Thiết kế mạng điện khu vực

ất đặt: P2 = 2 x 100 = 200 MW - Hệ số công suất: cosj = 0,85 - 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 Pmax (MW) 26 28 28 34 34 28 28 28 Pmin (MW) 13 14 14 17 17 14 14 14 Cos j 0,9 0,95 0,9 0,85 0,92 0,9 0,85 0,9 Qmax (MVAr) 12,6 9,2 13,6 21,1 14,5 13,6 17,4 13,6 Qmin (MVAr) 6,3 4,6 6,8 10,5 7,2 6,8 8,7 6,8 Smax (MVA) 28,9 29,5 31 40 37 31 33 31 Smin (MVA) 14,4 14,7 15,6 20 18,5 15,6 16,5 15,6 Loại hộ phụ tải III I I I I I I III Yêu cầu điều chỉnh điện áp T T KT KT T T KT T Điện áp danh định của lưới điện thứ cấp (KV) 22 - Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại - Thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax= 5000h 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, khoảng cách giữa 2 nhà máy là 120 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; 4 với khoảng cách xa nhất là 58,3 km, gần nhất là 45km. Xung quanh nhà máy nhiệt điện 2 là các phụ tải 5; 6; 7; 8 với khoảng cách xa nhất là 82,5 km, gần nhất là 45km. Các phụ tải 2; 3; 4; 5; 6; 7 là hộ loại1, phụ tải 1; 8 là hộ loại 3, với chế độ điều chỉnh điện áp cho các phụ tải 3; 4; 7 là khác thường còn các phụ tải 1; 2; 5; 6; 8 là thường. Tổng công suất nguồn 1 là: 200 MW Tổng công suất các phụ tải xung quanh nguồn 1 là: 116 MW Tổng công suất nguồn 2 là: 200 MW Tổng công suất các phụ tải xung quanh nguồn 2 là: 118 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. 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. Các hộ loại 3 là phụ tải không quan trọng khi mất điện không gây thiệt hại lớn nên mỗi phụ tải chỉ cần cung cấp bởi một đường dây đơn. 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 của các nhà máy điện = PNĐI + PNĐII = 200 + 200 = 400 MW +là tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ m: hệ số đồng thời , lấy m = 1 +: Tổn thất công suất trên đường dây và trạm biến áp +: tổng công suất tác dụng tự dùng trong các nhà máy điện .Ta chọn . +: 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=20,6 MW + Công suất dự trữ : = 400 - 234 -23,4 - 20,6 = 122 MW >100 MW III. 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 HTĐ 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 = 400.0,882 =352,8 MVAr + Tổng công suất phản kháng cực đại của phụ tải: =(P1+ P3+ P6 + P8).0,48 + P2.0,33 + (P4 + P7).0,62 + P5.0,43 = 52,8 + 9,24 + 34,44 + 14,62 = 111,1 MVAr + Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp: = 15%.111,1 = 16,67 MVAr + Tổng công suất phản kháng tự dùng của nhà máy điện: =.tgj = 20,6.0,882 = 18,17 MVAr + Tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống điện: =PFNĐ2.0,62 = 62 MVAr * Phương trình cân bằng công suất phản kháng: =207,94 - Qf = - 144,86 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: 234 + 23,4 + 20,6 = 278 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. Theo đầu bài ta có các tổ máy của nhà máy II có công suất đơn vị lớn hơn. Công suất nhà máy II phát lên lưới là: Pvh2= Pf2 - Ptd2 = 75%.Pđm2 - 8%.(75%.Pđm2) = 138 MW Như vậy nhà máy I sẽ còn phải đảm nhận: Pf1= - Pf2 = 278 - 150 = 128 MW (chiếm 64%Pđm1) Trong đó lượng tự dùng là: Ptd1= Ptd - Ptd2 = 20,6 - 12 = 8,6 MW 2. Khi phụ tải cực tiểu: Tương tự ta có: 117 + 11,7 + 10,3 = 139 MW Khi phụ tải cực tiểu công suất yêu cầu thấp, vì vậy cần phân bố lại công suất cho hai nhà máy. Nhà máy II vẫn giữ vai trò chủ đạo nhưng chỉ phát lên lưới một tổ máy công suất định mức là 100 MW: Pvh2= Pf2 - Ptd2 = 75%.Pđm2 - 8%.(75%.Pđm2) = 69 MW Như vậy nhà máy I sẽ còn phải đảm nhận: Pf1= - Pf2 = 139 - 75 = 64 MW Để đảm bảo các yêu cầu tối thiểu về kỹ thuật và kinh tế với công suất còn lại phải phát, nhà máy I cũng chỉ nên phát hai tổ máy có tổng công suất định mức là 100 MW. Khi đó nếu chia đều công suất phát cho từng tổ máy thì mỗi tổ máy phát được 64% công suất định mức tổ máy. Điều này cho thấy các tổ máy này đã phát được công suất trong giới hạn kinh tế của các tổ máy nhiệt điện là từ 60-85%Pđm. Tự dùng của nhà máy I là: Ptd1= Ptd - Ptd2 = 10,3 - 6 = 4,3 MW 3. Trường hợp sự cố: Ta xét trường hợp sự cố một tổ máy bên nhà máy II (có 2 tổ máy lớn nhất) trong khi phụ tải cực đại. Theo tính toán và phân bố công suất cho từng nhà máy khi phụ tải cực đại như trên, ta thấy rằng nếu trước khi sự cố, nhà máy II phát 85% Pđm thì khi sự cố 1 tổ máy lượng công suất nhà máy I phải phát tăng lên để gánh cho nhà máy II là 78,2 MW, toàn nhà máy là: Pf1= - Pf2 = 278 - 75 = 203 MW vượt quá công suất định mức của nhà máy I, vì vậy trong trường hợp sự cố này ta cần tìm phương thức vận hành hợp lý cho cả hai nhà máy. Phương thức vận hành mới sẽ là: - Sau khi sự cố, nâng công suất phát của tổ máy còn lại của nhà máy II lên 95%Pđm. Khi đó lượng công suất còn phát lên lưới của nhà máy này là: Pvh2= Pf2 - Ptd2 = 95%.Pđm2 - 8%.(95%.Pđm2) = 87,4 MW - Công suất phát của nhà máy I sẽ là: Pf1= - Pf2 = 278 - 95 = 183 MW (chiếm 91,5%Pđm1) 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 Pf (MW) số tổ máyVH Pf (MW) số tổ máyVH Pf (MW) số tổ máyVH I 64%(200) = 128 4x50 64%(100) = 64 2x50 91,5%(200) = 183 4x50 II 75%(200) =150 2x100 75%(100) =75 1x100 95%(100) = 95 1x100 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: Ui : điện áp đường dây thứ i 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: Ta có: Dựa vào kết quả tính toán theo công thức chọn cấp điện áp cho mạng lưới điện thiết kế là 110KV. Mạng điện 110KV cần chọn dây có tiết diện F ³ 70 mm2 để giảm tổn thất vầng quang. chương iV các phương án nối dây của mạng điện chọn phương án tối ưu Những yêu cầu chính đối với mạng điện: Cung cấp điện liên tục Đảm bảo chất lượng điện Đảm bảo tính linh hoạt cao Đảm bảo an toàn Lựa chon dây dẫn: Dây đồng: Dây đồng là dây dẫn được chế tạo bằng kim loại đồng, là vật liệu dẫn điện tốt nhất. 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 quý hiếm và đắt tiền. Vì vậy dây đồng chỉ dùng trong các mạng điện đặc biệt. Dây nhôm: là kim loại phổ biến nhất trong thiên nhiên. Điện trở suất lớn hơn của đồng khoảng 1,6 lần, 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. 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. 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 và 4 vùng xung quanh nhà máy II, gồm các phụ tải 5,6,7 và 8 Hai nhà máy được nối liên lạc trực tiếp với nhau hoặc nối qua phụ tải 5. Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án: 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 = 5000h 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% - Lúc sự cố : DUsc max% Ê DUsc cp% = 20% - 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 + 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. B. Các phương án nối dây: 1. Phương án 1: 2. Phương án 2: 3. Phương án 3: 4. Phương án 4: 5. Phương án 5 C. Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật cho các phương án. 1. Phương án 1: +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-1: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-1: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.58,3=12,24 W X= 0,416.58,3 = 24,25 W +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 W X= 1/2.0,44.45 = 9,9 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 W X= 9,9.2= 19,8 W Iscdd = 77,42.2 = 154,84 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.56,6 =13,02 W X= 1/2.0,44.56,6 =12,45 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=13,02.2=26,04 W X= 12,45.2= 24,9 W Iscdd = 81,35.2 = 162,7 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-4: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI- 4: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.51=8,415 W X= 1/2.0,429.51 =10,94 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=8,415.2=16,38 W X= 10,94.2=21,88 W Iscdd = 104,97.2 = 209,94 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-5: Trong phương án này, hai nhà máy nối liên lạc với nhau qua phụ tải 5, ở chế độ bình thường ta có dòng công suất chạy trên đoạn này là: PNĐI-5 = 75%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =150 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 12,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 12,2.0,62 = 7,564 MVAr SNĐI-5 = 12,2 + j7,564= 14,35 MVA Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Xét khi sự cố đứt một dây dẫn : R=13,61.2=27,22 W X= 17,69.2=35,39 W Iscdd = 37,65.2 = 75,3 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. Xét khi sự cố hỏng một tổ máy của NĐII: PNĐI-5 = 91,5%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =183 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 45,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 45,2.0,62 = 28,024 MVAr SNĐI-5 = 45,2 + j28,024= 53,18 MVA R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Iscdd = 139,56 A < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.45=7,425 W X= 1/2.0,429.45 =9,56 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=7,425.2=14,85 W X= 9,56.2=19,12 W Iscdd = 97.2 = 194 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.51=11,73 W X= 1/2.0,44.51 =11,22 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=11,73.2=23,46 W X= 11,22.2=22,44 W Iscdd = 81,3.2 = 162,6 < 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 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 W X= 1/2.0,44.45 =9,9 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 W X= 9,9.2=19,8 W Iscdd = 86,6.2 = 173,2 <0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: Được truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.64 = 13,44 W X= 0,416.64 = 26,624 W Kết quả tính toán cho phương án 1 : Đoạn l (km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0 (s/km) R (W) X (W) B/2 (S) NĐI-1 58,3 137,89 150 0,21 0,416 2,74.10-6 12,24 24,25 0,79.10-4 NĐI-2 45 70,38 70 0,46 0,44 2,58.10-6 10,35 9,9 0,58.10-4 NĐI-3 56,6 73,95 70 0,46 0,44 2,58.10-6 13,01 12,45 0,73.10-4 NĐI-4 51 95,43 95 0,33 0,429 2,65.10-6 8,415 10,94 0,67.10-4 NĐI-5 82,5 34,23 95 0,33 0,429 2,65.10-6 13,61 17,69 1,09.10-4 NĐII-5 45 88,18 95 0,33 0,429 2,65.10-6 7,42 9,65 0,59.10-4 NĐII-6 51 73,9 70 0,46 0,44 2,58.10-6 11,73 11,22 0,65.10-4 NĐII-7 45 78,73 70 0,46 0,44 2,58.10-6 10,35 9,9 0,58.10-4 NĐII-8 64 147,9 150 0,21 0,416 2,74.10-6 13,44 26,62 0,87.10-4 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 1 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 5,15 NĐI-2 3,14 6,29 NĐI-3 4,41 8,82 NĐI-4 4,27 8,54 NĐI-5 2,4 9,18 NĐII-5 3,2 6,46 NĐII-6 3,97 7,95 NĐII-7 3,8 7,6 NĐII-8 6,06 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 8 = 6,06 % < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 9,18% < DUcpsc =20% Vậy phương án 1 đảm bảo về mặt kỹ thuật. 2.Phương án 2 +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-120 Có r0 = 0,27 W x0 = 0,423 W ; Icp = 380 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,27.45=6,075 W X= 1/2.0,423.45 = 9,517 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=6,075.2=12,15 W X= 9,517.2= 19,034 W Iscdd = 153,26.2 = 306,52 0,8.Icp = 304 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 2-1: Chọn dây dẫn là AC-120 Có r0 = 0,27 W x0 = 0,423 W ; Icp = 380 A Tổn thất điện áp của đoạn 2-1: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,27.31,6= 8,532 W X= 0,423.31,6 = 13,367 W +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.56,6 =13,02 W X= 1/2.0,44.56,6 =12,45 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=13,02.2=26,04 W X= 12,45.2= 24,9 W Iscdd = 81,35.2 = 162,7 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-4: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI- 4: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.51=8,415 W X= 1/2.0,429.51 =10,94 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=8,415.2=16,38 W X= 10,94.2=21,88 W Iscdd = 104,97.2 = 209,94 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-5: Trong phương án này, hai nhà máy nối liên lạc với nhau qua phụ tải 5, ở chế độ bình thường ta có dòng công suất chạy trên đoạn này là: PNĐI-5 = 75%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =150 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 12,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 12,2.0,62 = 7,564 MVAr SNĐI-5 = 12,2 + j7,564= 14,35 MVA Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Xét khi sự cố đứt một dây dẫn : R=13,61.2=27,22 W X= 17,69.2=35,39 W Iscdd = 37,65.2 = 75,3 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. Xét khi sự cố hỏng một tổ máy của NĐII: PNĐI-5 = 91,5%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =183 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 45,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 45,2.0,62 = 28,024 MVAr SNĐI-5 = 45,2 + j28,024= 53,18 MVA R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Iscdd = 139,56 A < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.45=7,425 W X= 1/2.0,429.45 =9,56 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=7,425.2=14,85 W X= 9,56.2=19,12 W Iscdd = 97.2 = 194 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.51=11,73 W X= 1/2.0,44.51 =11,22 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=11,73.2=23,46 W X= 11,22.2=22,44 W Iscdd = 81,3.2 = 162,6 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,21.45 = 4,725 W X= 1/2.0,416.45 = 9,36 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=4,725.2=9,45 W X= 9,36.2=18,72 W Iscdd = 167,9.2 = 335,8 < 0,8.Icp = 356 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 7-8: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn 7-8: Được truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.30 = 6,3 W X= 0,416.30 = 12,48 W Kết quả tính toán cho phương án 2 : Đoạn l (km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0 (s/km) R (W) X (W) B/2 (S) 2-1 31,6 151,68 120 0,27 0,423 2,69.10-6 8,53 13,36 0,42.10-4 NĐI-2 45 139,3 120 0,27 0,423 2,58.10-6 6,075 9,52 0,58.10-4 NĐI-3 56,6 73,95 70 0,46 0,44 2,58.10-6 13,01 12,45 0,73.10-4 NĐI-4 51 95,43 95 0,33 0,429 2,65.10-6 8,42 10,94 0,67.10-4 NĐI-5 82,5 34,23 95 0,33 0,429 2,65.10-6 13,61 17,69 1,09.10-4 NĐII-5 45 88,18 95 0,33 0,429 2,65.10-6 7,425 9,65 0,59.10-4 NĐII-6 51 73,9 70 0,46 0,44 2,58.10-6 11,73 11,22 0,65.10-4 NĐII-7 45 152,6 150 0,21 0,416 2,74.10-6 4,725 9,36 0,62.10-4 7-8 30 147,9 150 0,21 0,416 2,74.10-6 6,3 12,48 0,41.10-4 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 2 : Đoạn DUbt% DUsc% 2-1 3,476 NĐI-2 4,42 8,85 NĐI-2-1 7,9 12,33 NĐI-3 