Mở đầu
Trong sự nghiệp công nghiệp hoá - hiện đại hoá đất nước, công nghiệp điện lực giữ vai trò đặc biệt quan trọng, bởi vì điện năng là nguồn năng lượng được dùng rộng rãi nhất trong các nghành kinh tế quôc dân.
Để đáp ứng được nhu cầu cung cấp điện ngày càng nhiều và không ngừng của đất nước, của điện năng thì công tác quy hoạch và thiết kế mạng lưới điện đang là vấn đề cần quan tâm của ngành điện nói riêng và cả nước nói chung.
Đồ án tốt nghiệp Thiết kế mạng lưới điện giúp sinh viên áp dụng được những kiến thức đã học để thực hiện được những công việc đó. Tuy là trên lý thuyết nhưng đã phần nào giúp cho sinh viên hiểu được hơn thực tế đồng thời có những khái niệm cơ bản trong công việc quy hoạch và thiết kế mạng lưới điện và cũng là bước đầu tiên tập duợt để có những kinh nghiệm, củng cố lại kiến thức cho công việc sau này. Việc thiết kế mạng lưới điện phải đạt đuợc những yêu cầu về kỹ thuật đồng thời giảm tối đa vốn đầu tư là yêu cầu quan trọng đối với mỗi sinh viên làm thiết kế.
Bản đồ án này bao gồm hai phần: Phần thứ nhất có nhiệm vụ thiết kế lưới điện khu vực gồm hai nhà máy nhiệt điện, cung cấp điện cho 9 phụ tải. Phần thứ hai có nhiệm vụ tính toán thiết kế đường dây trung áp 22 kV.
Nhờ sự chỉ bảo, góp ý của các thầy cô và bạn bè nên em đã hoàn thành đồ án này. Tuy đã nỗ lực rất nhiều nhưng do thiếu kinh nghiệm thực tế và kiến thức còn hạn chế nên không tránh khỏi những thiếu sót, vì vậy em rất mong nhận được các ý kiến đánh giá, chỉ bảo của các thầy cô để em được mở rộng, nâng cao kiến thức.
Qua đây em xin chân thành cảm ơn các thầy cô trong bộ môn Hệ Thống Điện, đặc biệt là thầy giáo TS. Nguyễn Lõn Trỏng đã tận tình giúp đỡ em trong thời gian vừa qua. Em rất mong muốn sẽ tiếp tục nhận được sự giúp đỡ của các thầy cô trong suốt quá trình công tác sau này.
Mục lục
Phần 1: Thiết kế lưới điện khu vực
Chương 1: Phân tích nguồn và phụ tải 1
1.1 các số liệu về nguồn cung cấp và phụ tải 1
1.2 Phân tích nguồn và phụ tải 2
Chương 2: Cân bằng công suất, sơ bộ xác định chế độ làm việc
của 2 nhà máy 3
2.1 Cân bằng công suất tác dụng 3
2.2 Cân bằng công suất phản kháng 4
2.3 Sơ bộ xác định phương thức vận hành cho 2 nhà máy 5
Chương 3: Lựa chọn điện áp 7
3.1 Nguyên tắc lựa chọn 7
3.2 Chọn điện áp vận hành 7
Chương 4: Các phương án nối dây của mạng điện 8
4.1 Những yêu cầu chính đối với mạng điện 8
4.2 Lựa chọn dây dẫn 8
4.3 Phân vùng cung cấp điện 10
4.4 Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án 10
4.4.1 Phương án 1 14
4.4.2 Phương án 2 22
4.4.3 Phương án 3 26
4.4.4 Phương án 4 31
4.4.5 Phương án 5 38
Chương 5: So sánh các phương án về mặt kinh tế 45
5.1 Phương án 1 46
5.2 Phương án 2 48
5.3 Phương án 3 49
Chương 6: Chọn máy biến áp và sơ đồ nối điện chính 51
6.1 Chọn máy biến áp 51
6.2 Chọn sơ đồ nối điện 56
Chương 7: Tính toán chính xác các chế độ và cân bằng công suất 63
7.1 Chế độ phụ tải cực đại 63
7.2 Chế độ phụ tải cực tiểu 86
