%công suất đặt 3. Trường hợp sự cố: Ta xét trường hợp sự cố một tổ máy bên nhà máy II trong khi phụ tải cực đại.Nhà máy điện II còn lại 2 tổ máy phát 100% công suất đặt của tổ máy khi đó công suất nhà máy I phát lên lưới là: PvhI= 200 – 0,08.200 = 184 MW Phần công suất còn lại nhà máy II đảm nhận : Phần công suất phát lên lưới cho các phụ tải là: PfIIsc = 289,17 – 200 = 89,17 MW Phần tổn thất công suất trên lưới = 12,75 MW Công suất tự dùng của nhà máy II Ptd2= Ptd - Ptd1 = 21,42- 0,08.200 = 5,42 MW Vậy công suất của nhà máy I là:PvhIIsc = 89,17 - 5, 42 = 83,75 MW Khi đó nhà máy II phát 92,75% công suất đặt Như vậy trong trường hợp sự cố nguy hiểm nhất hai nhà máy vẫn đảm bảo cung cấp đủ công suất yêu cầu của hệ thống. * Bảng tổng kết: Phụ tải Nhà máy Max Min Sự cố số tổ máyVH Pf (MW) số tổ máyVH Pf (MW) số tổ máyVH Pf (MW) I 4x50 70%(200) =140 2x50 70%(100) =70 3x50 100% (150) =150 II 3x50 98%(150) =149,17 2x50 70% (100) =70 3x50 92,7%( 150) =139,05 Theo đầu bài ta có các phụ tải tập trung xung quanh hai nhà máy và có công suất gần bằng nhau , vì thế dựa vào bảng trên ta có thể xác định ngay được công suất truyền tải lớn nhất trên đường dây liên lạc giữa hai nhà máy một cách gần đúng là : - Khi bình thường , công suất truyền theo hướng từ NM I sang NM II ở chế độ phụ tải cực đại là : PLL = Pf1 - (Ppt1 + Ppt2 + Ppt6 +Ppt10) - (DPmđ1+ DPmđ2 + DPmđ6 + Ppt10) - Ptd1 = = 140 - 93 – 4,65 – 11,2 = 31,15 MW Như vậy lượng công suất từ nhà máy 2 cung cấp cho phụ tải 3 là : P= 40 -31,15 = 8,85MW - Khi sự cố một tổ máy của nhà máy I , công suất truyền theo hướng từ NM I sang NM II là : PLL = Pf1 - (Ppt1 + Ppt2 + Ppt6 + Ppt10) - (DPmđ1 + DPmđ2 + DPmđ6 + DPmđ10 ) - Ptd1 = 200 -93 – 4,65 - 11,2 = 91,15 MW Chương III lựa chọn điện áp I. Nguyên tắc chung Lựa chọn cấp điện áp vận hành cho mạng điện là một nhiệm vụ rất quan trọng , bởi vì trị số điện áp ảnh hưởng trực tiếp đến các chỉ tiêu kinh tế, kĩ thuật của mạng điện. Để chọn được cấp điện áp hợp lý phải thoả mãn các yêu cầu sau : - Phải đáp ứng được yêu cầu mở rộng phụ tải sau này. - Cấp điện áp phải phù hợp với tình hình lưới điện hiện tại và phù hợp với tình hình lưới điện quốc gia. - Bảo đảm tổn thất điện áp từ nguồn đến phụ tải trong qui phạm Từ công thức ta thấy điện áp càng cao thì DU càng nhỏ , truyền tải được công suất càng lớn. - Tổn thất công suất: Khi điện áp càng cao thì tổn hao công suất càng bé, sử dụng ít kim loại màu ( do I nhỏ ) . Tuy nhiên lúc điện áp tăng cao thì chi phí cho xây dựng mạng điện càng lớn và giá thành của thiết bị bị tăng cao. II. Tính toán cấp điện áp của mạng điện: Việc lựa chọn cấp điện áp của mạng điện chủ yếu dựa vào kinh nghiệm tổng kết. Theo công thức kinh nghiệm: kV Ui : điện áp đường dây thứ i (kV) li : chiều dài đường dây thứ i (km) Pi : công suất tác dụng truyền tải trên đường dây thứ i (MW) Để đơn giản ta chỉ chọn phương án hình tia như sau: 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 164 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 ` Ta có: kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV Dựa vào kết quả tính toán theo công thức , chọn cấp điện áp cho mạng lưới điện thiết kế là 110 kV. chương iV các phương án nối dây của mạng điện so sánh các phương án về mặt kỹ thuật A. Dự kiến các phương án nối dây của mạng điện - lựa chọn sơ bộ các phương án nối dây : Những yêu cầu chính đối với mạng điện: 1- Cung cấp điện liên tục 2- Đảm bảo chất lượng điện năng 3- Đảm bảo tính linh hoạt cao 4- Đảm bảo an toàn cho người và các công trình lân cận Lựa chọn dây dẫn: 1- Dây đồng: Dây đồng là dây dẫn được chế tạo bằng kim loại đồng, là vật liệu dẫn điện tốt . Đồng có điện trở suất nhỏ, có ứng suất kéo dây đồng phụ thuộc vào quá trình công nghệ chế tạo và có thể đạt được ứng suất cao, ngoài ra đồng có bề mặt được bao bọc bởi một lớp oxyt đồng, do đó dây đồng có khả năng chống ăn mòn tốt. Nhưng đồng là kim loại đắt tiền. Vì vậy dây đồng chỉ dùng trong các mạng điện đặc biệt. 2- Dây nhôm: được chế tạo bằng nhôm là kim loại phổ biến trong thiên nhiên. Điện trở suất lớn hơn của đồng khoảng 1,6 lần nhưng giá thành rẻ hơn , nhôm cũng có lớp oxyt nhôm bên ngoài nên cũng có tác dụng chống ăn mòn trong khí quyển. Nhược điểm chủ yếu của dây nhôm là độ bền cơ tương đối nhỏ. Do đó người ta không sản xuất dây nhôm trần một sợi. Dây nhôm nhiều sợi được dùng cho các mạng phân phối điện áp đến 35 kV. 3- Dây nhôm lõi thép: là dây nhôm có lõi là dây thép để khắc phục nhược điểm về độ bền cơ của dây nhôm và đây là dây dẫn được sử dụng phổ biến nhất ở các đường dây trên không điện áp từ 35kV trở lên. III)Phân vùng cấp điện Từ sơ đồ địa lý ở phần trên ta có thể phân ra là hai vùng cấp điện cho các phụ tải lân cận hai nhà máy điện. Vùng xung quanh nhà máy I, gồm các phụ tải 1,2,3 ,6,10 Vùng xung quanh nhà máy II, gồm các phụ tảI 4, 5, 7 , 8 và9 Hai nhà máy được nối liên lạc trực tiếp với nhau hoặc nối qua phụ tải 3. Trong lựa chọn sơ bộ các phương án ta sử dụng phương pháp mô men phụ tải. Nếu phương án nào có tổng mô men phụ tải SPL nhỏ là phương án nối dây tối ưu hơn . Với mỗi phương án ta có : PL = S Pi.Li Căn cứ vào bản đồ địa lý phân vùng phụ tải và nhà máy điện. Dựa vào yêu cầu của loại phụ tải ta có thể đề ra 10 phương án nối dây như sau : Các phương án nối dây: 1. Phương án I: 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW ị PNDII-3 = 40 -31,15 =8,15MW. Tính tổng mô men phụ tải : SPL = P1L1 + P2L2 + P3L3 + P4L4 + P5L5 + P6L6 + P7L7 + P8L8 + PI-IILI-II = 41.64.25 + 90.15,07 + 76.55,07 + 81.16 + 51.22 + 81.20 + 64.24 +71.18 + 40.25 + 72.35 = 16365,9 (MW.km) Tuyến L(km) P (MW) P x L NĐI - 1 41 30 1230 NĐI - 2 64 25 1600 NĐI - 3 76 31,15 2367,4 NĐII- 4 72 35 2520 NĐII - 5 81 20 1620 NĐI - 6 51 22 1122 NĐII - 7 64 24 1536 NĐII – 8 40 25 1000 NĐII – 9 71 18 1278 NĐI - 10 81 16 1296 NĐII-3 90 8,85 1796,5 Tổng (S P.L) 16365,9 2. Phương án II: 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 Xét trường hợp hai nhà máy liên thông với nhau qua 2 phụ tải ở giữa 2 và 4 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = Pf1 – (P1 + P6 + P3 + P10 )- (Pmđ1 +Pmđ6 + Pmđ2 +Pmđ10 )- Ptd1 = = 140 – 108 – 0,05 .108 – 0,7 .0,08.200 = 15,4 MW ị Điểm 2 là điểm phân công suất : P4-2 = 9,6 MW ị P NĐI-2 = 15,4 MW ịPNĐII-4 = 44,6 MW . Tính tổng mô men phụ tải : SPL = P1L1 + P2L2 + P3L3 + P4L4 + P5L5 + P6L6 + P7L7 + P8L8 + PI-IILI-II =30. 41+ 64.15,4+ 76.40 + 81.16 + 51.22 + 81.20 + 64.24 +71.18 + 40.25 + 72.44,6 = 16997,6 (MW.km) 3. Phương án III: 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 Xét trường hợp hai nhà máy liên thông với nhau qua 2 phụ tải ở giữa 3 và 4 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = Pf1 – (P1 + P6 + P2 + P10 )- (Pmđ1 +Pmđ6 + Pmđ2 +Pmđ10 )- Ptd1 = = 140 – 93 – 0,05 .93 – 0,7.0,8 .200 = 31,15 MW ị Điểm 3 là điểm phân công suất : P4-2 = 8,85MW ị P NĐII-4 = 35 + 8,85 = 43,85 MW ịPNĐII-4 = 44,6 MW . Tính tổng mô men phụ tải : SPL = P1L1 + P2L2 + P3L3 + P4L4 + P5L5 + P6L6 + P7L7 + P8L8 + PI-IILI-II =30. 41+ 64.25+ 76.31,15 + 81.16 + 51.22 + 81.20 + 64.24 +71.18 + 40.25 + 72.43,85 + 8,85 .78,1 = 16897,8 (MW.km) 4. Phương án IV: 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 Xét trường hợp hai nhà máy liên thông với nhau qua 2 phụ tải ở giữa 3 và 2 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = Pf1 – (P1 + P6 + P10 )- (Pmđ1 +Pmđ6 + Pmđ10 )- Ptd1 = = 140 – 68 – 0,05 .68 – 0,7.0,8 .200 = 57,4 MW ị Điểm 3 là điểm phân công suất : P3-2 = 57,4 – 25 = 32,4 MW ị P NĐII-3 = 40 – 32,4 = 7,6 MW ịPNĐII-4 = 44,6 MW . Tính tổng mô men phụ tải : SPL = P1L1 + P2L2 + P3L3 + P4L4 + P5L5 + P6L6 + P7L7 + P8L8 + PI-IILI-II =30. 