4,41 8,82 NĐI-4 4,27 8,4 NĐI-5 2,4 9,18 NĐII-5 3,2 6,46 NĐII-6 3,97 7,95 NĐII-7 4,58 9,16 7-8 2,86 NĐII-7-8 7,44 12,02 Tổn thất điện áp lúc bình thờng lớn nhất: DUbtmax= DUbt(NĐI-2-1) = 7,9 % Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = DUsc(NĐI-2-1) = 12,33% 3. Phương án 3: 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: SNDI-4 = (S3 + S4 ) - SNDI-3 = (31 + 40) - 32,8 = 38,2 (MVA) S3-4 = SNDI-3 - S3 = 32,8 - 31 = 1,8 (MVA) +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-120 Có r0 = 0,27 (W) x0 = 0,423 (W) ; Icp = 380 (A) Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,27.45=6,075 (W) X= 1/2.0,423.45 = 9,517 (W) Khi sự cố ( đứt một dây ): R=6,075.2=12,15(W) X= 9,517.2= 19,034(W) Iscdd = 153,26.2 = 306,52 0,8.Icp = 304 (A) ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 2-1: Chọn dây dẫn là AC-120 Có r0 = 0,27 W x0 = 0,423 W ; Icp = 380 A Tổn thất điện áp của đoạn 2-1: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,27.31,6= 8,532 W X= 0,423.31,6 = 13,367 W +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.56,6 = 11,88 W X= 0,416.56,6 = 23,546 W Khi sự cố ( đứt dây mạch kín đoạn NĐI-4) ta có: Iscdd = 372,66 > 0,8.Icp = 356 A ị Không đạt yêu cầu, vậy nên ta cần tăng tiết diện dây dẫn lên là AC-185 rồi tính lại ta có: DUbt% = 5,13% Iscdd = 372,66 < 0,8.Icp = 408 A ị Đạt yêu cầu. DUscI-3-4% = DUscI-3% + DUsc3-4% = 11,56% + 10,5% = 22,06% +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-4: Chọn dây dẫn là AC-185 Có r0 = 0,17 W x0 = 0,409 W ; Icp = 510 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-4: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,17.51=8,67 W X= 0,409.51 =20,859 W Khi sự cố ( đứt dây mạch kín đoạn NĐI-3) ta có: Iscdd = 372,66 < 0,8.Icp = 408 A ị Đảm bảo vận hành. DUscI-4-3% = DUscI-4% + DUsc4-3% = 10,42% + 8,37% = 18,79% +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 3-4: Dòng điện tính toán khi đường dây vận hành bình thường là rất nhỏ, nhưng để đảm bảo về tổn thất vầng quang và mang tải lớn khi sự cố mạch vòng xẩy ra ta chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 (W) x0 = 0,44 (W) ; Icp = 265 (A) Tổn thất điện áp của đoạn 3-4: Khi truyền tải bằng lộ đơn, tổn thất điện áp là rất nhỏ. Khi sự cố lớn nhất (đứt dây mạch kín đoạn NĐI-4) ta có: R= 0,46.51 = 23,46 (W) X= 0,44.51 = 22,44 (W) Iscdd = 209,94 < 0,8.Icp = 212 (A) ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-5: Trong phương án này, hai nhà máy nối liên lạc với nhau qua phụ tải 5, ở chế độ bình thường ta có dòng công suất chạy trên đoạn này là: PNĐI-5 = 75%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =150 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 12,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 12,2.0,62 = 7,564 MVAr SNĐI-5 = 12,2 + j7,564= 14,35 MVA Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Xét khi sự cố đứt một dây dẫn : R=13,61.2=27,22 W X= 17,69.2=35,39 W Iscdd = 37,65.2 = 75,3 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. Xét khi sự cố hỏng một tổ máy của NĐII: PNĐI-5 = 91,5%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =183 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 45,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 45,2.0,62 = 28,024 MVAr SNĐI-5 = 45,2 + j28,024= 53,18 MVA R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Iscdd = 139,56 A < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 (W) x0 = 0,429 (W) ; Icp = 330 (A) Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.45=7,425 (W) X= 1/2.0,429.45 =9,56 (W) Khi sự cố ( đứt một dây ): R=7,425.2=14,85(W) X= 9,56.2=19,12(W) Iscdd = 97.2 = 194 < 0,8.Icp = 264 (A) ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 (W) x0 = 0,44 (W) ; Icp = 265 (A) Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.51=11,73 (W) X= 1/2.0,44.51 =11,22 (W) Khi sự cố ( đứt một dây ): R=11,73.2=23,46(W) X= 11,22.2=22,44 (W) Iscdd = 81,3.2 = 162,6 < 0,8.Icp = 212 (A) ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 (W) x0 = 0,416 (W) ; Icp = 445 (A) Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,21.45 = 4,725 (W) X= 1/2.0,416.45 = 9,36(W) Khi sự cố ( đứt một dây ): R=4,725.2=9,45(W) X= 9,36.2=18,72(W) Iscdd = 167,9.2 = 335,8 < 0,8.Icp = 356 (A) ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 7-8: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn 7-8: Được truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.30 = 6,3 W X= 0,416.30 = 12,48 W Kết quả tính toán cho phương án 3 : Đoạn l (km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0 (s/km) R (W) X (W) B/2 (S) 2-1 31,6 139,3 120 0,27 0,423 2,69.10-6 8,53 13,36 0,42.10-4 NĐI-2 45 139 120 0,27 0,423 2,58.10-6 12,15 19,0 0,58.10-4 NĐI-3 56,6 156,5 185 0,17 0,409 2,74.10-6 9,622 23,15 0,77.10-4 3-4 51 4,27 70 0,46 0,44 2,58.10-6 23,46 22,44 0,66.10-4 NĐI-4 51 90,9 95 0,33 0,429 2,65.10-6 16,83 21,88 0,67.10-4 NĐI-5 82,5 34,2 95 0,33 0,429 2,65.10-6 13,61 17,69 1,09.10-4 NĐII-5 45 88,2 95 0,33 0,429 2,65.10-6 14,85 19,3 0,59.10-4 NĐII-6 51 73,9 70 0,46 0,44 2,58.10-6 23,46 22,44 0,65.10-4 NĐII-7 45 152 150 0,21 0,416 2,74.10-6 9,45 18,72 0,62.10-4 7-8 30 147,9 150 0,21 0,416 2,74.10-6 6,3 12,48 0,41.10-4 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 3 : Đoạn DUbt% DUsc% 2-1 3,476 NĐI-2 4,42 8,85 NĐI-2-1 7,9 12,33 NĐI-3 5,79 11,56 3-4 10,5 NĐI-3-4 22,06 NĐI-4 5,79 10,42 4-3 8,37 NĐI-4-3 18,79 NĐI-5 2,4 9,18 NĐII-5 3,2 6,46 NĐII-6 3,97 7,95 NĐII-7 4,58 9,16 7-8 2,86 NĐII-7-8 7,44 12,02 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUbt(NĐI-2-1) = 7,9% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = DUsc(NĐI-3-4) = 22,06% 4. Phương án 4: +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-1: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-1: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.58,3=12,24 W X= 0,416.58,3 = 24,25 W +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 W X= 1/2.0,44.45 = 9,9 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 W X= 9,9.2= 19,8 W Iscdd = 77,42.2 = 154,84 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.56,6 = 11,88 W X= 0,416.56,6 = 23,546 W Khi sự cố ( đứt dây mạch kín đoạn NĐI-4) ta có: Iscdd = 372,66 > 0,8.Icp = 356 A ị Không đạt yêu cầu, vậy nên ta cần tăng tiết diện dây dẫn lên là AC-._.185 rồi tính lại ta có: DUbt% = 5,13% Iscdd = 372,66 < 0,8.Icp = 408 A ị Đạt yêu cầu. DUscI-3-4% = DUscI-3% + DUsc3-4% = 11,56% + 10,5% = 22,06% +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-4: Chọn dây dẫn là AC-185 Có r0 = 0,17 W x0 = 0,409 W ; Icp = 510 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-4: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,17.51=8,67 W X= 0,409.51 =20,859 W Khi sự cố ( đứt dây mạch kín đoạn NĐI-3) ta có: Iscdd = 372,66 < 0,8.Icp = 408 A ị Đảm bảo vận hành. DUscI-4-3% = DUscI-4% + DUsc4-3% = 10,42% + 8,37% = 18,79% +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn 3-4: Dòng điện tính toán khi đường dây vận hành bình thường là rất nhỏ, nhưng để đảm bảo về tổn thất vầng quang và mang tải lớn khi sự cố mạch vòng xẩy ra ta chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 (W) x0 = 0,44 (W) ; Icp = 265 (A) Tổn thất điện