7.3 Chế độ sau sự cố 96
Chương 8: Tính toán điện áp tại các nút và lựa chọn phương thức
điều chỉnh điện áp trong mạng điện 106
8.1 Xác định điện áp tại các nút 106
8.2 Lựa chọn phương án điều chỉnh điện áp 119
Chương 9: Tính toán giá thành tải điện 133
9.1 Tính toán tổn thất điện năng 133
9.2 Vốn đầu tư của mạng điện 134
9.3 Tính toán giá thành tải điện 135
9.4 Bảng tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện 136
Phần 2: Thiết kế đường dây trung áp 22 kV
Chương 10: Thiết kế đường dây trung áp 22 kV 138
10.1 Sơ đồ địa lý thiết kế đường dây 138
10.2 Các số liệu phục vụ tính toán 138
10.3 Lựa chọn và tính toán các phần tử trên đường dây 140
10.4 Lập dự toán toàn tuyến đường dây 150
Tài liệu tham khảo
1. Nguyễn Văn Đạm. Thiết kế các mạng và hệ thống điện. Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội, 2004, 302 tr.
2. Nguyễn Văn Đạm. Mạng lưới điện. Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội, 2004, 240 tr.
3. Tần Bách. Tối ưu hoá chế độ của hệ thống điện. Tủ sách đại học tại chức Bách Khoa Hà Nội, 1999, 200 tr
4. Nguyễn Công Hiền, Nguyễn Mạnh Hoạch. Hệ thống cung cấp điện của xí nghiệp công nghiệp đô thị và nhà cao tầng. Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội, 2005, 430 tr.
5. Trịnh Hùng Thám, Nguyễn Hữu Khái, Đào Quang Thạch, Lã Văn út, Phạm Văn Hoà, Đào Kim Hoa. Nhà máy điện và trạm biến áp - phần điện. Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, 276 tr.
6. Nô Hồng Quang. Lựa chọn, tra cứu thiết bị điện. Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật Hà Nội, 2001.
7. Trần Bách. Cơ khí đường dây. Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội, 331 tr.
152 trang |
Chia sẻ: banmai | Lượt xem: 1839 | Lượt tải: 3
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Thiết kế lưới điện khu vực gồm hai nhà máy nhiệt điện, cung cấp điện cho 9 phụ tải, tính toán thiết kế đường dây trung áp 22 kV, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
thèng, c¸c nguån ®iÖn ph¶i cung cÊp ®ñ c«ng suÊt theo yªu cÇu. V× vËy tæng c«ng suÊt t¸c dông do nhµ m¸y cÇn ph¶i cung cÊp b»ng:
Pcc = 340,143 MW
HÖ sè c«ng suÊt cña c¸c nguån b»ng 0,85 nªn tgj = 0,62
Tæng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng cña c¸c nhµ m¸y ®iÖn cã thÓ cung cÊp b»ng:
Qcc = Pcc .tgj =340,143.0,62 = 210,888 MVAr > Qyc = 150,099 MVAr
NhËn thÊy r»ng tæng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng mµ c¸c nguån cung cÊp lín h¬n c«ng suÊt ph¶n kh¸ng yªu cÇu. V× vËy kh«ng cÇn bï c«ng suÊt ph¶n kh¸ng trong chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i.
7.2 Chế độ phụ tải cực tiểu
Trong chế độ này ta cắt hết tất cả các thiết bị bù kinh tế ở các trạm biến áp hạ áp, và để vận hành kinh tế, giảm tổn thất trong các trạm thì ta có thể cắt bớt 1 máy biến áp trong chế độ phụ tải cực tiểu.
Lúc này công suất của phụ tải =50% công suất của phụ tải trong chế độ phụ tải cực đại.