41+ 64.57,4+ 32,4 .72,8 + 81.16 + 51.22 + 81.20 + 64.24 +71.18 + 40.25 + 72.35 + 7,6.90 = 18318,32 (MW.km) Kết luận : qua sơ bộ các phương án chúng ta thấy phương án I có SPL min chúng ta đem vào tính toán tiếp 1)Các phương án của phương án I như sau: 2)Phương án 2: 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW ị PNDII-3 = 40 - 31,15 = 8,85MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tính như phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 55 41 2255 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,35 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII - 5 20 81 1620 NĐI- 6 22 51 1122 NĐII - 7 24 64 1536 NĐII - 8 25 40 1000 NĐII – 9 18 71 1278 NĐII – 10 16 81 1296 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 17390,9 3. Phương án 3: 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 81 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW ị PNDII-3 = 40 -31,35 =8,857MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tính như phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 55 41 2255 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII - 5 20 81 1620 NĐI- 6 22 51 1122 NĐII - 7 24 64 1536 NĐII - 8 25 40 1000 NĐII – 9 18 71 1278 NĐII – 10 16 81 1296 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 17390,9 4. Phương án 4: 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW ị PNDII-3 = 40 -31,15 = 8,85MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tính như phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 30 41 1230 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII - 5 20 81 1620 NĐI- 6 38 51 1938 6-10 16 64 1024 NĐII –7 24 40 960 NĐII – 8 25 71 1775 NĐII – 9 18 81 1458 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 17289,28 5. Phương án 5 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW ị PNDII-3 = 40 -31,15 =8,85MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tính như phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 30 41 1230 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,5 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII - 7 44 81 3564 7-5 20 51 1020 NĐI- 6 22 64 1408 NĐII –8 25 40 1000 NĐII – 9 18 71 1278 NĐI – 10 16 81 1296 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 18080.28 6. Phương án 6 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW ị PNDII-3 = 40 – 31,15 =8,85MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tính như phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 30 41 1230 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII – 5 20 81 1620 NĐI- 6 22 51 1122 7-9 24 64 1408 NĐII –8 25 40 1000 NĐII – 9 42 71 2982 NĐI – 10 16 81 1296 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 18044,8 7. Phương án 7 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW ị PNDII-3 = 40 -31,15 =8,85MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tính như phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 30 41 1230 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII – 5 20 81 1620 NĐI- 6 22 51 1122 9-8 25 51 1275 NĐII –7 24 40 960 NĐII – 9 43 71 3053 NĐI – 10 16 81 1296 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 17840,28 8. Phương án 8 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15MW ị PNDII-3 = 40 -31,15 =8,85MW Với mạch vòng II-8-9-II : giả thiết mạng kín là mạng đồng nhất , tất cả các đoạn dây cùng tiết diện. Ta có các dòng công suất trên các đoạn được xác định theo công thức sau: S8-9 = SNĐII-8 – S8 = 26,7+j16,56 – (25+j15,5) = 1,7 + j1,06 MVA SNĐII-9 = S9 – S8-9 = 18+j11,16 – (1,7+j1,06) = 16,28+j10,09MVA Tính tổng mô men phụ tải : Tính như phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 30 41 1230 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII – 5 20 81 1620 NĐI- 6 22 51 1122 NĐII –7 24 64 1536 NĐII – 8 25 40 1000 8-9 1,7 51 86,7 NĐII – 9 16,28 71 1156 NĐI – 10 16 81 1296 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 16330,79 9. Phương án 9 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW ị PNDII-3 = 40 – 31,15 =8,85MW Với mạch vòng I-6-10-I : giả thiết mạng kín là mạng đồng nhất , tất cả các đoạn dây cùng tiết diện. Ta có các dòng công suất trên các đoạn được xác định theo công thức sau: S6-10 = SNĐI-6 – S6 = 22,94- j14,21 – (22+j13,64) = 0,94 + j0,58 MVA SNĐI-10 = S10 – S6-10= 16+j9,92 – (0,94+j0,58) = 15,06+j9,34MVA Tính tổng mô men phụ tải : Tính như phương án 1 ta có bảng sau : Tuyến P (MW) L (km) P x L NĐI - 1 30 41 1230 NĐI - 2 25 64 1600 NĐI - 3 31,15 76 2367,4 NĐII - 4 35 72 2520 NĐII – 5 20 81 1620 NĐI- 6 22,94 51 1170 6-10 0,94 64 50,76 NĐI – 10 15,6 81 1220 NĐII – 7 1,7 64 108,8 NĐII – 8 26,7 40 1068 NĐII– 9 16,28 71 1156 NĐII - 3 8,85 90 796,5 Tổng (S P.L) 14907,14 10. Phương án 10 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW ị PNDII-3 = 40- 31,15 =8,85MW. Tính tổng mô men phụ tải : Tuyến L(km) P (MW) P x L NĐI – 1 41 30 1230 NĐI – 2 64 25 1600 NĐI – 3 76 40 3040 NĐII- 4 72 35 2520 NĐII – 5 81 20 1620 NĐI – 6 51 22 1122 NĐII – 7 64 24 1536 NĐII – 8 40 25 1000 NĐII – 9 71 18 1278 NĐI – 10 81 16 1296 NĐI-NĐII 163 8,85 796,5 Tổng (S P.L) 17684,14 Bảng tổng kết tính toán mô men phụ tải cho các phương án: Phương án SP x L (MW.km) 1 16365,9 2 17390,9 3 17390,9 4 17289,28 5 18080,28 6 18044,8 7 17840 8 16330,79 9 14907,14 10 17684,14 Vậy trong lựa chọn sơ bộ ta chọn được 5 phương án đầu (phương án1, 2, 4, 8,9) có tổng mô men phụ tải nhỏ hơn các phương án khác . Sau đây ta tính toán so sánh về mặt kỹ thuật 5 phương án trên . B. Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án: I- Các tiêu chuẩn để so sánh về mặt kỹ thuật giữa các phương án: 1. Chọn tiết diện dây dẫn: Trong mạng điện thiết kế dự kiến dùng dây AC. Các dây được mắc trên cột theo hình tam giác , khoảng cách Dtb = 5m. Tiết diện dây dẫn chọn theo mật độ kinh tế (Jkt) trong đó: với n là số lộ đường dây Từ đầu bài ta có Tmax = 4800h Tra bảng ta được Jkt = 1,1 A/mm2 2. Kiểm tra lại theo các điều kiện sau: + Kiểm tra tổn thất điện áp: Tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường và lúc sự cố nguy hiểm nhất . Tổn thất điện áp được tính theo biểu thức: Giả sử DU tính được thoả mãn theo điều kiện sau: - Lúc bình thường: DUbt max% Ê DUbt cp% =10% (ở xa 15 % ..20%) - Lúc sự cố : DUsc max% Ê DUsc cp% = 20% ( ở xa 20% ..25% ) - I phát nóng của dây dẫn < Icp *. Với hộ tiêu thụ dùng máy biến áp có điều chỉnh điện áp dưới tải thì xét theo điều kiện sau : - Lúc bình thường: DUmax% Ê 15% - Lúc sự cố : DUsc% Ê 25% + Kiểm tra phát nóng dây dẫn: - Theo tiêu chuẩn: Isc max Ê K.Icp Trong đó: Isc max : là I sự cố lớn nhất lúc sự cố (lộ kép hay mạch vòng bị đứt một dây) Icp : là I cho phép làm việc lâu dài trên dây dẫn, ứng với nhiệt độ tối đa là 250C K : hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ , K = 0,8 ( ứng với nhiệt độ môi trường là 350C ) + Kiểm tra tổn thất do phát sáng vầng quang: Đối với cấp điện áp 110 kV ta chọn tiết diện nhỏ nhất cho phép là 70 mm2. II- Tính toán về mặt kỹ thuật các phương án: 1._.. Phương án 1: 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-1: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W/Km x0 = 0,411 W/Km ; Icp =330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-1: Truyền tải bằng lộ kép : X = 1/2.0,33.41 = 6,765 W; R = 1/2.0,411.41 =8,425 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 0,33.41 = 13,53 W X = 0,411.41 = 16,851 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =92,62.2 =185,2 < 0,8.Icp = 264A ị Đảm bảođiều kiện phát nóng . + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W/Km x0 = 0,44 W/Km ; Icp = 265 A Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =2.Ibt = 2.77,176 = 154,35 A < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảođiều kiện phát nóng . Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Truyền tải bằng lộ kép : R = 0,5.0,45 64 =14,4 W X = 0,5.0,44.64 = 14,08 W ịDUsc% = 2.4,83 = 9,65% ị thoả mãn điều kiện +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW ị PNDII-3 = 40 -31,15 = 8,85MW A mm2 Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,411 W ; Icp = 330 A Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =2.Ibt = 2.96 = 182 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảođiều kiện phát nóng . Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.76 = 12,54W X = 1/2.0,411.76= 15,61 W Khi sự cố ( đứt một dây ) : R = 12,54.2=25,08W X = 15,614.2 = 31,236 W + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-4: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W/Km x0 = 0,411 W/Km ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII- 4: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.72 = 11,88 W X = 1/2.0,411.72 = 14,79 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =11,88.2 = 23,76 W X = 14,79.2 = 29,59 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 108.2 = 216 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.81 = 18,225 W X = 1/2.0,44.81 = 17,82 W Khi sự cố ( đứt một dây ):R =18,225.2 = 36,456 WX = 17,82.2 = 35,64 W Kiểm tra theo điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 61,7.2 = 122,3 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.51 =11,475 W X = 1/2.0,44.51= 11,22W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =11,475.2 = 22,95 W X = 11,22.2 = 22,44 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 67,91.2 = 135,8 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Được truyền tải bằng lộ kép: R = 0,5.0,45.64 =14,4 W X = 0,5.0,44.64 = 14,08 W ịDUsc% = 2. 