áp của đoạn 3-4: Khi truyền tải bằng lộ đơn, tổn thất điện áp là rất nhỏ. Khi sự cố lớn nhất (đứt dây mạch kín đoạn NĐI-4) ta có: R= 0,46.51 = 23,46 (W) X= 0,44.51 = 22,44 (W) Iscdd = 209,94 < 0,8.Icp = 212 (A) ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-5: Trong phương án này, hai nhà máy nối liên lạc với nhau qua phụ tải 5, ở chế độ bình thường ta có dòng công suất chạy trên đoạn này là: PNĐI-5 = 75%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =150 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 12,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 12,2.0,62 = 7,564 MVAr SNĐI-5 = 12,2 + j7,564= 14,35 MVA Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Xét khi sự cố đứt một dây dẫn : R=13,61.2=27,22 W X= 17,69.2=35,39 W Iscdd = 37,65.2 = 75,3 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. Xét khi sự cố hỏng một tổ máy của NĐII: PNĐI-5 = 91,5%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =183 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 45,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 45,2.0,62 = 28,024 MVAr SNĐI-5 = 45,2 + j28,024= 53,18 MVA R= 1/2.0,33.82,5=13,61 W X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 W Iscdd = 139,56 A < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.45=7,425 W X= 1/2.0,429.45 =9,56 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=7,425.2=14,85 W X= 9,56.2=19,12 W Iscdd = 97.2 = 194 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.51=11,73 W X= 1/2.0,44.51 =11,22 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=11,73.2=23,46 W X= 11,22.2=22,44 W Iscdd = 81,3.2 = 162,6 < 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 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 W X= 1/2.0,44.45 =9,9 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 W X= 9,9.2=19,8 W Iscdd = 86,6.2 = 173,2 <0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: Được truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.64 = 13,44 W X= 0,416.64 = 26,624 W Kết quả tính toán cho phương án 4 : Đoạn l (km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0 (s/km) R (W) X (W) B/2 (S) NĐI-1 58,3 137,89 150 0,21 0,416 2,74.10-6 15,24 24,25 0,79.10-4 NĐI-2 45 70,38 70 0,46 0,44 2,58.10-6 10,35 9,9 0,58.10-4 NĐI-3 56,6 156,5 185 0,17 0,409 2,74.10-6 9,622 23,15 0,77.10-4 3-4 51 4,27 70 0,46 0,44 2,58.10-6 23,46 22,44 0,66.10-4 NĐI-4 51 90,9 95 0,33 0,429 2,65.10-6 16,83 21,88 0,67.10-4 NĐI-5 82,5 34,23 95 0,33 0,429 2,65.10-6 13,61 17,69 1,09.10-4 NĐII-5 45 88,18 95 0,33 0,429 2,65.10-6 7,42 9,65 0,59.10-4 NĐII-6 51 73,9 70 0,46 0,44 2,58.10-6 11,73 11,22 0,65.10-4 NĐII-7 45 78,73 70 0,46 0,44 2,58.10-6 10,35 9,9 0,58.10-4 NĐII-8 64 147,9 150 0,21 0,416 2,74.10-6 13,44 26,62 0,87.10-4 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 4 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 5,15 NĐI-2 3,14 6,29 NĐI-3 5,79 11,56 3-4 10,5 NĐI-3-4 22,06 NĐI-4 5,79 10,42 4-3 8,37 NĐI-4-3 18,79 NĐI-5 2,4 9,18 NĐII-5 3,2 6,46 NĐII-6 3,97 7,95 NĐII-7 3,8 7,6 NĐII-8 6,06 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 8 = 6,06 % < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 22,06% > DUcpsc =20% Vậy phương án 4 không đảm bảo về mặt kỹ thuật. 5. Phương án 5: +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-1: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-1: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.58,3=12,24 W X= 0,416.58,3 = 24,25 W +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 W X= 1/2.0,44.45 = 9,9 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 W X= 9,9.2= 19,8 W Iscdd = 77,42.2 = 154,84 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.56,6 =13,02 W X= 1/2.0,44.56,6 =12,45 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=13,02.2=26,04 W X= 12,45.2= 24,9 W Iscdd = 81,35.2 = 162,7 < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-4: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI- 4: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.51=8,415 W X= 1/2.0,429.51 =10,94 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=8,415.2=16,38 W X= 10,94.2=21,88 W Iscdd = 104,97.2 = 209,94 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-NĐII Trong phương án này, hai nhà máy nối liên lạc trực tiếp với nhau: PNĐI-NĐ-II = 75%PF - (P5 + P6 + P7 + P8 + Ptd + DPtt(4pt) ) =150 - (34 + 28 + 28 + 28 + 10,384 + 11,8) = 9,816 (MW) QNĐI-NĐII = PNĐI-NĐII .tgj = 9,816.0,62 = 6,086 (MVAr) SNĐI-NĐII = 9,816 + j6,086= 11,55 (MVA) Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-NĐII: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.120=27,6 W X= 1/2.0,44.120 =26,4 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=27,6.2=55,2 W X= 26,4.2=52,8 W Iscdd = 30,3.2 = 60,6A < 0,8.Icp = 304 A ị Đảm bảo vận hành. Xét khi sự cố hỏng một tổ máy của NĐII: PNĐI-5 = 91,5%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + DPtt(4pt) ) =183 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 45,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tgj = 45,2.0,62 = 28,024 MVAr SNĐI-5 = 45,2 + j28,024= 53,18 MVA R= 1/2.0,46.120=27,6 W X= 1/2.0,44.120 =26,4 W Iscdd = 139,56 A < 0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5: Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 W x0 = 0,429 W ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.45=7,425 W X= 1/2.0,429.45 =9,56 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=7,425.2=14,85 W X= 9,56.2=19,12 W Iscdd = 97.2 = 194 < 0,8.Icp = 264 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-6: Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.51=11,73 W X= 1/2.0,44.51 =11,22 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=11,73.2=23,46 W X= 11,22.2=22,44 W Iscdd = 81,3.2 = 162,6 < 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 = 0,46 W x0 = 0,44 W ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 W X= 1/2.0,44.45 =9,9 W Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 W X= 9,9.2=19,8 W Iscdd = 86,6.2 = 173,2 <0,8.Icp = 212 A ị Đảm bảo vận hành. +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8: Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 W x0 = 0,416 W ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: Được truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.64 = 13,44 W X= 0,416.64 = 26,624 W Kết quả tính toán cho phương án 5 : Đoạn l (km) Ftt (mm2) F (mm2) r0 (W/km) x0 (W/km) b0 (s/km) R (W) X (W) B/2 (S) NĐI-1 58,3 137,89 150 0,21 0,416 2,74.10-6 15,24 24,25 0,79.10-4 NĐI-2 45 70,38 70 0,46 0,44 2,58.10-6 10,35 9,9 0,58.10-4 NĐI-3 56,6 73,95 70 0,46 0,44 2,58.10-6 13,01 12,45 0,73.10-4 NĐI-4 51 95,43 95 0,33 0,429 2,65.10-6 8,415 10,94 0,67.10-4 NĐI-NĐII 120 27,5 70 0,46 0,44 2,58.10-6 55,2 52,8 1,54.10-4 NĐII-5 45 88,18 95 0,33 0,429 2,65.10-6 7,42 9,65 0,59.10-4 NĐII-6 51 73,9 70 0,46 0,44 2,58.10-6 11,73 11,22 0,65.10-4 NĐII-7 45 78,73 70 0,46 0,44 2,58.10-6 10,35 9,9 0,58.10-4 NĐII-8 64 147,9 150 0,21 0,416 2,74.10-6 13,44 26,62 0,87.10-4 Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 5 : Đoạn DUbt% DUsc% NĐI-1 5,15 NĐI-2 3,14 6,29 NĐI-3 4,41 8,82 NĐI-4 4,27 8,4 NĐI-NĐII 3,2 16,42 NĐII-5 3,2 6,46 NĐII-6 3,97 