Điều kiện để cắt bớt 1 máy biến áp hợp lý về kinh tế là công suất phụ tải ở trạm hạ áp nhỏ hơn công suất quá tải cho phép của MBA theo công thức :
Spt ≤ SđmBA. = Sgh
Bảng 7.6: Công suất của phụ tải và công suất quá tải cho phép
của MBA tại mỗi trạm biến áp
Phụ tải
Pmin (MW)
Qmin (MVAr)
Sptmin (MVA)
SghMBA (MVA)
1
18
7,67
19,57
27,71
2
21
10,17
23,34
42,44
3
19
9,2
21,1
27,71
4
20
6,58
21,05
27,71
5
19
9,2
21,1
27,71
6
16
6,82
17,39
22,23
7
18
8,72
20
27,71
8
16
7,75
17,8
22,23
9
16
7,75
17,8
-
Qua bảng tính toán ở trên ta thấy là ở chế độ phụ tải cực tiểu ta có thể cắt bớt 1 máy biến áp ở tất cả các trạm, riêng phụ tải 9 là hộ tiêu thụ loại 3 đã vận hành với một máy biến áp do vậy không thể cắt bớt một máy biến áp ở trạm 9 được. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu tất cả các trạm đều vận hành với 1 máy biến áp.
7.2.1 Nhánh đến phụ tải 1
H×nh 7.20: S¬ ®å nèi ®iÖn ®Õn phô t¶i 1
H×nh 7.21: S¬ ®å thay thÕ nh¸nh ®Õn phô t¶i 1
Tæng trở tương đương của đoạn đường dây:
= 11,90 +j15,47 W
Tæng trở tương đương của các máy biến áp trong trạm :
= 1,44 +j34,8 W
Điện dẫn phản kháng trên đoạn đường dây:
B1/2 = 1,91.10-4 S
Công suất điện dung đầu và cuối đường dây:
Qcd1 = Qcc1 = U®m2.B1/2 = 1102. 1,91.10-4 = 2,311 MVAr
Tæn thÊt c«ng suÊt kh«ng t¶i trong m¸y biÕn ¸p lµ:
= 0,042 + j0,28 MVA
Công suất của phụ tải 1:
= P1 + jQ1 = 18+j7,67MVA
Tæn thÊt c«ng suÊt trong cuén d©y cña m¸y biÕn ¸p lµ:
Công suất trước tổng trở của máy biến áp :
=+ =18+j7,67+ 0,046+j1,101 = 18,046+j8,771 MVA
Công suất trên thanh cái cao áp của trạm biến áp :
= += 18,046+j8,771+0,042+j0,28 = 18,088+j9,051 MVA
Công suất sau tổng trở đường dây:
= – jQcc1 =18,088+j9,051 – j2,311 = 18,088+j6,74 MVA
Tæn thÊt c«ng suÊt trªn tæng trë cña ®êng d©y lµ:
= 0,366+j0,476 MVA
C«ng suÊt ë ®Çu vµo tæng trë ®êng d©y lµ:
= + =18,088+j6,74+0,366+j0,476
= 18,454 + j7,216 MVA
C«ng suÊt do hÖ thèng ®iÖn cung cÊp vµo ®êng d©y nµy lµ:
= - jQcd1 =18,454 + j7,216 - j2,311 = 18,454 +j4,905 MVA
TÝnh to¸n t¬ng tù víi c¸c ®êng d©y kh¸c trong m¹ng ®iÖn lµ: N§1-2; N§1-3; N§1-4; N§1-5; N§2-7; N§2-8; N§2-9.