4,58 = 9,17 % +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.40 = 9,0 W X= 1/2.0,44.40 = 8,8 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 9,0.2 = 18 W X = 8,8.2 = 17,6 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 77,176.2 = 154,3524 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-9: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-9: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.71 = 15,975 W X= 1/2.0,44.71 = 15,62 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 15,975.2 = 35,95 W X = 15,62.2 = 31,24 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =55,572.2 = 111,14 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-10: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W; x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-10: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.81 = 18,225 W X= 1/2.0,44.81 = 17,82 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =18,225.2 = 36,45 W X = 17,82.2 = 35,64 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =49,40.2 =98,8 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-3: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.90 = 20,25 W X= 1/2.0,44.90 = 19,8 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 20,25.2 = 40,5 W ;X = 19,8.2 =39,6 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố :Iscdd = 39,54.2 = 79,08 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. Kết quả tính toán cho phương án 1 : Đoạn l(km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (s/km) R (W) X (W) B.10-4 (S) NĐI-1 41 84,2 AC95 0,33 0,411 2,65 6,765 9,02 1,0865 NĐI-2 64 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐI-3 76 87,56 AC95 0,33 0,411 2,65 12,54 15,61 2,0814 NĐII-4 72 98,2 AC95 0,33 0,411 2,65 11,88 14,79 1,908 NĐII-5 81 56,13 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐI-6 51 106,9 AC70 0,45 0,44 2,58 11,47 11,22 1,3158 NĐII-7 64 67,36 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐII-8 40 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 9,00 8,8 1,032 NĐII-9 71 50,52 AC70 0,45 0,44 2,58 15,97 15,62 1,8318 NĐI-10 81 44,91 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐII-3 90 24,38 AC70 0,45 0,44 2,58 20,25 19,80 2,322 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 1 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 4,7 9,4 NĐI-2 4,83 9,65 NĐI-3 5,72 11,44 NĐII-4 6,08 12,16 NĐII-5 4,84 9,67 NĐI-6 3,35 6,7 NĐII-7 4,58 9,17 NĐII-8 2,98 5,97 NĐII-9 3,82 7,63 NĐI-10 3,87 7,74 NĐII-3 2,32 4,75 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 7 = 6,08 % < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 12,16% < DUcpsc =20% Vậy phương án 1 đảm bảo về mặt kỹ thuật. 2.Phương án 2 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-1: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W/Km x0 = 0,398 W/Km ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-1: Truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,21.41 = 4,315 W X = 1/2.0,398.41 = 8,159 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 4,315.2 = 8,61 W ;X = 8,159.2 = 16,318 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 169,8.2 = 339,62 < 0,8.Icp = 356 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 1-2: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W/Km x0 = 0,44 W/Km ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn 1-2: Truyền tải bằng lộ kép: R = 0,5.0,45.60 =13,5 W X = 0,5.60.0,44 =13,2 W ị DUsc % = 2.4,48= 8,96 % Vậy tổn thất điện áp trên nhánh NĐI-1-2 là : DUNĐI -1-2 bt = DUNĐI-1bt + DU1-2bt = 4,26 + 4,48 = 8,74 % DUNĐI-1-2 sc = DUNĐI-1SC + DU1-2bt = 8,52 + 4,48 = 13% Hoặc DUNĐI-1-2-sc = DUNĐI-1bt + DU 1-2sc = 4,26 + 8,96 = 13,22 % +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15MW ị PNDII-3 =40 -31,15 =8,85 MW A mm2 Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,411 W ; Icp = 330 A Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =2.Ibt = 2.96 = 182 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảođiều kiện phát nóng . Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.76 = 12,54W X = 1/2.0,411.76= 15,61 W Khi sự cố ( đứt một dây ) : R = 12,54.2=25,08W X = 15,614.2 = 31,236 W + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-4: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W/Km x0 = 0,411 W/Km ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII- 4: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.72 = 11,88 W X = 1/2.0,411.72 = 14,79 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =11,88.2 = 23,76 W X = 14,79.2 = 29,59 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 108.2 = 216 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.81 = 18,225 W X = 1/2.0,44.81 = 17,82 W Khi sự cố ( đứt một dây ):R =18,225.2 = 36,456 WX = 17,82.2 = 35,64 W Kiểm tra theo điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 61,7.2 = 122,3 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.51 =11,475 W X = 1/2.0,44.51= 11,22W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =11,475.2 = 22,95 W X = 11,22.2 = 22,44 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 67,91.2 = 135,8 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Được truyền tải bằng lộ kép: R = 0,5.0,45.64 =14,4 W X = 0,5.0,44.64 = 14,08 W ịDUsc% = 2. 4,58 = 9,17 % +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.40 = 9,0 W X= 1/2.0,44.40 = 8,8 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 9,0.2 = 18 W X = 8,8.2 = 17,6 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 77,176.2 = 154,3524 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-9: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-9: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.71 = 15,975 W X= 1/2.0,44.71 = 15,62 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 15,975.2 = 35,95 W X = 15,62.2 = 31,24 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =55,572.2 = 111,14 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-10: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W; x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-10: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.81 = 18,225 W X= 1/2.0,44.81 = 17,82 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =18,225.2 = 36,45 W X = 17,82.2 = 35,64 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =49,40.2 =98,8 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-3: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.90 = 20,25 W X= 1/2.0,44.90 = 19,8 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 20,25.2 = 40,5 W ;X = 19,8.2 =39,6 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố :Iscdd = 39,54.2 = 79,08 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. Kết quả tính toán cho phương án 2 : Đoạn l(km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (s/km) R (W) X (W) B.10-4 (S) NĐI-1 41 154,2 AC150 0,21 0,398 2,74 4,305 8,159 1,1234 1-2 64 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐI-3 76 154,56 AC150 0,21 0,398 2,74 7,98 15,12 2,0824 NĐII-4 72 98,2 AC95 0,33 0,411 2,65 11,88 14,79 1,908 NĐII-5 81 56,13 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐI-6 51 67,9 AC70 0,45 0,44 2,58 11,47 11,22 1,3158 NĐII-7 64 67,36 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐII-8 40 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 9,00 8,8 1,032 NĐII-9 71 50,52 AC70 0,45 0,44 2,58 15,97 15,62 1,8318 NĐI-10 81 44,91 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐII-3 90 35,95 AC70 0,45 0,44 2,58 20,25 19,80 2,322 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 2 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 4,26 8,52 1-2 4,48 8,96 NĐI-1-2 8,74 13,22 NĐI-3 5,72 11,44 NĐII-4 6,08 12,16 NĐII-5 4,84 9,67 NĐI-6 3,35 6,7 NĐII-7 4,58 9,17 NĐII-8 2,98 5,97 NĐII-9 3,82 7,63 NĐI-10 3,87 7,74 NĐII-3 2,32 4,75 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 7 = 6,08% < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 12,16% < DUcpsc =20% Vậy phương án 2 đảm bảo về mặt kỹ thuật. 3. Phương án 4: 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-1: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W/Km x0 = 0,411 W/Km ; Icp =330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-1: Truyền tải bằng lộ kép : X = 1/2.0,33.41 = 6,765 W; R = 1/2.0,411.41 =8,425 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 0,33.41 = 13,53 W X = 0,411.41 = 16,851 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =92,62.2 =185,2 < 0,8.Icp = 264A ị Đảm bảođiều kiện phát nóng . + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W/Km x0 = 0,44 W/Km ; Icp = 265 A Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =2.Ibt = 2.77,176 = 154,35 A < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảođiều kiện phát nóng . Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Truyền tải bằng lộ kép : R = 0,5.0,45 64 =14,4 W X = 0,5.0,44.64 = 14,08 W ịDUsc% = 2.4,83 = 9,65% ị thoả mãn điều kiện +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3 : Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15MW ị PNDII-3 =40 -31,15 =8,85 MW A mm2 Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,411 W ; Icp = 330 A Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =2.Ibt = 2.96 = 182 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảođiều kiện phát nóng . Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.76 = 12,54W X = 1/2.0,411.76= 15,61 W Khi sự cố ( đứt một dây ) : R = 12,54.2=25,08W X = 15,614.2 = 31,236 W + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-4: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W/Km x0 = 0,411 W/Km ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII- 4: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.72 = 11,88 W X = 1/2.0,411.72 = 14,79 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =11,88.2 = 23,76 W X = 14,79.2 = 29,59 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 108.2 = 216 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.81 = 18,225 W X = 1/2.0,44.81 = 17,82 W Khi sự cố ( đứt một dây ):R =18,225.2 = 36,456 WX = 17,82.2 = 35,64 W Kiểm tra theo điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 61,7.2 = 122,3 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-6: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33W x0 = 0,411 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,33.51 =8,415 W X = 1/2.0,411.51= 10,48W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =8,415.2 = 16,83 W X = 10,48.2 = 20,96 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 117,31.2 = 234,62 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 6-10: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W/Km x0 = 0,44 W/Km ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn 6-10: Truyền tải bằng lộ kép: R = 0,5.0,45.54 =12,15 W X = 0,5.54.0,44 =11,88 W ị DUsc % = 2.2,58 = 5,16 % Vậy tổn thất điện áp trên nhánh NĐI-6-10 là : DUNĐI -6-10 bt = DUNĐI-6bt + DU6-10bt = 4,69 + 2,58 = 7,27 % DUNĐI-6-10 sc = DUNĐI-6SC + DU1-2bt =9,38 + 2,58 = 11,96% Hoặc DUNĐI-6-10-sc = DUNĐI-6bt + DU 6-10sc = 4,69 + 5,16 = 9,85 % + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Được truyền tải bằng lộ kép: R = 0,5.0,45.64 =14,4 W X = 0,5.0,44.64 = 14,08 W ịDUsc% = 2. 4,58 = 9,17 % +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.40 = 9,0 W X= 1/2.0,44.40 = 8,8 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 9,0.2 = 18 W X = 8,8.2 = 17,6 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd = 77,176.2 = 154,3524 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-9: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-9: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.71 = 15,975 W X= 1/2.0,44.71 = 15,62 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 15,975.2 = 35,95 W X = 15,62.2 = 31,24 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =55,572.2 = 111,14 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. + Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-10: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W; x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-10: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.81 = 18,225 W X= 1/2.0,44.81 = 17,82 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R =18,225.2 = 36,45 W X = 17,82.2 = 35,64 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố : Iscdd =49,40.2 =98,8 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạm NĐII3: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,45 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R = 1/2.0,45.90 = 20,25 W X= 1/2.0,44.90 = 19,8 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R = 20,25.2 = 40,5 W ;X = 19,8.2 =39,6 W Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố :Iscdd = 39,54.2 = 79,08 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. Kết quả tính toán cho phương án 4 : Đoạn l(km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (s/km) R (W) X (W) B.10-4 (S) NĐI-1 41 84,2 AC95 0,33 0,411 2,65 6,765 9,02 1,0865 NĐI-2 64 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐI-3 76 87,56 AC95 0,33 0,411 2,65 12,54 15,61 2,0814 NĐII-4 72 98,2 AC95 0,33 0,411 2,65 11,88 14,79 1,908 NĐII-5 81 56,13 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐI-6 51 106,65 AC95 0,33 0,411 2,65 8,415 10,48 1,3515 6-10 54 49,39 AC70 0,45 0,44 2,58 12,154 11,88 1,3932 NĐII-7 40 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 9,00 8,8 1,032 NĐII-8 71 50,52 AC70 0,45 0,44 2,58 15,97 15,62 1,8318 NĐII-9 81 44,91 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐII-3 90 24,83 AC70 0,45 0,44 2,58 20,25 19,80 2,322 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 4 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 4,7 9,4 NĐI-2 4,83 9,65 NĐI-3 5,72 11,44 NĐII-4 6,08 12,16 NĐII-5 4,84 9,67 NĐI-6 4,96 9,38 6-10 2,58 5,16 NĐI –6 -10 7,54 11,96 NĐII-7 4,58 9,17 NĐII-8 3,82 7,63 NĐII-9 3,87 7,74 NĐII-3 2,32 4,75 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 7 = 6,08 % < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 12,16% < DUcpsc =20% Vậy phương án 4 đảm bảo về mặt kỹ thuật. 4. Phương án 8: 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15 MW ị PNDII-3 = 40 -31,15 =8,85 MW Với mạch vòng II-8-9-II : giả thiết mạng kín là mạng đồng nhất , tất cả các đoạn dây cùng tiết diện. Ta có các dòng công suất trên các đoạn được xác định theo công thức sau: S8-9 = SNĐII-8 – S8 = 26,7+j16,56 – (25+j15,5) = 1,7 + j1,06 MVA SNĐII-9 = S9 – S8-9 = 18+j11,16 – (1,7+j1,06) = 16,28+j10,09MVA Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn AC150 có Icp = 445A r0 = 0,21 W ị R = 0,21.40 = 8,4 W x0 = 0,398 W ị X = 0,398 .40 = 15,92 W Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 8-9 : Chọn AC70 có Icp = 265A r0 = 0,45 W ị R = 0,45.51 = 22,95 W x0 = 0,44 W ị X = 0,44 .51 = 22,44W Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-9 : Chọn AC95 có Icp = 330A r0 = 0,33W ị R = 0,33.71 = 23,43 W x0 = 0,411 W ị X = 0,411 .71 = 29,181W Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: ởchế độ bình thường : ta có nút 9 là nút phân công suất chúng ta tách mạch vòng thành hai mạch hở như sau: Chế độ sự cố : chúng ta xét trường hợp sự cố đứt một đường dây trong mạch vòng kín +Đứt lộ NĐII-8: S8 = 25 + j15,5 MVA S9 = 18 + j11,16 MVA ịS NĐII9-8 = S8 + S9 = 43 + j26,66 MVA ịDUSC =DUNĐII –9 + DU 9-8 = 14,75 + 7,61 = 22,36% +Đứt lộ NĐII-9: ịDUSC =DUNĐII –8 + DU 9-8 =5,4 + 5,48 = 10,88% Kết quả tính toán cho phương án 8 : Đoạn l(km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (s/km) R (W) X (W) B.10-4 (S) NĐI-1 41 84,2 AC95 0,33 0,411 2,65 6,765 9,02 1,0865 NĐI-2 64 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐI-3 76 87,56 AC95 0,33 0,411 2,65 12,54 15,61 2,0140 NĐII-4 72 98,2 AC95 0,33 0,411 2,65 11,88 14,79 1,908 NĐII-5 81 56,13 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐI-6 51 106,65 AC95 0,33 0,411 2,65 8,415 10,48 1,3515 NĐII-7 54 49,39 AC70 0,45 0,44 2,58 12,154 11,88 1,3932 NĐII-8 40 149,86 AC150 0,21 0,398 2,74 8,4 15,92 1,096 8-9 51 9,54 AC70 0,45 0,44 2,58 15,97 15,62 1,8318 NĐII-9 71 91,38 AC95 0,33 0,411 2,65 23,43 16,44 1,06 NĐI- 10 81 44,91 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐII-3 90 24,83 AC70 0,45 0,44 2,58 20,25 19,80 2,322 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 1 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 4,7 9,4 NĐI-2 4,83 9,65 NĐI-3 5,72 11,44 NĐII-4 6,08 12,16 NĐII-5 4,84 9,67 NĐI-6 4,96 9,38 NĐII-7 2,58 5,16 NĐII-8 6,14 5,4 8-9 6,14 5,48 NĐII-9 6,14 14,75 NĐI-8-9 6,14 22,43 NĐI-10 3,87 7,74 NĐII-3 2,32 4,75 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 7 = 6,08 % < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 22,43% > DUcpsc =20% Vậy phương án 8 không đảm bảo về mặt kỹ thuật. 5. Phương án 9:81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 64 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Như phần cân bằng công suất ta đã có ở chế độ phụ tải cực đại công suất truyền tải từ NĐI sang NĐII là PLL = 31,15MW ị PNDII-3 = 40 -31,15MW Với mạch vòng I-6-10-I : giả thiết mạng kín là mạng đồng nhất , tất cả các đoạn dây cùng tiết diện. Ta có các dòng công suất trên các đoạn được xác định theo công thức sau: S6-10 = SNĐI-6 – S6 = 22,94- j14,21 – (22+j13,64) = 0,94 + j0,58 MVA SNĐI-10 = S10 – S6-10= 16+j9,92 – (0,94+j0,58) = 15,06+j9,34MVA Chúng ta loại phương án này vì phương án 9 này có hai mạch vòng ,trong đó có 1 mạch vòng của phương án 8 ,mà phương án 8 bị loại vì không thoả mãn điều kiện kỹ thuật .Vậy ta giữ lại các phương án 1, 2, 4 để so sánh kinh tế. chương V so sánh các phương án về mặt kinh tế Chọn phương án tối ưu Trong thực tế mạng điện, việc quyết định bất kỳ một phương án nào cũng đều dựa trên cơ sở so sánh về mặt kỹ thuật và kinh tế. Điều quan trọng nhất là dựa trên nguyên tắc đảm bảo cung cấp điện và kinh tế để quyết định sơ đồ nối dây của mạng điện. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hàng năm bé nhất. Phí tổn tính toán hàng năm được tính theo biểu thức: Z = (avh + atc ).K + ồDA.C Trong đó: avh: là hệ số phí tổn vận hành kể đến khấu hao vận hành và sửa chữa đường dây. Với cột bê tông ta có : avh = 0,04 atc : là hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư phụ atc= 1/Ttc = 1/8 = 0,125 K: là vốn đầu tư của mạng điện(chỉ tính thành phần chính là đường dây) với lộ kép thì giá tiền tăng 1,6 lần so với lộ đơn. K = Ki : giá tiền của 1 km đường dây thứ i li : chiều dài đường dây đó C là giá tiền 1kWh : C = 500đ/ kWh DA : là tổn thất điện năng hàng năm trong mạng điện, DA = ồDAi DAi : là tổn thất điện năng trên tuyến thứ i được xác định qua biểu thức: Pi, Qi: là công suất tác dụng và phản kháng truyền tải trên đường dây (MW, MVAr), Uđm = 110 kV Ri : Tổng trở tuyến thứ i : thời gian tổn thất công suất tác dụng lớn nhất trong năm phụ thuộc vào Tmax theo biểu thức: Với Tmax = 4800 h tính được = 3196 h 1)Phương án 1 Thay số vào công thức tính tổn thất điện năng ta được kết quả thể hiện ở bảng sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (W) DPi (MW) DAi (MWh) NĐI-1 30 18,6 6,675 0,497 1588,412 NĐI-2 25 15,5 14,4 1,029 3288,684 NĐI-3 31,15 19.31 12,54 1,392 4448,96 NĐII-4 35 21,7 11,88 1,665 5321,34 NĐII-5 20 12,4 18,22 0,833 2662,268 NĐI-6 22 13,63 11,47 0,634 2026,264 NĐII-7 24 14,87 14,4 0,948 3029,808 NĐII-8 25 15,5 9,00 0,643 2055,028 NĐII-9 18 11,16 15,97 0,592 1892,032 NĐI10 16 9,91 18,22 0,533 1703,468 NĐII-3 8,85 5,48 20,25 0,18 579,96 Tổng cộng 8,946 28591,41 Thay số vào biểu thức tính tính vốn đầu tư có bảng kết quả sau: Đoạn a Loại dây L(km) Đơn giá(106đ/km) K (106đ) NĐI-1 1,6 AC-95 41 224 14694,4 NĐI-2 1,6 AC70 64 168 17203,2 NĐI-3 1,6 AC-95 76 224 27238,4 NĐII-4 1,6 AC-95 72 224 25804,8 NĐII-5 1,6 AC-70 81 168 21772,8 NĐI-6 1,6 AC-70 51 168 13708,8 NĐII-7 1,6 AC-70 64 168 17203,2 NĐII-8 1,6 AC-70 40 168 10752 NĐII-9 1,6 AC-70 71 168 19084,8 NĐI10 1,6 AC-70 81 168 21772,8 NĐII-3 1,6 AC-70 90 168 24460,8 Tổng cộng 213695,4 Phí tổn tính toán: Z =(avh + atc ).K + ồDA.C = (0,04 + 0,125).213695,4.106 +28591,41.500.103 Z = 49555,44.106 đ 2)Phương án 2 Thay số vào công thức tính tổn thất điện năng ta được kết quả thể hiện ở bảng sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (W) DPi (MW) DAi (MWh) NĐI-1 55 34,1 4,305 1,489 4761,91 1-2 25 15,5 13,5 0,965 3085,29 NĐI-3 31,15 19,31 12,54 1,39 4448,96 NĐII-4 35 21,7 11,88 1,665 5321,34 NĐII-5 20 12,4 18,22 0,833 2662,268 NĐI-6 22 13,63 11,47 0,634 2026,264 NĐII-7 24 14,87 14,4 0,948 3029,808 NĐII-8 25 15,5 9,00 0,643 2055,028 NĐII-9 18 11,16 15,97 0,592 1892,032 NĐI10 16 9,91 18,22 0,533 1703,468 NĐII-3 8,85 5,48 20,25 0,18 579,95 Tổng cộng 9,872 31550,912 Thay số vào biểu thức tính tính vốn đầu tư có bảng kết quả sau: Đoạn a Loại dây L(km) Đơn giá(106đ/km) K (106đ) NĐI-1 1,6 AC-150 41 330 21648 1-2 1,6 AC70 60 168 16128 NĐI-3 1,6 AC-95 76 224 27238,4 NĐII-4 1,6 AC-95 72 224 25804,8 NĐII-5 1,6 AC-70 81 168 21772,8 NĐI-6 1,6 AC-70 51 168 13708,8 NĐII-7 1,6 AC-70 64 168 17203,2 NĐII-8 1,6 AC-70 40 168 10752 NĐII-9 1,6 AC-70 71 168 19084,8 NĐI10 1,6 AC-70 81 168 21772,8 NĐII-3 1,6 AC-70 90 168 24460,8 Tổng cộng 219574,4 Phí tổn tính toán: Z =(avh + atc ).K + ồDA.C = (0,04 + 0,125).219574,4.106 +31550,912.500.103 Z = 52005.106 đ 3)Phương án 4 Thay số vào công thức tính tổn thất điện năng ta được kết quả thể hiện ở bảng sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (W) DPi (MW) DAi (MWh) NĐI-1 30 18,6 6,675 0,497 1588,412 NĐI-2 25 15,5 14,4 1,029 3288,684 NĐI-3 31,15 19,31 12,54 1,39 4448,96 NĐII-4 35 21,7 11,88 1,665 5321,34 NĐII-5 20 12,4 18,22 0,833 2662,268 NĐI-6 38 23,56 8,415 1,390 4443,286 6-10 16 9,92 12,15 0,355 1137,363 NĐII-7 25 15,5 9,00 0,643 2055,028 NĐII-8 18 11,16 15,97 0,592 1892,032 NĐII9 16 9,91 18,22 0,533 1703,468 NĐII-3 8,85 5,48 20,25 0,18 579,9726 Tổng cộng 9,107 29105,972 Thay số vào biểu thức tính tính vốn đầu tư có bảng kết quả sau: Đoạn a Loại dây L(km) Đơn giá(106đ/km) K (106đ) NĐI-1 1,6 AC-150 41 330 21648 NĐI-2 1,6 AC70 64 168 17203,2 NĐI-3 1,6 AC-95 76 224 4448,96 NĐII-4 1,6 AC-95 72 224 25804,8 NĐII-5 1,6 AC-70 81 168 21772,8 NĐI-6 1,6 AC-95 51 224 18278,4 6-10 1,6 AC-70 54 168 14515,2 NĐII-7 1,6 AC-70 64 168 10752 NĐII-8 1,6 AC-70 40 168 19084,8 NĐII9 1,6 AC-70 71 168 21772,8 NĐII-3 1,6 AC-70 90 168 24460,8 Tổng cộng 213695,4 Phí tổn tính toán: Z =(avh + atc ).K + ồDA.C = (0,04 + 0,125).213695,4.106 +29105,972.500.103 Z =50940,639.106 đ Từ các số liệu tính toán ta có bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của 3 phương án 1; 2; 4 như sau: Phương án1 phương án 2 phương án 4 Tổn thất điện áp lớn nhất DUbt max% DUsc max% 6,08 6,08 6,08 12,16 12,16 12,16 Tổn thất điện năng(MWh) 28591,41 31550,912 29105,972 Tổng vốn đầu tư (106đ) 213695,4 2219674,4 220531,2 Phí tổn vận hành hàng năm(106đ) 49557,886 52012,99 50946,279 Qua bảng tổng hợp số liệu các phương án, ta thấy phương án 1 có tổng vốn đầu tư, phí tổn vận hành hàng năm và tổn thất điện năng là nhỏ nhất nên ta chọn phương án 1 là phương án tối ưu, vì về mặt kỹ thuật phương án này có tổn thất điện áp và tổn thất điện năngnhỏ nhất. Chúng ta có sơ đồ nối dây của phương án 1 như sau : 81 40 41 6 2 1 NĐI 10 3 90 164 4 76 NĐII 5 8 9 7 71 64 51 81 72 Kết quả tổng kết tính toán cho phương án 1 : Đoạn L (km) Ftt (mm2) Ft/c (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0.10-6 (s/km) R (W) X (W) B.10-4 (S) NĐI-1 41 84,2 AC95 0,33 0,411 2,65 6,765 8,425 1,0865 NĐI-2 64 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐI-3 76 87,56 AC95 0,33 0,411 2,65 12,54 15,61 2,014 NĐII-4 72 98,2 AC95 0,33 0,411 2,65 11,88 14,79 1,908 NĐII-5 81 56,13 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐI-6 51 106,9 AC70 0,45 0,44 2,58 11,47 11,22 1,3158 NĐII-7 64 67,36 AC70 0,45 0,44 2,58 14,4 14,08 1,6512 NĐII-8 40 70,16 AC70 0,45 0,44 2,58 9,00 8,8 1,032 NĐII-9 71 50,52 AC70 0,45 0,44 2,58 15,97 15,62 1,8318 NĐI-10 81 44,91 AC70 0,45 0,44 2,58 18,22 17,82 2,0898 NĐII-3 90 24,83 AC70 0,45 0,44 2,58 20,25 19,80 2,322 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 1 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 4,7 9,4 NĐI-2 4,83 9,65 NĐI-3 5,72 11,44 NĐII-4 6,08 12,16 NĐII-5 4,84 9,67 NĐI-6 3,35 6,7 NĐII-7 4,58 9,17 NĐII-8 2,98 5,97 NĐII-9 3,82 7,63 NĐI-10 3,87 7,74 NĐII-3 2,32 4,75 Tổn thất điện năng ta được kết quả thể hiện ở bảng sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (W) DPi (MW) DAi (MWh) NĐI-1 30 18,6 6,675 0,497 1588,412 NĐI-2 25 15,5 14,4 1,029 3288,684 NĐI-3 31,15 19,31 12,54 1,39 4448,4 NĐII-4 35 21,7 11,88 1,665 5321,34 NĐII-5 20 12,4 18,22 0,833 26._.ải . 8.Chọn đầu phân áp cho MBA của phụ tải 8. Công suất và điện áp thanh cái cao áp tương ứng với các chế độ phụ tải max, min và sự cố: S'B81 = 42,19 + j17,95 MVA UC1= 116,32 kV S'B82 = 21,11 + j14,9 MVA UC2= 111,13 kV S'B83 = 42,19 + j17,95 MVA UC3= 110,84 kV Tổng trở của máy biến áp: ZB8 = 1,44 + j34,8 W Điện áp trên thanh cái hạ áp quy đổi về cao áp: U'1 = 116,32 - = 113,37 kV U'2 = 111,13 - = 106,19 kV U'3 = 110,84 - = 107,75 kV Phụ tải là loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường do đó: Uyc1 = 22 +(5%.22) = 23,1 kV Uyc2 = 22 +(0%.22) = 22 kV Uyc3 = 22 +(0 ữ +5%.22) = 22 ữ 23,1 kV Điện áp tại các đầu phân áp: UPA1= 113,37. = 118,77 kV UPA2= 106,19. = 116,81 kV UPA3= 107,75. = (112,88 á 118,53) kV Điện áp của đầu phân áp trung bình: UPAtb = = 115,83 kV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n = = - 0,29 chọn n = 0 UPAtc=115 kV Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn: UH1= 113,37.= 23,85 kV; dU1% = 8,4% ẽ dUcp1% UH2= 106,19.= 22,35 kV; dU2% = 1,59% ẽ dUcp2% UH3= 107,75.= 22,67 kV; dU3% = 3,05% ẻ dUcp3% Vậy đầu phân áp tiêu chuẩn đã chọn không thoả mãn được yêu cầu điều chỉnh điện áp cho phụ tải. Do đó ta phải chọn máy biến áp điều áp dưới tải. Chọn đầu phân áp cho từng chế độ: Chế độ max: n = = 1,84 chọn n = 2 UPAtc=115 +.115 = 119,1 kV Kiểm tra: UH1=113,37 .= 23,04 kV; dU1% = 4,73 % ằ dUcp1% Chế độ min: n = = 0,88 chọn n =1 UPAtc= 115 +.115 = 117,047 kV Kiểm tra: UH2= 106,19.= 21,96 kV; dU2% = - 0,18% ằ dUcp2% Chế độ sự cố: n = = (- 1,04 á 1,72) chọn n = 0 UPAtc=115 +.115 = 115 kV Kiểm tra: UH3= 107,75.