7,95 NĐII-7 3,8 7,6 NĐII-8 6,06 Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: DUbtmax= DUNĐII- 8 = 6,06 % < DUcpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: DUscmax = 16,42% < DUcpsc =20% Vậy phương án 5 đảm bảo về mặt kỹ thuật. Bảng tổng kết tổn thất điện áp của các phương án: Phương án DUbtmax (%) DUscmax (%) 1 6,06 9,18 2 7,9 12,33 3 7,9 22,06 4 6,06 22,06 5 6,06 16,42 Vậy ta giữ lại các phương án 1, 2, 5 để so sánh kinh tế. chương V so sánh các phương án về mặt kinh tế 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 = 500đ 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) Udm = 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 = 5000 h đ = 3410 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) NI-1 26 12,6 15,74 1,034 3525,9 NI-2 28 9,2 10,35 0,740 2533,0 NI-3 28 13,6 13,02 1,040 3554,0 NI-4 34 21,1 8,42 1,110 3797,2 NI-5 12 7,56 13,61 0,230 790,3 NII-5 34,7 14,5 7,43 0,867 2959,5 NII-6 28 13,6 11,73 0,939 3203,1 NII-7 28 17,4 10,35 0,929 3169,8 NII-8 28 13,6 13,44 1,076 3670,0 Tổng cộng 7,962 27202,8 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) NI-1 1 AC-150 58,3 336 19588,8 NI-2 1,6 AC-70 45 168 12096,0 NI-3 1,6 AC-70 56,6 168 15214,1 NI-4 1,6 AC-95 51 224 18278,4 NI-5 1,6 AC-95 82,5 224 29568,0 NII-5 1,6 AC-95 45 224 16128,0 NII-6 1,6 AC-70 51 168 13708,8 NII-7 1,6 AC-70 47 168 12633,6 NII-8 1 AC-150 64 336 34406,4 Tổng cộng 171622,1 Phí tổn tính toán: Z =(avh + atc ).K + ồDA.C = (0,04 + 0,125).171622,1.106 + 27202,8.500.103 Z = 41919,047.106 đ 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) 2-1 26 12,6 8,532 0,588 2007,2 NI-2 54 26,2 6,075 1,808 6167,5 NI-3 28 13,6 13,02 1,040 3554,0 NI-4 34 21,1 8,42 1,110 3797,2 NI-5 12 7,56 13,61 0,230 790,3 NII-5 34,7 14,5 7,43 0,867 2959,5 NII-6 28 13,6 11,73 0,939 3203,1 NII-7 56 31 4,725 1,599 5455,5 7-8 28 13,6 6,3 0,504 1720,3 Tổng cộng 8,685 29654,6 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) 2-1 1 AC-120 31,6 280 8848,0 NI-2 1,6 AC-120 45 280 20160,0 NI-3 1,6 AC-70 56,6 168 15214,1 NI-4 1,6 AC-95 51 224 18278,4 NI-5 1,6 AC-95 82,5 224 29568,0 NII-5 1,6 AC-95 45 224 16128,0 NII-6 1,6 AC-70 51 168 13708,8 NII-7 1,6 AC-150 47 336 25267,2 7-8 1 AC-150 30 336 10080,0 Tổng cộng 157252,5 Phí tổn tính toán: Z = (avh + atc ).K + ồDA.C = (0,04 + 0,125).157252,5.106 + 29654,6.500.103 Z = 40773,962.106 đ Phương án 5 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) NI-1 26 12,6 15,24 1,051 3585,2 NI-2 28 9,2 10,35 0,743 2533,6 NI-3 28 13,6 13,01 1,041 3552,6 NI-4 34 21,1 8,415 1,113 3797,27 NĐI-NĐII 9,816 6,086 27,6 0,304 1037,56 NII-5 34 14,5 7,42 0,837 2856,9 NII-6 28 13,6 11,73 0,939 3203,1 NII-7 28 17,4 10,35 0,929 3169,88 NII-8 28 13,6 13,44 1,076 3670 Tổng cộng 8,037 27406,4 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) NI-1 1 AC-150 58,3 336 19588,8 NI-2 1,6 AC-70 45 168 12096 NI-3 1,6 AC-70 56,6 168 15214,08 NI-4 1,6 AC-95 51 224 18278,4 NI-NII 1,6 AC-70 120 168 32256 NII-5 1,6 AC-95 45 224 16128 NII-6 1,6 AC-70 51 168 13708,8 NII-7 1,6 AC-70 45 168 12096 7-8 1 AC-150 64 336 21504 Tổng cộng 160870,08 Phí tổn tính toán: Z = (avh + atc ).K + ồDA.C = (0,04 + 0,125).160870,08.106 + 27406,4.500.103 Z = 40246,763.106 đ Từ các số liệu tính toán ta có bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của 4 phương án 1; 2; 3; 4 như sau: Phương án1 phương án 2 phương án 5 Tổn thất điện áp lớn nhất DUbt max% DUsc max% 6,06 7,9 6,06 9,18 12,33 16,42 Tổn thất điện năng(MWh) 27202,8 29654,6 27406,4 Tổng vốn đầu tư (106đ) 171622,1 157252,5 160870,08 Phí tổn vận hành hàng năm(106đ) 41919,047 40773,962 40246,763 Qua bảng tổng hợp số liệu các phương án, ta thấy cả 3 phương án có tổng vốn đầu tư và phí tổn vận hành hàng năm lệch nhau không nhiều, nên có thể coi các phương án đó tương đương về mặt kinh tế. Do vậy 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 năng nhỏ nhất. Chương vI chọn máy biến áp và sơ đồ nối ĐIệN CHíNH I. Yêu cầu chung: Máy biến là một thiết bị rất quan trọng và nó chiếm một phần không nhỏ về vốn đầu tư trong hệ thống điện. Việc lựa chọn máy biến áp cần dựa vào các nguyên tắc sau: Căn cứ vào phương thức vận hành, và yêu cầu điều chỉnh điện áp của phụ tải, để chọn máy biến áp thường hay máy biến áp điều chỉnh dưới tải. Căn cứ vào tính chất hộ tiêu thụ là hộ loại I, loại II hay loại III để chọn số lượng máy biến áp cho phù hợp. Mạng điện yêu cầu thiết kế gồm có 6 phụ tải thuộc loại I và có 2 phụ tải loại III: Với phụ tải loại I yêu cầu cung cấp điện liên tục, chất lượng điện năng đảm bảo nên ở các trạm biến áp của các phụ tải ta sử dụng hai MBA vận hành song song để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Với phụ tải loại III ta chỉ cần sử dụng một MBA cho một trạm. Dựa vào công suất và điện áp của phụ tải, các máy biến áp chọn phải đảm bảo cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường ( tương ứng với lúc phụ tải cực đại). Khi một MBA bất kỳ nghỉ (do sự cố hay sửa chữa) thì MBA còn lại với khả năng quá tải sự cố cho phép có thể cung cấp điện cho toàn bộ phụ tải lúc cực đại. Với phụ tải loại III ta chỉ cần sử dụng một MBA làm việc. Với nhà máy nhiệt điện phát công suất hầu hết lên điện áp cao, phụ tải cấp điện áp máy phát nhỏ do đó ta nối một MBA với một máy phát. Ta sử dụng MBA ba pha hai cuộn dây để giảm chi phí lắp đặt, chuyên chở, vận hành... Tất cả các MBA được chọn đều được hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường đặt MBA. Tại Việt nam nhiệt độ trung bình của môi trường đặt máy là 240C, nhiệt độ môi trường lớn nhất là 420C. Theo kinh nghiệm vận hành ta thấy MBA thường quá tải về mùa hè và non tải về mùa đông. II. Máy biến áp tại các trạm giảm áp: Theo yêu cầu thiết kế với các phụ tải là loại I ta đặt hai MBA. Trong đó công suất mỗi máy phải đảm bảo đủ cung cấp điện cho phụ tải lúc MBA kia bị sự cố . Máy biến áp của Liên xô có hệ số quá tải là 1,4 lần trong thời gian 5 ngày đêm và mỗi ngày không quá 6 giờ quá tải. Vậy công suất của 1 MBA đặt ở trạm giảm áp khi có hai máy làm việc song song là: Với các hộ phụ tải loại III ta chỉ cần đặt một máy biến áp: Trong đó: SđmBA: công suất định mức của máy biến áp SPTmax: công suất lớn nhất của phụ tải n: số máy biến áp vận hành kqt: Hệ số quá tải khi sự cố(kqt=1,4) khc: Hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ (khc = 1 - = 0,81) Vậy với các phụ tải ta có : - Phụ tải 1: Chọn MBA cho trạm 1 là một MBA loại: 40000/110 có Sđm = 40 MVA - Phụ tải 2: Chọn MBA cho trạm 2 là hai MBA loại: 32000/110 có Sđm = 32 MVA - Phụ tải 3: Chọn MBA cho trạm 3 là hai MBA loại: 32000/110 có Sđm = 32 MVA - Phụ tải 4: Chọn MBA cho trạm 4 là hai MBA loại: 40000/110 có Sđm = 40 MVA - Phụ tải 5: Chọn MBA cho trạm 4 là hai MBA loại: 40000/110 có Sđm = 40 MVA - Phụ tải 6: Chọn MBA cho trạm 6 là hai MBA loại: 32000/110 có Sđm = 32 MVA - Phụ tải 7: Chọn MBA cho trạm 7 là hai MBA loại: 32000/110 có Sđm = 32 MVA - Phụ tải 8: Chọn MBA cho trạm 8 là một MBA loại: 40000/110 có Sđm = 40 MVA - Phụ tải tự dùng: Lấy từ đầu cực của máy phát điện. III. Máy biến áp của trạm tăng áp: 1-Nhà máy nhiệt điện I: Nhà máy nhiệt điện I có công suất 4x50 MW do đó ta chọn sơ đồ nối 1 bộ máy phát với một máy