KÕt qu¶ tÝnh to¸n ®îc cho ë b¶ng sau:
Bảng 7.7: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây
nối với các nhà máy điện NĐ1 trong chế độ phụ tải cực tiểu
Đường d©y
, MVA
,MVA
,MVA
,MVA
Qc , MVAr
,MVA
,MVA
NĐ1-1
18,454+j4,905
18,454+j7,216
0,366+j0,476
18,088+j6,74
2,311
18,046+j8,771
0,046+j1,101
NĐ1-2
21,547+j7,312
21,547+j9,792
0,448+j0,703
21,098+j9,089
2,481
21,039+j11,160
0,039+j0,99
NĐ1-3
19,479+j7,147
19,479+j9,204
0,384+j0,5
19,095+j8,705
2,057
19,053+j10,482
0,053+j1,282
NĐ1-4
20,517+4,154
20,517+j6,416
0,423+j0,549
20,095+j5,867
2,263
20,053+j7,850
0,053+j1,275
NĐ1-5
19,516+j6,784
19,516+j9,047
0,421+j0,548
19,095+j8,499
2,263
19,053+j10,482
0,053+j1,282
Tæng
99,514+j30,302
2,043+j2,776
0,244+j5,929
Bảng 7.8: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây
nối với các nhà máy điện NĐ2 trong chế độ phụ tải cực tiểu
Đường d©y
, MVA
,MVA
,MVA
,MVA
Qc , MVAr
,MVA
,MVA
NĐ2-7
18,447+j6,308
18,447+j8,462
0,358+j0,465
18,090+j7,997
2,154
18,048+j9,871
0,048+j1,151
NĐ2-8
16,331+j5,721
16,331+j7,585
0,248+j0,322
16,084+j7,263
1,863
16,049+j8,886
0,049+j1,136
NĐ2-9
16,417+j6,929
16,417+j8,235
0,336+j0,808
16,082+j7,428
1,307
16,023+j8,325
0,023+j0,575
Tæng
51,196+j18,958
0,941+j1,595
0,119+j2,861
7.2.2 §êng d©y N§1-6-N§2
H×nh 7.21: S¬ ®å nèi ®iÖn
H×nh 7.22: S¬ ®å thay thÕ
Tổng trở tương đương của đoạn đường dây I-6:
= RI-6 +jXI-6 = 18,54+j17,74 Ω
Tổng trở tương đương của đoạn đường dây II-6:
= RII-6 + jXII-6 = 16,26+j15,56 Ω
Vì tổn thất vầng quang trên đường dây 110 kV là rất nhỏ nên không xét điện dẫn tác dụng.
Điện dẫn phản kháng:
BI-6 /2 = 2,08.10-4 S
BII-6 /2 = 1,82.10-4 S
Tổng trở tương đương của các MBA trong trạm 6:
= RB-6 + jXB-6 = 1,87+j43,5 Ω
Tổng trở tương đương của các MBA trong trạm tăng áp I:
= .(RB-I + jXB-I )= .(0,87+j22)
= 0,145+j3,667 Ω
Tổng trở tương đương của MBA trong trạm tăng áp II:
= .(RB-II + jXB-II )= .(0,87+j22)
= 0,218+j5,5 Ω
Ở chế độ phụ tải cực tiểu, nhà máy NĐ1 vận hành với 3 tổ máy và phát công suất bằng 80% công suất định mức, hệ số công suất của nhà máy NĐ1 là cosj = 0,85. Ta thực hiện phát với hệ số công suất là cosj = 0,9. Như vậy:
= 120 +j58,12 MVA
Công suất tự dùng của nhà máy điện I ở chế độ phụ tải cực đại :
= PtdI + jQtdI = 10%.PđmI + j10%.PđmI.tgjtd
=10%.150+ j0,882. 10%.150 =15 +j13,23 MVA
Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp của nhà máy bằng :
= 120+j58,12–(15+j13,23) = 105+j44,89 MVA