= 22,67 kV dU3% = 3,05% ẻdUcp3% Như vậy máy biến áp điều áp dưới tải và các đầu phân áp đã chọn thoả mãn điều kiện về điều chỉnh điện áp. II. Chọn đầu phân áp cho các máy biến áp tăng áp: Việc lựa chọn đầu phân áp cho các máy biến áp tăng áp phải căn cứ vào khả năng điều chỉnh điện áp của máy phát điện. Thông thường các máy phát điện cho phép điều chỉnh điện áp trong phạm vi ±5%UđmF bằng cách thay đổi dòng điện kích từ. Các bước tiến hành lựa chọn đầu phân áp cho các máy biến áp tăng áp: Tính điện áp tại đầu cực máy phát: UFi = (1±5%)UđmF Tính tổn thất điện áp trong máy biến áp theo các chế độ vận hành: DUBi = Tính điện áp các đầu phân áp ứng với các chế độ vận hành: UFi = UđmF ị UPAi = + DUBi Tính điện áp các đầu phân áp trung bình: UPAtb = Dựa theo các đầu phân áp tiêu chuẩn của máy biến áp, chọn đầu phân áp gần nhất. Sau đó kiểm tra lại theo điều kiện khả năng điều chỉnh ±5%UđmF của máy phát điện. 1. Nhà máy nhiệt điện 1: Gồm có: 2 tổ máy có công suất P = 2.100 MW, cosj = 0,85, UđmF = 10,5 kV 2 máy biến áp tăng áp có: SđmB = 125 MVA, ZB = 0,33 + j11,1 W. Ban đầu chọn máy biến áp không điều áp dưới tải: phạm vi điều chỉnh là ±2.2,5%Uđm Điện áp yêu cầu tại đầu cực máy phát: Uyc1 < UđmF + 5%UđmF = 10,5 + 5%.10,5 = 11,025 kV Uyc2 > UđmF - 5%UđmF = 10,5 - 5%.10,5 = 9,975 kV Uyc3 > UđmF - 5%UđmF = 10,5 - 5%.10,5 = 9,975 kV Tổn thất điện áp trong các máy biến áp tăng áp trong các chế độ: DUB1 = = 4,25 kV DUB2 = = 4,435 kV DUB3 = = 5,36 kV Điện áp của đầu phân áp trong các chế độ: UPA1 = + DUB1 = + 4,25 = 119,05 kV UPA2 = + DUB2 = + 4,435 = 126 kV UPA3 = + DUB3 = + 5,36 = 131 kV Đầu phân áp trung bình: UPAtb = = 125,025 kV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n = = 3,5 chọn n = 4 UPAtc=115 + .115 =126,5 kV Điện áp thực tại đầu cực máy phát ở các chế độ: UF1= = = 10,35 kV UF2= = = 9,98 kV UF3= = = 10,35 kV Độ lệch điện áp trên đầu cực máy phát: dU1% = .100 = .100 = - 1,43% < dUcp1% = 5% dU2% = .100 = .100 = - 4,95% > dUcp2% = -5% dU3% = .100 = .100 = -1,43 % > dUcp3% = -5% Vậy máy biến áp không điều áp dưới tải với các đầu phân áp đã chọn thoả mãn điều kiện về điều chỉnh điện áp. 2. Nhà máy nhiệt điện 2: Gồm có : 6 tổ máy có công suất P = 6.50 MW, cosj = 0,85, UđmF = 10,5 kV 6 máy biến áp tăng áp có: SđmB = 63 MVA, ZB = 0,87 + j22 W. Ban đầu chọn máy biến áp không điều áp dưới tải: phạm vi điều chỉnh là ±2.2,5%Uđm Điện áp yêu cầu tại đầu cực máy phát: Uyc1 < UđmF + 5%UđmF = 10,5 + 5%.10,5 = 11,025 kV Uyc2 > UđmF - 5%UđmF = 10,5 - 5%.10,5 = 9,975 kV Uyc3 > UđmF - 5%UđmF = 10,5 - 5%.10,5 = 9,975 kV Tổn thất điện áp trong các máy biến áp tăng áp trong các chế độ: DUB1 = = 2,96 kV DUB2 = = 3,16 kV DUB3 = = 4,22 kV Điện áp của đầu phân áp trong các chế độ: UPA1 = + DUB1 = + 2,96 = 118,2 kV UPA2 = + DUB2 = + 3,16 = 123,25 kV UPA3 = + DUB3 = + 4,22 = 131,58 kV Đầu phân áp trung bình: UPAtb = = = 124,89 kV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n ==3,44 chọn n = 3UPAtc=115 + .115 =123,625 kV Điện áp thực tại đầu cực máy phát ở các chế độ : UF1= = = 10,53 kV UF2= = = 9,984 kV UF3= = = 10,64 kV Độ lệch điện áp trên đầu cực máy phát: dU1% = .100 = .100 = 0,29% < dUcp1% = 5% dU2% = .100 = .100 = - 4,91% > dUcp2% = -5% dU3% = .100 = .100 = 1,33% > dUcp3% = -5% Vậy máy biến áp không điều áp dưới tải với các đầu phân áp đã chọn thoả mãn điều kiện về điều chỉnh điện áp. Chương IX tính toán chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện I.Tính tổn thất điện năng trong mạng điện: Ta chỉ tính cho chế độ phụ tải max. Tổn thất điện năng trong mạng điện: SDA = SDAđd + SDAB + SDABù Trong đó: SDAđd là tổn thất điện năng trên các đường dây: SDAđd = SDPd .t = (DPdI1 + DPdI2 + DPdI3 + DPdI4 + DPdII4 + DPdII5 + DPdII6 + DPdII7 + DPdII8 ).t = (1,38 + 1,3 + 1,49 + 0,65 + 0,67 + 1,1 + 1,05 + 1,23 + 1,33).3521= = 10,2.3521 = 35914,2 MWh SDAB là tổn thất điện năng trong các máy biến áp: SDAB = n.DP0.T + MWh Thay số ta có: SDAB1 = 2.0,042.5100 + = 874,95 MWh SDAB2 = 0,059.5100 + = 755,98 MWh SDAB3 = 2.0,035.5100 + = 835,92 MWh SDAB4 = 2.0,042.5100 + = 867,03 MWh SDAB5 = 2.0,042.5100 + = 790,32 MWh SDAB6 = 2.0,035.5100 + = 776,79 MWh SDAB7 = 2.0,059.5100 + = 678,40 MWh SDAB8 = 2.0,042.5100 + = 810,19 MWh ị SDAB = 874,95 + 755,98 + 835,92 + 867,03 + 790,32 + 776,79 + + 678,40 + 810,19 = 6389,58 MWh SDABù : Tổn thất điện năng trong các thiết bị bù SDABù = SDpBù . T = 0,005.39,72.5100 = 1012,86 MWh ị SDA=SDAđd+SDAB+SDABù= 35914,2 + 6389,58 + 1012,86 = 43316,64 MWh Tổn thất điện năng tính theo % điện năng của phụ tải: DA% = SDA.100/SApt Trong đó : SApt = SPptmax.T = 320.5100 = 1632000 MWh ị DA% = 43316,64.100/1632000 = 2,65% II.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 KĐD = 219755,64.106 đ là vốn đầu tư cho đường dây (đã tính ở Chương V) KTBA là tổng vốn đầu tư xây dựng các trạm biến áp tăng và giảm áp. Đối với các trạm biến áp giảm áp: Nếu trạm có 2 máy biến áp làm việc song song thì ta phải nhân suất vốn đầu tư mỗi trạm với hệ số 1,8; Nếu máy biến áp làm việc dưới tải thì ta nhân thêm với hệ số 1,3. Đối với các máy biến áp tăng áp trong các nhà máy điện thì tổng vốn đầu tư bằng số máy biến áp nhân với suất vốn đầu tư của mỗi máy. Nếu máy biến áp là điều áp dưới tải thì phải nhân suất vốn đầu tư với 1,3. Bảng số liệu và kết quả tính KTBA Trạm Số MBA Sdđ(MVA) Phương thức điều áp K0(106đ) KTBAi(106đ) I 2 125 Không dưới tải 52000 104.000 II 6 63 Không dưới tải 35000 210.000 1 2 40 Không dưới tải 25000 45.000 2 1 63 Dưới tải 35000 45.500 3 2 32 Không dưới tải 22000 39.600 4 2 40 Dưới tải 25000 58.500 5 2 40 Không dưới tải 25000 45.000 6 2 32 Không dưới tải 22000 39.600 7 1 63 Không dưới tải 35000 35.000 8 2 40 Dưới tải 25000 58.500 Thiết bị bù 39,72 MAVr 150 5.958 KTBA 686.658 ị K = 219755,64.106 đ + 686658.106 = 906413,64.106 đ III. Tính toán giá thành tải điện: Phí tổn vận hành hàng năm của mạng điện: Y = avhĐD.KĐD + avhB.KTBA + C.SDA Trong đó: avhĐD là hệ số vận hành(khấu hao hao mòn, tu sửa, phục vụ của đường dây). Đường dây xây dựng với cột bê tông cốt thép ta lấy avhĐD = 0,04 avhTBA là hệ số vận hành của trạm biến áp (kể cả thiết bị bù, máy cắt điện và các thiết bị khác ở trong trạm), tuỳ theo công suất của trạm có thể chọn hệ số vận hành avhTBA = 0,1á0,4. ở đây ta chọn avhTBA = 0,125 C là giá tổn thất điện năng: C = 500đ/ kWh = 5.105đ/MWh Thay số vào công thức trên ta có: Y = 0,04.219755,64.106+ 0,125.686658.106 + 5.105. 43316,64 = 116280,8.106đ Giá thành tải điện: b = (đ/kWh) Thay số ta có: b = = 71,25 đ/kWh Giá thành xây dựng mạng điện cho 1 MW công suất phụ tải: k = = = 2832,54.106 đ/MW Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật chủ yếu TT Các chỉ tiêu Trị số Đơn vị 1 DUmax% bình thường 7,2 % 2 DUmax% sự cố 11,3 % 3 Tổng độ dài đường dây: Lộ đơn Lộ kép 531,52 123,65 407,87 km km km 4 Tổng dung lượng các trạm biến áp 1202 MVA 5 Tổng dung lượng bù 39,72 MVAr 6 Vốn đầu tư : Đường dây Trạm biến áp Thiết bị bù 219,76 680,70 5,96 109VNĐ 109VNĐ 109VNĐ 7 Tổng vốn đầu tư 906,42 109VNĐ 8 Tổng công suất phụ tải max 320 MW 9 Điện năng tải hàng năm 1632000 MWh 10 Tổng tổn thất công suất SDP 12,254 MW 11 Tổng tổn thất công suất SDP% 3,83 % 12 Tổng tổn thất điện năng SDA 43316,64 MWh 13 Tổng tổn thất điện năng SDA% 2,65 % 14 Giá thành mạng điện cho 1MW 2,83 109VNĐ/MW 15 Phí tổn vận hành hàng năm 116,28 109đ 16 Giá thành tải điện 71,25 VNĐ/kWh phần ii thiết kế cấp điện Chương I Thiết kế trạm biến áp i. phần mở đầu Trong nghành điện lực Việt nam việc thiết kế trạm biến áp là một công việc được quan tâm hàng đầu vì khi tính toán cung cấp điện cho một cụm dân cư, một khu phố, một khu vực thì trạm biến áp là một trong những thiết bị quan trọng. Khi tính toán thiết kế trạm biến áp ta cần phải chú ý đến vị trí địa lý, nguồn cung cấp, yêu cầu của phụ tải, công suất sử dụng trên cơ sở đó để đề ra được phương án cấp điện hợp lý cho trạm biến áp. Thiết kế trạm biến áp được tiến hành theo các trình tự sau: 1. Chọn MBA và sơ đồ nối dây của trạm. 2. Chọn các thiết bị cao áp. 3. Chọn các thiết bị hạ áp. 4. Tính ngắn mạch để kiểm tra các thiết bị đã chọn. 5. Tính nối đất. Các số liệu ban đầu: Trạm biến áp có công suất định mức Sđm = 180 kVA Điện áp : 22/0,4 kV Công suất ngắn mạch S = 250 MVA Phương áp cấp điện: Trạm biến áp có công suất nhỏ, thiết kế cho khu vực đô thị nên ta chọn kiểu trạm treo. Đây là kiểu trạm mà toàn bộ thiết bị cao hạ áp và máy biến áp được đặt trên cột. Trạm có ưu điểm tiết kiệm đất nên thường được dùng cho các trạm công cộng đô thị, trạm biến áp cơ quan. SƠ Đồ NGUYÊN Lý TRạM BIếN áP 180 kVA-22/0,4 kV II. Chọn các phần tử của trạm: 1. Chọn máy biến áp: MBA được chọn theo điều kiện: SđmB ³ Stt với Stt là công suất tính toán của phụ tải. ở đây trạm chỉ có một máy biến áp nêu ta lấy Stt = Syc = 180 kVA Điện áp của trạm Uđm= 22/0,4 kV Chọn MBA do Công ty thiết bị điện Đông anh chế tạo, có các thông số cho trong bảng sau: Sđm (kVA) UC (kV) UH(kV) DP0 (kW) DPN (kW) UN% 180 22 0,4 0,5 2,32 5 XHT N1 HT 2. Chọn các thiết bị điện cao áp. Sơ đồ thay thế tính ngắn mạch Với lưới 22KV, Utb = 1,05.Uđm = 1,05.22 = 23,1 kV. Khi đó điện kháng hệ thống: XHT = W a. Chọn chống sét van: Chống sét van được chọn theo điều kiện: UđmCSV ³ Uđmmạng Trạm được cung cấp điện từ đường dây trên không nên phải đặt chống sét van ở đầu vào của trạm. Chọn chống sét van do SIEMENS chế tạo có các thông số kỹ thuật cho trong bảng sau: Loại Vật liệu Uđm(kV) Dòng điện phóng định mức (kA) Vật liệu vỏ 3EG4 Cacbua Silic 24 5 Sứ b. Chọn cầu chì tự rơi. Dòng điện lớn nhất lâu dài đi qua cầu chì chính là dòng quá tải của máy biến áp, thường trong những giờ cao điểm cho phép máy biến áp quá tải 25% nên dòng điện cưỡng bức là: Icb = IqtMBA = 1,25.IđmB = 1,25.