biến áp tăng áp . Công suất một MBA được chọn theo biểu thức: PF = 50 MW , cosj = 0,85 đ SF = 58,82 MVA Vậy ta chọn MBA cho máy phát điện là loại 63000/110 2-Nhà máy nhiệt điện II: Nhà máy nhiệt điện II có công suất 2x100 MW do đó ta chọn sơ đồ nối 1 bộ máy phát với một máy biến áp tăng áp . Công suất một MBA được chọn theo biểu thức: PF = 100 MW , cosj = 0,85 đ SF = 117,65 MVA Vậy ta chọn MBA cho máy phát điện là loại 125000/110 Bảng kết quả các MBA đã chọn Nhà máyII Nhà máyI 1,4,5,8 2,3,6, 7 Trạm 125000/110 63000/110 40000/110 32000/110 Kiểu máy 121 121 115 115 Cao Udd (KV) Số liệu kỹ thuật 10,5 10,5 22 22 Hạ 10,5 10,5 10,5 10,5 Un (%) 520 260 175 145 DPN (KW) 120 59 42 35 DP0 (KW) 0,55 0,65 0,7 0,75 I0 (%) 0,33 0,87 1,44 1,87 R (W) Số liệu tính toán 11,1 22 34,8 43,5 X (W) 678 410 280 240 DQ0 (KVAr) IV. Sơ đồ nối dây trạm biến áp của các nhà máy nhiệt điện: 1. Nhà máy nhiệt điện I: Thanh góp của nhà máy nhiệt điện phải đảm bảo cung cấp điện liên tục và linh hoạt trong vận hành và sửa chữa. Số mạch vào và ra trong trạm lớn , công suất truyền tải qua trạm lớn và xét đến khả năng phát triển của phụ tải trong tương lai, vì vậy với trạm NĐI ta dùng hệ thống hai thanh góp. Số lộ vào ra trong trạm NĐI: - Một lộ đến phụ tải 1 - Hai lộ đến phụ tải 2 - Hai lộ đến phụ tải 3 - Hai lộ đến phụ tải 4 - Bốn lộ từ nhà máy đến thanh góp cung cấp điện. 2.Nhà máy nhiệt điện II: Tương tự nhà máy nhiệt điện I, số mạch vào và ra trong trạm lớn, công suất truyền tải trong trạm lớn và xét đến khả năng phát triển của phụ tải nên trạm NĐII ta cũng dùng hệ thống hai thanh góp. Số lộ vào ra trong trạm NĐII: - Một lộ đến phụ tải 8 - Hai lộ đến phụ tải 7 - Hai lộ đến phụ tải 6 - Hai lộ đến phụ tải 5 - Hai lộ từ nhà máy đến thanh góp cung cấp điện. V. Sơ đồ nối dây các trạm phân phối và truyền tải: Cơ sở chọn sơ đồ thanh góp trong các trạm phân phối và truyền tải: - Căn cứ vào nhu cầu cung cấp điện của phụ tải. - Căn cứ vào phương án nối dây của các trạm trong mạng điện. - Căn cứ vào số lộ ra và vào trạm, số lượng MBA trong trạm. Ta chọn sơ đồ nối dây trong trạm phải đảm bảo tính cung cấp điện liên tục, phải linh hoạt trong tổ chức vận hành và sửa chữa trạm, bố trí đơn giản tốn ít thiết bị đảm bảo an toàn và kinh tế. 1. Các trạm cuối: Đối với các phụ tải loại I ta sửa dụng sơ đồ cầu có máy cắt. Có 2 loại sơ đồ cầu là sơ đồ cầu trong và sơ đồ cầu ngoài. Việc chọn sơ đồ cầu trong hay sơ đồ cầu ngoài phụ thuộc vào khoảng cách truyền tải và sự thay đổi của công suất phụ tải so với công suất giới hạn: Khoảng cách truyền tải l > 70km, chọn sơ đồ cầu trong; l < 70km chọn sơ đồ cầu ngoài. Công suất giới hạn: Sgh = SđmB Nếu Spt min < Sgh để vận hành kinh tế ta dùng sơ đồ cầu ngoài Nếu Spt min > Sgh để vận hành kinh tế ta dùng sơ đồ cầu trong Bảng số liệu về khoảng cách và tính công suất giới hạn: Phụ tải l (km) SđmB (MVA) DP0 (MW) DPN (MW) Spt min (MVA) Sgh (MVA) 2 45 32 35 145 14,7 22,234 3 56,6 32 35 145 15,6 22,234 4 51 40 42 175 20 27,713 6 51 32 35 145 15,6 22,234 7 45 32 35 145 16,5 22,234 Các trạm cuối đều có Spt min < Sgh và khoảng cách truyền tải l < 70km nên ta chọn sơ đồ các trạm này là sơ đồ cầu ngoài: Đối với các phụ tải loại III (phụ tải 1và 8) ta sửa dụng sơ đồ máy cắt và dao cách ly. 2. Trạm trung gian : (phụ tải 5) Đây là trạm rất quan trọng vì ngoài nhiệm vụ cung cấp cho phụ tải địa phương , nó còn làm nhiệm vụ liên lạc giữa hai nhà máy. Ta chọn sơ đồ nối dây của trạm là sơ đồ hai thanh góp . Chương vII tính toán các chế độ của lưới điện I. Chế độ phụ tải cực đại: 1. Phân bố công suất trên đoạn NĐI-1: Sơ đồ thay thế: Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt1= 26 + j12,6 MVA Zd1= 12,24 + j 24,25 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 1 là: Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 1 là: S'1= DSB1 + S1 = (0,133 + j 2,47) + (26 + j12,6) = 26,133 + j15,07 MVA Công suất tại cuối đường dây 1 là: S''I = S'1 - jDQC2 = 26,133 + j15,07 - j 0,96 = 26,133 + j14,11 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 1 là: = 0,89 + j1,77 MVA Công suất tại đầu đường dây 1 là: S'I = DSd + S''I = (0,89 + j1,77) + (26,133 + j14,11) = 27,025 + j15,88 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SI = S'I - jDQC1 = 27,025 + j15,88 - j 0,96 = 27,025 + j14,92 MVA 2. Phân bố công suất trên đoạn NĐ1-2: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 2: S2= 28 + j 9,2 Zd2= 10,35 + j 9,9 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 2 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 2 là: S'2= DSB2 + S2 = (0,131 + j1,907) + (28 + j9,2) = 28,131 + j11,107 MVA Công suất tại cuối đường dây 2 là: S''II = S'2 - jDQC2 = 28,131 + j11,107 - j1,4 = 28,131 + j 9,707 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 2 là: = 0,757 + j 0,724 MVA Công suất tại đầu đường dây 2 là: S'II = DSd + S''II = (0,757 + j 0,724) + (28,131 + j9,707) = 28,888 + j10,43 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SII = S'II - jDQC1 = 28,888 + j10,43 - j 1,4 = 28,888 + j9,03 MVA 3. Phân bố công suất trên đoạn NĐI -3: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 3: S3= 28 + j13,6 MVA Zd3= 13,01 + j 12,45 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 3 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 3 là: S'3= DSB3 + S3 = (0,138 + j2,056) + (28 + j13,6) = 28,138 + j15,656 MVA Công suất tại cuối đường dây 3 là: S''III = S'3 - jDQC2 = 28,138+ j15,656 - j1,77 = 28,138 + j13,886 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 3 là: = 1,058 + j 1,013 MVA Công suất tại đầu đường dây 3 là: S'III = DSd + S''III = (1,058 + j 1,013) + (28,138 + j13,886) = 29,196 + j14,9 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SIII = S'III - jDQC1 = 29,196 + j14,9 - j1,77= 29,196 + j13,13MVA SIII = 29,196 + j13,13 MVA 4. Phân bố công suất trên đoạn NĐI -4: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 4: S4= 34 + j 21,1 MVA Zd4= 8,415 + j 10,94 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 4 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 4 là: S'4= DSB4 + S4 = (0,927 + j2,66) + (34 + j21,1) = 34,927 + j23,76 MVA Công suất tại cuối đường dây 4 là: S''IV = S'4 - jDQC2 = 34,927+ j23,76 - j 1,62 = 34,927 + j22,14 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 4 là: =1,19 + j1,546 MVA Công suất tại đầu đường dây 4 là: S'IV = DSd + S''IV = (1,19 + j1,546) + (34,927 + j22,14) = 36,12 + j23,686 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐI là: SIV = S'IV - jDQC1 = 36,12 + j23,686 - j 1,62 = 36,12 + j22,066 MVA SIV = 36,12 + j22,066 MVA 5. Phân bố công suất trên đoạn NĐII -6: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 6: S6= 28 + j13,6 MVA Zd6= 11,73 + j 11,22 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 6 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 6 là: S'6= DSB6 + S6 = (0,138 + j1,576) + (28 + j13,6) = 28,138 + j15,176 MVA Công suất tại cuối đường dây 6 là: S''VI = S'6 - jDQC2 = 28,138+ j15,176 - j1,62 = 28,138 + j13,556 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 6 là: = 0,946 + j0,905 MVA Công suất tại đầu đường dây 6 là: S'VI = DSd + S''VI = (0,946 + j0,905) + (28,138 + j13,556) = 29,084 + j14,46 