Công suất đầu đường dây I-6:
Ta có: 99,514+j30,302 MVA
Nên: = (105+j44,89)-(0,401+j3,663)-(99,514+j30,302)
= 5,085+j10,925 MVA
Công suất phản kháng do điện dung đầu đường dây I-6 sinh ra:
Qcd = Uđm2.BI-6/2 =1102.2,08.10-4 = 2,517 MVAr
Công suất ở đầu vào tổng trở ZdI-6:
= 5,085+j10,925+j2,517 = 5,085+j13,442 MVA
Tổn thất công suất trên tổng trở :
Công suất sau tổng trở :
= 5,085+j13,442 –(0,316+j0,303)
= 4,769+j13,139 MVA
Công suất phản kháng do điện dung ở cuối đường dây sinh ra:
Qcc =Qcd =2,517 MVAr
Công suất trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 6:
= 4,769+j13,139+j2,517 = 4,769+j15,656 MVA
Công suất của phụ tải 6:
= 16+j6,82 MVA
Tổn thất công suất trên tổng trở :
Công suất trước tổng trở :
= 16+j6,82 + 0,047+j1,088
= 16,047 + j7,908 MVA
Tổn thất công suất trong lõi thép của máy biến áp trong trạm 6:
=ΔP0+jΔQ0 =0,035+j0,24 MVA
Công suất tại điểm 6:
=16,047+j7,908+0,035+j0,24
=16,047+j8,148 MVA
Công suất truyền từ nhà máy NĐ2 vào TBA6 là:
=16,047+j8,148 – (4,769+j15,656)
= 11,278 - j7,508 MVA
Công suất phản kháng do điện dung cuối đường dây II-6 sinh ra:
Qcc = = 1102.1,82.10-4=2,202 MVAr
Công suất sau tổng trở :
= 11,278 - j7,508 - j2,202 = 11,278 – j9,71 MVA
Tổn thất công suất trên tổng trở :
Công suất sau tổng trở :
=11,278 – j9,71 + 0,298 + j0,285 =11,576- j9,425 MVA
Công suất phản kháng do điện dung đầu đường dây II-6 sinh ra:
Qcd= Qcc = 2,202 MVAr
Công suất đến thanh cái cao áp của nhà máy điện II truyền vào đường dây 6:
=11,576 - j9,425 – j2,202 = 11,576 – j11,627 MVA
Công suất trên thanh cái cao áp của nhà máy điện II:
=51,196+j18,958+11,576–j11,627=62,772+j7,331 MVA
Công suất trước tổng trở :
=0,307+j3,444 +62,772+j7,331 = 63,079+ j10,775 MVA
Công suất tự dùng của nhà Máy điện II ở chế độ phụ tải cực đại:
= 10%Pđm2 + 10%Pđm2.tgjtd = 10%.100 + j10.0,882
= 10 + j8,82 MVA
Công suất phát của nhà máy II ở chế độ này là:
= 63,079+ j10,775+10 + j8,82
=73,079+j19,595 MVA
7.3 ChÕ ®é sau sù cè
Sù cè trong m¹ng ®iÖn thiÕt kÕ cã thÓ x¶y ra khi ngõng mét m¸y ph¸t, ngõng mét m¹ch trªn ®êng d©y hai m¹ch liªn kÕt hai nhµ m¸y ®iÖn, ngõng mét m¹ch trªn ®êng d©y hai m¹ch nèi tõ c¸c nguån cung cÊp ®Õn c¸c phô t¶i. Khi xÐt sù cè chóng ta kh«ng xÐt sù cè xÕp chång. Ta xÐt sù cè nÆng nÒ nhÊt lµ ngõng mét m¹ch trªn c¸c ®êng d©y hai m¹ch nèi tõ c¸c nhµ m¸y ®iÖn ®Õn c¸c phô t¶i khi phô t¶i cùc ®¹i, vµ tÊt c¶ c¸c m¸y ph¸t cña nhµ m¸y ®Òu vËn hµnh b×nh thêng, ph¸t 80% c«ng suÊt ®Þnh møc.