= 5,9 A Dòng ngắn mạch tại điểm N1: IN = = = 8,745 kA Chọn cầu chì tự rơi do CHANCE chế tạo, có các thông số kỹ thuật cho trong bảng sau: Loại Ulvmax(kV) Iđm(A) IN(kA) Khối lượng(kg) C710-212PB 27 100 12 9,16 Kiểm tra cầu chì tự rơi đã chọn: Các đại lượng Kết quả kiểm tra 1. Điện áp định mức (kV) 2. Dòng điện định mức (A) 3. Dòng cắt định mức (kA) 4. Công suất cắt định mức (kVA) UđmCC = 27 > Uđmmạng = 22 IđmCC = 100 > Icb = 5,9 IcđmCC = 12 > IN = 8,745 Scđm = .22.12 > .22.8,745 c. Chọn sứ cao áp: Chọn sứ đặt ngoài trời do Nga chế tạo, có các thông số kỹ thuật cho trong bảng sau: Kiểu U(kV) Phụ tải phá hoại(kG) Khối lượng (kg) Uđm Upđ khô Upđ ướt ОШН-35-2000 35 120 80 2000 44,6 d. Chọn thanh dẫn xuống MBA. Thanh dẫn được chọn theo dòng làm việc cưỡng bức: Icp ³ Icb Chọn thanh dẫn bằng đồng, tiết diện tròn: F8, Icp = 235A 3. Chọn các thiết bị hạ áp. Sơ đồ thay thế để tính ngắn mạch: HT ZB ZC ZAT ZAN N4 N3 N2 a. Chọn cáp từ máy biến áp đến tủ phân phối: Do khoảng cách ngắn nên ta chọn theo điều kiện phát nóng cho phép. đồng thời hiệu chỉnh nhiệt độ với nhiệt độ môi trường là 350c tra bảng có : Khc = 0,77 Dòng hạ áp tổng của máy biến áp: Itt = IđmB = = 260 A Chọn cáp có Icp . Khc ³ Itt hay Chọn 5m cáp đồng 4 lõi cách điện PVC do LENS chế tạo, có thông số kỹ thuật cho trong bảng sau: F (mm2) Đường kính (mm) Trọng lượng 1km đường dây kg/km Điện trở dây dẫn ở 20oC W/km Icp (A) lõi Vỏ Trong nhà Ngoài trời min max 3´120 +70 12,6/10 38,9 45,4 5090 0,153/0,268 343 346 Tổng trở biến áp quy về phía hạ áp: ZB = RB + XB = .106 = .106 = 11,456 + j 44,44 mW Cáp PVC (3´150 +70) do LENS chế tạo có r0 = 0,153 W/km; x0 = 0,1 W/km ZC = RC + j XC = r0.l + jx0.l = 0,153.5 + j0,1.5 = 0,765 +j0,5 mW Tổng trở tương đương của điểm ngắn mạch N2: ZN2 = ZB + ZC = 11,456 + j 44,44 + 0,765 +j0,5 = 12,221 + j44,94 mW Dòng điện ngắn mạch có trị số: IN2 = = = 4,96 kA Để thoả mãn điều kiện ổn định nhiệt dòng ngắn mạch, tiết diện cáp phải thoả mãn điều kiện sau: F ³ a.IN. = 6.4,96.= 26,62 (a: hệ số nhiệt độ, với cáp đồng a = 6; t : thời gian quy đổi, lấy bằng thời gian tồn tại ngắn mạch, t = 0,8s) Như vậy cáp PVC (3´120 + 70) đã chọn là thoả mãn. b. Chọn Aptomat: Aptomat được chọn theo 3 điều kiện: UđmA ³ Uđmmạng = 0,4 kV IđmA ³ Itt = IđmB.k ( k : hệ số quá tải =1,25) IcđmA ³ IN Chọn Aptomat tổng: IđmAT ³ Itt = IđmB.k = 260.1,25 = 325 A ị chọn Aptomat 400AF có Iđm = 400A do LG chế tạo. Chọn Aptomat nhánh: IđmAT ³ Itt = k.IđmB/3 = 1,25.260 =108 A ị chọn Aptomat 225AF có Iđm = 150 A do LG chế tạo. Các số liệu kỹ thuật của hai loại Aptomat đã chọn cho trong bảng sau: Aptomat Loại Uđm(V) Iđm(A) Icđm(kA) AT NS400E 600 400 18 AT NS150E 600 125 7,5 Các Aptomat đã chọn cần được kiểm tra theo điều kiện cắt dòng ngắn mạch: Aptomat tổng: Kiểm tra theo dòng ngắn mạch tại điểm N3 Aptomat nhánh: Kiểm tra theo dòng ngắn mạch tại điểm N4 Aptomat tổng có: ZAT = RAT + jXAT = (R1 + R2) + jXAT = (0,4 + 0,1) + j0,15 = 0,5 + j0,15 mW Trong đó: R1 là điện trở tiếp xúc của Aptomat R2; X2 là điện trở và điện kháng của cuộn dây bảo vệ quá dòng của Aptomat (tra bảng). Dòng ngắn mạch tại điểm N3: IN3 = = = 4,93 kA Aptomat tổng có Icđm = 18 > IN3 = 4,93 nên thoả mãn điều kiện. Với Aptomat nhánh vì có Icđm = 7,5 kA > IN3 mà IN3 > IN4 nên không phải tính ngắn mạch tại điểm N4 để kiểm tra Aptomat nhánh theo điều kiện cắt dòng ngắn mạch. Mà ta có ngay Icđm = 7,5 kA > IN4 nên các Aptomat nhánh được chọn đã đảm bảo yêu cầu. Như vậy các Aptomat đã chọn là hợp lý. c. Chọn thanh góp hạ áp: Dòng điện lớn nhất qua thanh cái hạ áp là dòng định mức của máy biến áp: IđmB = 260 A Chọn thanh cái đồng, thiết diện chữ nhật, M30´3 có các thông số kỹ thuật cho trong bảng sau: Kích thước mm Fmột thanh mm2 Khối lượng kg/m Icp A Icp.Khc A 25´3 75 0,668 340 261,8 h b Cần kiểm tra ổn định động và ổn định nhiệt của thanh dẫn theo dòng ngắn mạch tại N3. IN3 = 4,93 kA Trị số dòng ngắn mạch xung kích: ixk3 = 1,8..IN3 = 1,8..4,93 = 12,55 kA Dự định đặt 3 thanh góp 3 pha cách nhau 15 cm, mỗi thanh đặt trên hai sứ khung tủ cách nhau 70 cm: Ftt = 1,67.10-2..ixk = 1,67.10-2..12,55 = 0,978 kG M = = = 6,846 kG.cm Mô men chống uốn của thanh góp đặt đứng: W = = = 0,0375 cm3 ứng suất tính toán xuất hiện trong thanh góp do tác động của lực điện động dòng ngắn mạch: = 182,56 kG/cm3 Với a = 6 và tqđ = tc = 0,5s ta có kết quả kiểm tra thanh góp đã chọn ở bảng sau: Đại lượng chọn và kiểm tra Kết quả Dòng phát nóng lâu dài cho phép (A) Khả năng ổn định động (kG/cm) Khả năng ổn định nhiệt (mm2) K1.Khc.Icb = 1.0,77.340 > 260 = 1400 > = 182,56 F = 25.3 =75 > aIN=20,92 Thanh góp đồng M25´3 đã chọn là thoả mãn. d. Chọn sứ hạ áp: Đại lượng chọn và kiểm tra Điều kiện Điện áp định mức (kV) Lực cho phép tác động lên đầu sứ UđmS ³ Uđm mạng Fcp ³ k.Ftt Thanh dẫn Sứ H/ H Trong đó: Fcp = 0,6.Fphá hoại k = H'/H Lực tính toán tác dụng của dòng ngăn mạch xung kích: Ftt = 1,67.10-2..i2xk = 1,67.10-2..12,552 = 12,47 kG Chọn sứ đỡ đặt trong nhà do Nga chế tạo có các thông số kỹ thuật cho trong bảng sau: Loại U (kV) Phụ tải phá hoại kG Khối lượng kg Uđm Upđ khô ОФ1-375 1 11 375 0,7 Sứ được chọn có Fcp = 0,6.375 = 225 kG > Ftt = 12,47 kG. Như vậy sứ đã chọn thoả mãn các điều kiện e. Chọn các đồng hồ đo đếm điện: Trong tủ phân phối đặt 3 đồng hồ Ampe, 1 đồng hồ Volt, 1 công tơ hữu công, 1 công tơ vô công. Chọn tất cả các đồng hồ và công tơ do nhà máy thiết bị đo Trần Nguyên Hãn chế tạo, có cấp chính 0,5: Voltmet: Uđm = 400V Ampemet: Iđm = 300A Công tơ: 3x5(A) - 220/380(V) f. Chọn BI: Dòng lớn nhất qua BI: Icb = IđmB = 260 A Phụ tải thứ cấp của BI: Ampemet: 0,1 VA Công tơ vô công: 2,5 VA Công tơ hữu công: 2,5 VA Tổng phụ tải: 5,1 VA Chọn BI do công ty Đo điện Hà Nội chế tạo, số lượng 3 BI đặt trên 3 pha đấu sao. Các thông số kỹ thuật chính: Loại Uđm V Iđm A I2đm A Số vòng sơ cấp Dung lượng VA Cấp chính xác BD9/1 600 300 5 1 10 0,5 Dây dẫn dùng dây đồng tiết diện 2,5 mm2: M2,5. Không cần kiểm tra ổn định động và ổn định nhiệt. II. Tính toán nối đất cho trạm biến áp. Hệ thống nối đất trong trạm biến áp có ba chức năng chính sau: nối đất làm việc, nối đất an toàn và nối đất chống sét. Nêu việc nối đất cho trạm biến áp là rất quan trọng, đem lại độ tin cậy cao trong việc cung cấp điện, an toàn cho người và thiết bị. Hệ thống nối đất bao gồm các thanh thép góc L60´60´6 dài 2,5m được nối với nhau bằng thanh thép dẹt 40 ´4 mm tạo thành mạch vòng nối đất bao quanh trạm biến áp. Các cọc được đóng sâu dưới mặt đất 0,7 m, các thanh thép dẹt được hàn chặt với các cọc ở độ sâu 0,8m. Sơ đồ mặt bằng, mặt cắt hệ thống nối đất trạm biến áp: Với điện trở suất của đất rđ = 0,4.104 W/cm tra bảng hiệu chỉnh theo hệ số mùa ta có: Kc = 1,4; Kt = 1,6 Điện trở nối đất của một thanh nối đất (cọc) R1c = 0,00298.Kc.r = 0,00298.1,4.0,4.104 = 16,688 W Xác định sơ bộ số cọc: n = ị n = 16,688 = 6cọc 0,69.4 Trong đó: hc là hệ số sử dụng cọc = 0,69 Ryc là điện trở nối đất yêu cầu = 4 W Điện trở của thanh nối: Rt = Trong đó: L: Tổng chiều dài thanh nối = (5 + 6).2 = 22m = 2200cm b: Chiều rộng của thanh = 4cm t: Độ chôn sâu của thanh = 0,8m = 80cm ị Rt = = 4,77 W Điện trở thực tế của thanh nối là: RT = = 11,925 W (ht là hệ số sử dụng thanh = 0,4) Điện trở nối đất cần thiết cho toàn bộ cọc là: Rc = = 6,02 W Số cọc chính xác cần phải đóng là: n = = 4,02 (lấy n = 5 cọc) Kiểm tra lại điện trở của hệ thống nối đất: RHT = = 3,44W < 4W Vậy hệ thống nối đất của trạm đạt yêu cầu. Chương II Thiết kế đường dây trung áp 22kV I. Phân cấp đường dây, vùng khí hậu và số liệu về đường dây dùng cho tính toán: 1. Quy định về phân loại đường dây trên không: Tuỳ theo tính chất quan trọng chủ yêu của phụ tải và cấp điện áp, đường dây trên không được chia làm 3 đẳng cấp sau: Đẳng cấp đường dây Điện áp của đường dây(kV) Loại hộ tiêu dùng I >35 35 Bất cứ loại nào Loại 1 và 2 II 35 1-20 Loại 3 Bất cứ loại nào III Ê 1 Bất cứ loại nào Dựa vào bảng trên ta chọn đẳng cấp của đường dây là loại II. 2. Quy định về hệ số an toàn: Hệ số an toàn: n = Trong đó: sgh: ứng suất giới hạn của dây dẫn (hoặc dây chống sét) scp: ứng suất cho phép của vật liệu làm dây dẫn Bảng trị số của hệ số an toàn như sau: Tính chất khu vục và đặc tính của dây dẫn n Nơi đông dân cư: Dây nhiều sợi 2 Dây một sợi 2,5 Nơi đông dân và khoảng vượt qua trọng: Dây nhôm nhiều sợi tiết diện tới 102 mm2 2,5 Dây đồng nhiều sợi tiết diện tới 70 mm2 2,5 Dây thép tiết diện tới 25mm2 2,5 Các dây trên nhưng tiết diện lớn hơn 2 Dây AC với mọi tiết diện 2 Với đầu bài ta có dây AC-95 nên ta chọn n = 2. 