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SVI = S'VI - jDQC1 = 29,084 + j14,46- j1,62 SVI = 29,084 + j12,84 MVA 6. Phân bố công suất trên đoạn NĐII -7: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 7: S7= 28 + j17,4 MVA Zd6= 10,35 + j 9,9 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 7 là: Công suất tại thanh cái trạm biến áp 7 là: S'7= DSB7 + S7 = (0,147 + j1,786) + (28 + j17,4) = 28,147 + j19,186 MVA Công suất tại cuối đường dây 7 là: S''VII = S'7 - jDQC2 = 28,147+ j19,186 - j1,404 = 28,147 + j17,782 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 7 là: = 0,948 + j 0,907 MVA Công suất tại đầu đường dây 7 là: S'VII = DSd + S''VII = (0,948 + j0,907) + (28,147 + j17,782) = 29,095 + j18,689 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐII là: SVII = S'VII - jDQC1 = 29,095 + j18,689 - j1,404 SVII = 29,095 + j17,285 MVA 7. Phân bố công suất trên đoạn NĐII-8: Sơ đồ thay thế: Thông số của đường dây và trạm biến áp: Spt8= 28 + j13,6 MVA Zd1= 13,44 + j 26,62 W Tổn thất công suất trong trạm biến áp 8 là: Công suất tại thanh cái của trạm biến áp 8 là: S'8= DSB8 + S8 = (0,147 + j 2,8) + (28 + j13,6) = 28,147 + j16,4 MVA Công suất tại cuối đường dây 8 là: S''VIII = S'8 - jDQC2 = 28,147 + j16,4 - j 1,05 = 28,147 + j15,35 MVA Tổn thất công suất trên đường dây 8 là: = 1,142 + j2,262 MVA Công suất tại đầu đường dây 8 là: S'VIII = DSd + S''VIII = (1,142 + j2,262) + (28,147 + j15,35) = 29,289 + j17,621 MVA Công suất cần có tại thanh cái cao áp NĐ1 là: SVIII = S'VIII - jDQC1 = 29,289 + j17,621 - j 1,05 = 29,289 + j16,562 MVA 8. Phân bố công suất trên đoạn NĐI -5- NĐII: Sơ đồ thay thế: Thông số đường dây và trạm biến áp 5: S5= 34 + j14,5 MVA ZdI5= 13,61 + j 17,69 W ZdII5= 7,42 + j 9,65 W Trong chương II ta đã sơ bộ xác định chế độ vận hành cho hai nhà máy,trong chế độ max cho nhà máy II phát 75% công suất đặt. Ta có: Công suất phát của nhà máyII là: SFII = 150 + j 92,96 MVA; với cosj = 0,85 Công suất tự dùng của nhà máyII là: StdII = 12 + j 10,58 MVA; với cosj = 0,75 Công suất đưa vào cuộn hạ mba tăng áp của NĐII là: ShạII = SFII - StdII = 150 + j92,96 - (12 + j10,58) = 138 + j82,38 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐII là: Công suất đưa lên thanh cái cao áp của NĐII là: SCII = Shạ II - DSBII = 138 + j82,83 - (0,67 + j 12,02) = 137,33 + j70,36 MVA Công suất đưa vào nhánh liên lạc II-5 là: SII5 = SCII - (SVI + SVII + SVIII) = 137,33 + j70,36 - (29,084 + j12,84 + 29,095 + j17,285 + 29,289 + j16,562) = 49,862 + j23,673 MVA Công suất đầu đường dây II-5 là: S'II5 = SII5 + j= 49,862 + j23,673 + j1,42 = 49,862 + j25,093 MVA Tổn thất công suất trên đường dây II-5 là: = 1,91 + j2,48 MVA Công suất tại cuối đường dây II-5 là: S''II5 = S'II5 - = 49,86 + j25,09 - (1,91 + j2,48) = 47,95 +j22,61 MVA Công suất từ đường dây II-5 cấp đến thanh cái cao áp phụ tải 5 là: SptII5 = S''II5 + jDQc3 = 47,95 +j22,61 + j1,42 = 47,95 +j24,03 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp 5 là: Công suất tại thanh cái cao áp trạm biến áp 5 là: S'B5 = Spt5 + = 34 + j14,5 + = 34,159 +j 16,857 MVA Công suất từ NM II truyền sang NM I qua thanh cái cao áp phụ tải 5 là: SptI5 = SptII5 - S'B5 = 47,95 +j24,03 - (34,159 +j 16,857) = 13,79 + j7,17 MVA Công suất tại cuối đường dây I-5 là: S''I5 = SptI5 + j = 13,79 + j7,17 + j 2,64 = 13,79 + j9,81 MVA Tổn thất công suất trên đường dây I-5 là: = 0,32 + j 0,42 MVA Công suất tại đầu đường dây I-5 là: S'I5 = S''I5 - = 13,79 + j9,81 - (0,32 + j 0,42) = 13,47 + j9,39 MVA Công suất tại thanh cái cao áp NĐI là: SI5 = S'I5 +j = 13,47 + j9,39 + j2,64 = 13,47 + j12,03 MVA Tổng công suất tại thanh cái cao áp NĐI là: SC-I = SI5 + SI + SII + SIII + SIV = 13,47 + j12,03 + 27,025 + j14,92 + 28,888 + j9,03 + 29,196 + j13,13 +36,12 + j22,066 = 134,73 +j 68,41 SC-I = 134,7 +j 71,176 MVA Tổn thất công suất trong trạm biến áp tăng áp của nhà máy NĐI là: = 0,62 + j11,31 MVA Công suất tại thanh cái hạ áp NĐI là: SH-I = SC-I + = 134,7 +j 71,176 + 0,62 + j11,31 = =135,32 + j 82,49 MVA Công suất tự dùng của NĐI là: PtdI = 8%. 135,32 = 10,83 MW QtdI = PtdI.tgjtd = 10,83.0,882 = 9,55 MVAr Std-I = 10,83 + j 9,55 MVA Công suất đầu cực máy phát của NĐI là: SNĐ-I = SH-I + Std-I = 135,32 + j 82,49 + 10._.n áp của đầu phân áp trung bình: UPAtb = = 119,56 KV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n = = 1,58 chọn n= 1 UPAtc=115 +.115 = 117,875 KV Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn: UH1=113,31 .= 23,26KV; dU1% = 5,7% ẽdUcp1% UH2= 109,48.= 22,47KV; dU1% = 2,1% ẽdUcp2% UH3= 108,58.= 22,29 KV; dU1% = 1,3% ẽdUcp1% Vậy các 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 = = 1,81 chọn n= 2 UPAtc=115 +.115 = 119,1 KV Kiểm tra: UH1=113,31 .= 23,02KV; dU1% = 4,6 % ằ dUcp1% Chế độ min: n = = 2,64 chọn n=3 UPAtc= 115 +.115 = 121,14 KV Kiểm tra: UH2= 109,48.= 21,87 KV; dU1% = - 0,59% ằdUcp2% Chế độ sự cố: n = = 2,16á - 0,6 chọn n= (2 á 0) UPAtc=115 +.115 = 119,1 á 115KV Kiểm tra: UH3= 108,58.= (22,06 á 22,85) KV; dU1% = (0,27 á 3,86)% 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. 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 = 28,147 + j16,4 MVA UC1= 113,87 KV S'B82 = 14,069 + j7,719 MVA UC2= 112,17 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 = 113,87 - = 108,5 KV U'2 = 112,17 - = 109,59 KV Phụ tải là loại III, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường do đó: Uyc1 ³ 22 +(2,5%.22) = 22,55 KV Uyc2 Ê 22 +(7,5%.22) = 23,65 KV Điện áp tại các đầu phân áp: UPA1= 108,5. = 116,44 KV UPA2= 109,59. = 112,14 KV Điện áp của đầu phân áp trung bình: UPAtb = = 114,42 KV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n = = -0,2 chọn n= 0 UPAtc=115 KV Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn: UH1= 108,5.= 22,83 KV; dU1% = 3,8% > dUcp1% UH2= 109,59.= 23,06 KV; dU1% = 4,8% < dUcp2% Vậy các đầu phân áp tiêu chuẩn đã chọn thoả mãn được yêu cầu điều chỉnh điện áp cho phụ tải. 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 : 4 tổ máy có công suất P = 4.50 MW, cosj = 0,85, UđmF = 10,3 KV 4 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 = = 3,73 KV DUB2 = = 4,02 KV DUB3 = = 3,68 KV Điện áp của đầu phân áp trong các chế độ: UPA1 = + DUB1 = + 3,73 = 111,187 KV UPA2 = + DUB2 = + 4,02 = 111,011 KV UPA3 = + DUB3 = + 3,68 = 117,985 KV Đầu phân áp trung bình: UPAtb = = = 111,099 KV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n ==-1,3 chọn n=-1UPAtc=115 + .115 =112,125KV Điện áp thực tại đầu cực máy phát ở các chế độ: UF1= = = 10,93 KV UF2= = = 10,61 KV UF3= = = 10,51 KV Độ lệch điện áp trên đầu cực máy phát: dU1% = .100 = .100 = 4,09% ẻdUcp1% dU2% = .100 = .100 = 1,04% ẻdUcp2% dU3% = .100 = .100 = 0,09% ẻdUcp1% 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: 2 tổ máy có công suất P = 2.100 MW, cosj = 0,85, UđmF = 10,3 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 = = 3,41 KV DUB2 = = 3.57 KV DUB3 = = 4,52 KV Điện áp của đầu phân áp trong các chế độ: UPA1 = + DUB1 = + 3,41 = 118,65 KV UPA2 = + DUB2 = + 3,57 = 118,8 KV UPA3 = + DUB3 = + 4,52 = 112,03 KV Đầu phân áp trung bình: UPAtb = = = 118,73 KV Chọn đầu phân áp tiêu chuẩn cho máy biến áp thường: n = = 1,29 chọn n= 1 UPAtc=115 + .115 =117,87KV Điện áp thực tại đầu cực máy phát ở các chế độ: UF1= = = 11,1 KV UF2= = = 10,62 KV UF3= = = 10,74 KV Độ lệch điện áp trên đầu cực máy phát: dU1% = .100 = .100 = 5,7% ẻdUcp1% dU2% = .100 = .100 = 1,0 5% ẻdUcp2% dU3% = .100 = .100 = 1,14 % ẻdUcp1% 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 Trong đó: SDAđd là tổn thất điện năng trên các đường dây: SDAđd = 27202,8 MWh (đã tính ở phần trước) SDAB là tổn thất điện năng trong các máy biến áp: SDAB = n.DP0.T + (MWh) Thay số ta có: SDAB1 = 0,042.5000 + = 521,5 MWh SDAB2 = 2.0,032.5000 + = 454,46 MWh SDAB3 = 2.0,032.5000 + = 552 MWh SDAB4 = 2.0,042.5000 + = 718,37 MWh SDAB5 = 2.0,042.5000 + = 675,29 MWh SDAB6 = 2.0,032.5000 + = 552 MWh SDAB7 = 2.0,032.5000 + = 582,92 MWh SDAB8 = 0,042.5000 + = 568,42 MWh ị SDAB = 521,5 + 454,46 + 552 + 718,37 + 675,29 + 552 + 582,92 + 568,42 = 4624,96 MWh ị SDA = SDAđd + SDAB = 27202,8 + 4624,96 = 31827,76 MWh Tổn thất điện năng tính theo % điện năng của phụ tải: DA% = SDA.100/SApt Trong đó: SApt = SPptmax.T = 234.5000 = 1170000 MWh ị DA% = 31827,76.100/1170000 = 2,72% 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 = 171622,1.106 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 4 63 Không dưới tải 35000 140.000 II 2 125 Không dưới tải 52000 104.000 1 1 40 Không dưới tải 25000 25.000 2 2 32 Không dưới tải 22000 39.600 3 2 32 Dưới tải 22000 51.480 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 2 32 Dưới tải 22000 51.480 8 1 40 Không dưới tải 25000 25.000 KTBA 579.660 ị K = 171622,1.106 + 579660.106 = 751282,1.106 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 = 0,04.171622,1.106 + 0,125.579660.106 + 5.105.31827,76 = 95236,26.106đ Giá thành tải điện: b = (đ/kWh) Thay số ta có: b = = 81,398(đ/kWh) Giá thành xây dựng mạng điện cho 1 MW công suất phụ tải: k = = = 3210,6.106 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 6,06 % 2 DUmax% sự cố 9,18 % 3 Tổng độ dài đường dây: Lộ đơn Lộ kép Tổng 122,3 440,1 562,4 km km km 4 Tổng dung lượng các trạm biến áp 998 MVA 5 Vốn đầu tư: Đường dây Trạm biến áp 171,62 579,66 109đ 109đ 6 Tổng vốn đầu tư 751,28 109đ 7 Tổng công suất phụ tải max 234 MW 8 Điện năng tải hàng năm 1170000 MWh 9 Tổng tổn thất công suất SDP 7,962 MW 10 Tổng tổn thất công suất SDP% 3,4 % 11 Tổng tổn thất điện năng SDA 31827,76 MWh 12 Tổng tổn thất điện năng SDA% 2,72 % 13 Giá thành mạng điện cho 1MW 3,21 109đ/MW 14 Phí tổn vận hành hàng năm 95,24 109đ 15 Giá thành tải điện 81,398 đ/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 = 250KVA 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: SƠ Đồ NGUYÊN Lý TRạM BIếN áP 250 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 = 250 KVA Điện áp của trạm Uđm= 22/0,4 KV Chọn MBA do ABB chế tạo, có các thông số cho trong bảng sau: Sđm (KVA) UC (KV) UH(KV) DP0 (KW) DPN (KW) UN% 250 22 0,4 0,64 4,1 4 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.= 8,2 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 = 8,2 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. Dòng hạ áp tổng của máy biến áp: Itt = IđmB = = 360,84 A 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´150 +70 14/10 423,6 49,5 5055 0,124/0,268 397 395 Tổng trở biến áp quy về phía hạ áp: ZB = RB + XB = .106 = .106 = = 10,496 + j 25,6 mW Cáp PVC (3´150 +70) do LENS chế tạo có r0 = 0,124 W/km; x0 =0,1 W/km ZC = RC + j XC = r0.l + jx0.l = 0,124.5 + j0,1.5 = 0,62 +j0,5 mW Tổng trở tương đương của điểm ngắn mạch N2: ZN2 = ZB + ZC = 10,496 + j 25,6 + 0,62 +j0,5 = 11,116 + j26,1 mW Dòng điện ngắn mạch có trị số: IN2 = = = 8,14 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. = 6.8,14.= 43,68 (a: hệ số nhiệt độ, với cáp đồng a = 6; t: thời gian quy đổi, láy bằng thời gian tồn tại ngắn mạch, t = 0,8s) Như vậy cáp PVC (3´150 + 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 IcđmA ³ IN Chọn Aptomat tổng: IđmAT ³ Itt = IđmB = 360,84 A ị chọn Aptomat NS400E có Iđm = 400A do MERLIN GERIN chế tạo. Chọn Aptomat nhánh: IđmAT ³ Itt = IđmB/3 = 120,28 A ị chọnAptomat NS225E có Iđm = 100A do MERLIN GERIN 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 500 400 15 AT NS225E 500 225 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 = = = 8,045 KA Aptomat tổng có Icđm = 15 > IN3 = 8,045 nên thoả mãn điều kiện. Với Aptomat nhánh vì có Icđm = 7,5 KA < IN3 nên phải tiếp tục tính ngắn mạch tại điểm N4 để kiểm tra Aptomat nhánh theo điều kiện cắt dòng ngắn mạch. Tổng trở thanh cái: ZTC = RTC + jXTC = (0,223 + j0,394).5 = 1,115 + j1,97 mW Aptomat nhánh có: ZAN = RAN + jXAN = (R1 + R2) + jXAN = (0,5 + 0,36) + j0,28 = 0,86 + j0,28 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. Với Aptomat có Iđm = 225 A tra bảng ta có: R1 = 0,5 mW; R2 = 0,36 mW; X2 = 0,28 mW Dòng ngắn mạch tại điểm N4: IN4 = = = 7,314 KA Aptomat nhánh có Icđm = 7,5 > IN4 = 7,314 nên thoả mãn điều kiện. Như vậy các Aptomat đã chọn là hợp lý. c. Chọn thanh góp hạ áp: Dòng điện lớn nhất qua thanh góp là dòng định mức của máy biến áp: IđmB = 360,84 A Chọn thanh góp 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 30´3 90 0,8 405 Cần kiểm tra ổn định động và ổn định nhiệt của thanh dẫn theo dòng ngắn mạch tại N3. IN3 = 8,045 KA Trị số dòng ngắn mạch xung kích: ixk3 = 1,8..IN3 = 1,8..8,045 = 25,082 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..25,082 = 1,955 kG M = = = 13,685 kG.cm Mô men chống uốn của thanh góp đặt đứng: W = = = 0,045 cm3 ứng suất tính toán xuất hiện trong thanh góp do tác động của lực điện động dòng ngắn mạch: = 304,1 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.K2.Icb = 1.1.405 > 360,84 = 1400 > = 304,1 F=30.3=90 >aIN=34,132 Thanh góp đồng M30´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 Trong đó: Thanh dẫn Fcp = 0,6.Fphá hoại Sứ k = H'/H Lực tính toán tác dụng của dòng ngăn mạch xung kích: Ftt = 1,67.10-2..i2xk = 1,67.10-2..25,0822 = 49,028 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 = 49,028 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 = 400A Công tơ: 3.5(A) - 220/380(V) f. Chọn BI: Dòng lớn nhất qua BI: Icb = IđmB = 360,84 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 DB5/1 600 1506 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 0,7m, 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 5,5 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: Dự định cho 2 lộ đi trên một cột, dây dẫn 3 pha đặt trên 3 xà cách nhau 1m, 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 49 cột Tổng số cột LT12C là 14 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 900 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 L73´73´7, dài 2m. Kèm xà và chống xà dùng thép góc L60´60´6. b.Chọn sứ: Sứ chọn theo điều kiện: UđmS ³ Uđm mạng Chọn sứ đỡ của Nga chế tạo OHC#-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 - h2 ³ hcp Trong đó: h là chiều cao cột: h = 12m f là độ võng dây: f = 0,82m h1là điểm treo dây trên xà dưới cùng tới đỉnh cột: h1 = 2m h2 là độ sâu chôn cột: h2 = 2m h0 = 12 - 0,82 - 2 - 2 = 7,18 > 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. Thiết kế cấp điện. Ngô Hồng Quang - Vũ Văn Tẩm 7. Sổ tay lựa chọn & tra cứu thiết bị điện từ 0,4 đến 500 kV. Ngô Hồng Quang ._.