3.Quy định về các số liệu khí hậu dùng thiết kế: Ta có bảng phân vùng khí hậu như sau: Điều kiện tính toán Vùng khí hậu I II III IV 1.Lục nhiệt độ không khí thấp: Nhiệt độ (00C) Tốc độ gió v(m/s) 2. Lúc nhiệt độ không khí cao: Nhiệt độ (00C) Tốc độ gió v(m/s) 3. Lúc bão: Nhiệt độ (00C) Tốc độ gió v(m/s) 5 0 40 0 25 25 5 0 40 0 25 30 5 0 40 0 25 30 5 0 40 0 25 40 Theo đầu bài đường dây thiết kế đi qua vùng đồng bằng Bắc bộ nên ta chọn vùng khí hậu là vùng III. 4. Các số liệu về dây AC-95 phục vụ cho tính toán: Bảng số liệu về tải dây: Mã dây FA (mm2) FFe (mm2) g1 (10-3N/m.mm2) g2 (10-3N/m.mm2) g3 (10-3N/m.mm2) AC-95 95,4 15,9 36,5 75,6 84,5 Trong đó: g1: Tỉ tải do trọng lượng của bản thân dây dẫn g2: Tỉ tải do áp lực của gió lên dây dẫn g3: Tỉ tải do tổng hợp: g3 = Bảng số liệu về cơ lý của dây AC-95: Vật liệu dgh (N/mm2) E (N/mm2) a (1/0C) b = 1/E (mm2/N) A 175 61,6.103 23.10-6 10,23.10-6 Fe 1175 196.103 12.10-6 5,1.10-6 II. Tính toán và lựa chọn các phần tử trên đường dây: 1. Tính toán và lựa chọn cột: a. Lựa chọn khoảng cột: Theo đề bài thiết kế là đường dây trên không dài 6,5 km đi qua vùng đồng bằng Bắc bộ, ta thiết kế khoảng cột cách nhau L = 100m Sơ đồ tuyến dây trung áp (hình bên) b. Chọn cột: Thiết kế cho 1 lộ đi trên một cột, dây dẫn 3 pha đặt trên sứ chung xà , cột chôn sâu 2m. Chọn cột ly tâm cao 12m. Tại các vị trí trung gian đặt cột LT12B Cứ 1km đường dây đặt một cột néo và tại các vị trí đầu cuối tuyến đường dây đặt cột LT12C. Tổng số cột LT12B là 58 cột Tổng số cột LT12C là 16 cột Bảng thông số kỹ thuật của cột: Loại Quy cách D1/D2- H (mm) Mác bê tông V (m3) M (kg) Lực đầu cột PCP(kg) LT12B 190/3-10000 400 0,44 1200 720 LT12C 190/300-10000 400 0,44 1200 900 2.Chọn xà, sứ: a. Chọn xà: Các cột trung gian dùng xà đơn X1. Cột đầu và cuối dùng xà kép X2. Xà làm bằng thép góc L75´75´7, dài 2m. Kèm xà và chống xà dùng thép góc L63´63´6. b.Chọn sứ: Sứ chọn theo điều kiện: UđmS ³ Uđm mạng Chọn sứ đỡ của Nga chế tạo OHC3-353-2000. 3. Chọn móng cột: Chọn dùng móng không cấp. Với cột trung gian: móng có kích thước 1´1,2´2m. Với cột đầu cuối: móng có kích thước 1,2´1,4´2m. Bản vẽ móng cột LT12B và LT12C như sau: 4. Các thiết bị phụ khác: Dây néo cột là loại F14, mỗi cột có 2 dây néo nghiêng so với mặt đất 450 và được nối với móng néo. Để đảm bảo an toàn các cột đều lắp tiếp địa xà, dây tiếp địa được đặt phía trong cột ly tâm có đường kính F10, cọc tiếp địa bằng cọc sắt góc L70´70´7 dài 3m được đóng sâu dưới mặt đất 1m. Điện trở tiếp đất phải đảm bảo: Rnđ Ê 10 W Tại đầu và cuối cột đặt 2 bộ chống sét ống để đảm bảo an toàn khi có sét đánh vào đường dây. III. Kiểm tra các phần tử đã chọn: 1. Tính toán ứng suất và độ võng: a. Tính khoảng vượt giới hạn: Khoảng vượt tới hạn của dây AC-95 được tính bằng công thức: Trong đó: aAC: Hệ số dãn nở của dây phức hợp AC aAC = aAC = = 19,2.10-6 (1/ 0C) Ta có: a = = = 6 Hệ số giãn nở của thép: aFe =12.10-6 (1/ 0C) Hệ số giãn nở của nhôm: aAl =23.10-6 (1/ 0C) Modul đàn hồi của vật liệu nhôm: EA = 61,6.103 (N/mm2) Modul đàn hồi của vật liệu thép: EFe = 196.103 (N/mm2) Modul đàn hồi của vật liệu hợp phức: EAC = = = 80,8.103 (N/mm2) Hệ số kéo dài đàn hồi của dây AC: bAC = = 12,38.103 (mm2/N) Với: sAcp = = = 78,5 (N/mm2) xác định được ứng suất dây AC lúc bão và lúc min: sACbao = [sAcp - (aA - aAC).(q0 - qmin).EA]. = [78,5 - (23 - 19,2).10-6.(15 - 5).61,6]. = 99,89(N/mm2) sACbao = [sAcp - (aA - aAC).(q0 - qbao).EA]. = [78,5 - (23 - 19,2).10-6.(15 - 25).61,6]. = 102,94(N/mm2) Khoảng vượt tới hạn của dây AC-95 là: = 142,89m L = 100m < Lth Vậy ứng suất lớn nhất trong dây xuất hiện khi qmin. b. Phương trình trạng thái: Với dây phức hợp ta có phương trình trạng thái: sACn - = sACm - - .(qn + qm) Trạng thái m: gm = g1 = 36,5.10-3 (N/m.mm2); qm = 40 0C sACm = sACqmin = 99,89 (N/mm2) Trạng thái m: gn = g1 = 36,5.10-3 (N/m.mm2); qn = 40 0C sACn = sACqmax Thay số vào phương trình trạng thái: sACqmax - = 99,89 - - s3ACqmax - 41,115s2ACqmax - 4,484.104 = 0 Giải ta được : sACqmax = 55,61 N/mm2 Độ võng của đường dây là: f = = = 0,82 m 2. Trình tự kiểm tra: a. Kiểm tra khoảng cách an toàn: Điều kiện kiểm tra: h0 = h - f - h1 ³ hcp Trong đó: h là chiều cao cột: h = 12m f là độ võng dây: f = 0,82m h1 là độ sâu chôn cột: h2 = 2m h0 = 12 - 0,82 - 2 = 9,18 > 6m Vậy đảm bảo điều kiện an toàn. b. Kiểm tra uốn cột trung gian: Cột trung gian làm việc chịu tác động của lực gió, bão lên thân cột và dây dẫn trong từng khoảng cột. Tải trọng gió lên cột: Pc = .a.C.v2.F Trong đó: a là hệ số biểu thị sự không đều của gió lên khoảng cột (a = 0,7) C: hệ động lực của không khí phụ thuộc vào bề mặt chịu gió (C = 0,7) v là vận tốc của gió lúc bão (v = 35m/s) F là diện tích mặt cột chịu gió F = = = 2,6m2 Ta có: Pc = .0,7.0,7.352.2,6 = 956,87 (N) Tải trọng gió một dây: P1d = g2.F.L = 75,6.103.95.100 = 718,2 (N) Lực gió lên dây vào cột ở các độ cao 10m, 9m, 8m. Lực gió đặt vào cột ở các độ cao: H = = = 4,55m Tổng momen tác động lên tiết diện cột đặt sát đất: Mtt = n.(SMi + 10%.Mi) Trong đó: n là hệ số quá tải (n = 1,2) SMi = MPđ + MPc Với: MPđ là mômem lực gió tác dụng lên dây dẫn gây ra. MPc là mômem lực gió tác dụng lên cột gây ra. SMi = 2.718,2.(10 + 9 + 8) + 956,87.4,55 = 43136,56 (Nm) Ta có: Mtt = 1,2.(43136,56 + 0,1.43136,56) = 56940,26 (Nm) Quy đổi momen tính toán về đầu cột: Ptt = = = 5694,026 (N) = 580,4 (kG) Ptt = 580,4 kG < Pcp = 720 kG. Vậy cột làm việc an toàn. c. Kiểm tra uốn cột đầu, cột cuối, cột néo: Các cột đầu và cuối luôn bị kéo về một phía bởi sức kéo của dây dẫn, còn cột néo khi dây dẫn bị đứt cũng bị kéo về một phía. Lực kéo của một dây dẫn: T = sACqmin.FAC = 99,89.( 95,4 + 15,9) = 11117,76 (N) Mômen tính toán tổng tác động lên tiết diện cột đặt sát đất: Mtt = n.(2T.h1+ 2T.h2 + 2T.h3) = 1,3.2.11117,76.(10 + 9 + 8) = 780466,75 (Nm) Lực tính toán quy về đầu cột: Ptt = = = 78046,675 (N) = 7955,83 (kG) Cột cuối dùng 2 cột LT12C có lực đầu cột cho phép 900 kG Vậy: Ptt = 7955,83 kG > 1800 kG Cột làm việc không an toàn do vậy ta đặt thêm 2 dây néo tăng cường cho cột. d. Kiểm tra móng cột trung gian: Công thức kiểm tra: k.S Ê (F2.En + F3.Q0) (1) Trong đó: F1 = 1,5+ 0,5 (2) F2 = (1 + tg2j)(1 + 1,5..tgj) (3) F3 = (1 + tg2j). + tgj (4) En = [0,5.h.g + C(1 + q2)] (5) S: Tổng lực ngang đặt lên cột. Q0: Tổng trọng lực đặt lên nền kể cả trọng lượng móng C: Lực kết dính tính toán (tra bảng C = 4,12 N/cm2) g: Trọng lượng riêng của đất ( g = 17,6 kN/m3) q,q2: Trị số hàm số của nền đất sét, tra bảng ta có q = 0,476; q2 = 0,128 k0: Hệ số an toàn phụ thuộc vào cột và chế độ làm việc k0 =1,26 j : Góc ma sát trong đất sét j = 400; tgj = 0,839 Thay số vào công thức (2), (3), (4) và (5) ta có: F1 = 1,5+ 0,5 = 11,9 F2 = (1 + 0,8392)(1 + 1,5..0,839) = 1,29 F3 = (1 + 0,8392). + 0,839 = 1,86 En = [0,5.2.17,6 + 4,12(1 + 0,128)] = 91,92 Q0 = QC + Qm + Qd + Qx Trong đó: Trọng lượng cột là QC = 0,44.24,5 = 10,78 (kN) Trọng lượng móng Qm = 1.1,2.24,5 = 58,8 (kN) Trọng lượng dây Qd = 36,5.10-3.100.6,95 = 2,08 (kN) Trọng lượng xà sứ Qx = 0,5 (kN) Q0 = 10,78 + 58,8 + 2,08 + 0,5 = 72,16 (kN) S = 6.718,2 + 956,87 = 5266,07 (N) = 5,27 (kN) Thay số liệu đã tính toán vào công thức kiểm tra: 1,5.5.27 Ê (1,29.91,92 + 1,86.72,16) 7,905 (kN) < 21,24 (kN). Vậy móng cột trung gian thoả mãn yêu cầu. 3. Thiết kế móng dây néo: Tại vị trí quan trọng ta phải néo cột để đề phòng sự cố gẫy đổ cột. Móng néo được làm bằng bê tông cốt thép mác 200 và có kích thước (1´1,5´0,3)m, chôn sâu 2m. Dây néo được làm bằng thép bện có sgh = 685 (N/mm2), cỡ F14.Cột được giữ bằng 2 dây néo, các dây néo làm với mặt đất một góc 450 và tạo với nhau một góc 600. Bố trí dây néo như hình vẽ: Phân bố lực trên dây néo: Phần trước đã tính lực đầu cột Ptt = 78046,68 (N) Khả năng chống uốn của cột kép Pcp = 18000 (N) Vậy 2 dây néo còn phải chịu lực: Ttt = Ptt - Pcp = 60046,68 (N) Chiếu xuống mặt phẳng 2 dây néo (góc 450) có: Tn = 60046,68. = 84918,8 (N) Mỗi dây néo chịu một lực kéo là: T1 = T2 = = = 49027,9 (N) Kiểm tra khả năng chống nhổ của móng: k.T < .g.h2.b.l (*) Trong đó: k là hệ số an toàn (k = 2) Ttt = 49,028 (kN) Tra bảng với đất sét pha cát ẩm tự nhiên ta được: b = 450; j = 400; h = 0,504; A = 1,704; B = 0,587; g = 14,7; Từ = = 0,5 tra bảng ta được x = 0,62 l là sức bền thụ động của đất: l = l'.(1- x2.h2) + .A(1 - x2.B) Với: l' = = = 2,17 l = 2,17.(1 - 0,622.0,5042) + .1,704.(1 - 0,622.0,578) = 3,1 Thay vào (*) ta có: 2.49,028 Ê .14,7.22.1,5.3,1 98,054 < 136,71 Do đó móng néo làm việc an toàn. Kiểm tra khả năng chịu kéo của dây néo F14: Công thức kiểm tra: Tgh = F.sgh ³ Ttt Trong đó: F là tiết diện phẳng của dây néo sgh là ứng suất giới hạn Tgh = p..0,658 = 105,4 (kN) Vậy: 105,4 (kN) > 49,028 (kN). Dây néo đã chọn là thoả mãn. tài liệu tham khảo 1. Thiết kế mạng và hệ thống. Tủ sách đại học tại chức Bách Khoa Hà Nội - Bộ môn Hệ Thống Điện 2. Mạng lưới điện. TS. Nguyễn Văn Đạm 3. Lưới điện. TS. Trần Bách 4. Nhà máy điện & trạm biến áp. Trịnh Hùng Thám - Nguyễn Hữu Khái - Đào Quang Thạch Lã Văn út - Phạm Văn Hoà - Đào Kim Hoa 5. Ngắn mạch trong hệ thống điện. Lã Văn út 6. Ngắn mạch trong hệ thống điện. Phạm Văn Hoà 7. Thiết kế cấp điện. Ngô Hồng Quang - Vũ Văn Tẩm 8. Sổ tay lựa chọn & tra cứu thiết bị điện từ 0,4 đến 500 kV. Ngô Hồng Quang ._.