7.3.1 Nhánh đến phụ tải 1
H×nh 7.23: S¬ ®å nèi ®iÖn ®Õn phô t¶i 1
H×nh 7.24: S¬ ®å thay thÕ nh¸nh ®Õn phô t¶i 1
Tæng trở tương đương của đoạn đường dây:
= 23,8 +j30,94 W
Tæng trở tương đương của các máy biến áp trong trạm :
= 0,5.(1,44 +j34,8) = 0,72 +j17,4 W
Điện dẫn phản kháng trên đoạn đường dây:
B1/2 = 0,955.10-4 S
Công suất điện dung đầu và cuối đường dây:
Qcd1 = Qcc1 = U®m2.B1/2 = 1102. 0,955.10-4 = 1,156 MVAr
Tæn thÊt c«ng suÊt kh«ng t¶i trong m¸y biÕn ¸p lµ:
= 2.(0,042 + j0,28 ) = 0,084 + j0,56 MVA
Công suất của phụ tải 1:
= P1 + jQ1 = 36 + j15,34 MVA
Tæn thÊt c«ng suÊt trong cuén d©y cña m¸y biÕn ¸p lµ:
Công suất trước tổng trở của máy biến áp :
=+ =36 + j15,34 + 0,091+j2,202 = 36,091 +j17,542 MVA
Công suất trên thanh cái cao áp của trạm biến áp :
= += 36,091 +j17,542 + 0,084 +j0,56 = 36,175 +j18,102 MVA
Công suất sau tổng trở đường dây:
= – jQcc1 = 36,175 +j18,102 – j1,156 = 36,175 +j16,947 MVA
Tæn thÊt c«ng suÊt trªn tæng trë cña ®êng d©y lµ:
= 3,139+j4,081 MVA
C«ng suÊt ë ®Çu vµo tæng trë ®êng d©y lµ:
= + =36,175 +j16,947 +3,139+j4,081
= 39,314+ j21,028 MVA
C«ng suÊt do hÖ thèng ®iÖn cung cÊp vµo ®êng d©y nµy lµ:
= - jQcd1 =39,314+ j21,028 - j1,156 = 39,314 +j19,872 MVA
Bảng 7.9: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây
nối với các nhà máy điện NĐ1 trong chế độ sau sù cè
Đường d©y
, MVA
,MVA
,MVA
,MVA
Qc , MVAr
,MVA
,MVA
NĐ1-1
39,314+j19,872
39,314+j21,027
3,139+j4,081
36,175+j16,947
1,156
36,091+j17,542
0,091+j2,202
NĐ1-2
46,037+j26,677
46,037+j27,918
3,840+j6,018
42,196+j21,899
1,240
42,078+j22,320
0,078+j1,980
NĐ1-3
41,469+j23,730
41,469+j24,758
3,279+j4,263
38,190+j20,523
1,029
38,106+j20,963
0,106+j2,563
NĐ1-4
43,747+j18,621
43,747+j19,752
3,557+j4,624
40,189+j15,128
1,131
40,105+j15,699
0,105+j2,549
NĐ1-5
41,805+j23,960
41,805+j25,092
3,615+j4,7
38,190+j20,392
1,131
38,106+j20,963
0,106+j2,563
Tæng
212,372+j112,859
17,43+j23,685
0,487+j11,858
Bảng 7.10: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây
nối với các nhà máy điện NĐ2 trong chế độ sau sù cè
Đường d©y
, MVA
,MVA
,MVA
,MVA
Qc , MVAr
,MVA
,MVA
NĐ2-7
39,250+j22,140
39,250+j23,216
3,071+j3,992
36,179+j19,224
1,077
36,095+j19,741
0,095+j2,301
NĐ2-8
34,290+j19,149
34,290+j20,081
2,122+j2,760
32,168+j17,321
0,938
32,098+j17,773
0,098+j2,273
NĐ2-9
33,585+j20,355
33,585+j21,008
1,435+j3,453
32,150+j17,555
0,653
32,091+j17,799
0,091+j2,299
Tæng
107,125+j61,644
6,629+j10,206
0,284+j6,872
7.3.2 §êng d©y N§1-6-N§2
Sù cè cã thÓ x¶y ra lµ ngõng mét tæ m¸y ph¸t, ®øt mét ®o¹n ®êng d©y N§1-6, hay N§2-6. Trong ch¬ng II ta ®· xÐt sù cè ngõng mét tæ m¸y ph¸t. Kh«ng tÝnh xÕp chång c¸c sù cè, ta xÐt sù cè nguy hiÓm nhÊt lµ ®øt ®o¹n ®êng d©y N§1-6.
H×nh 7.25: S¬ ®å nèi ®iÖn
H×nh 7.26: S¬ ®å thay thÕ
Tổng trở tương đương của đoạn đường dây I-6:
= RI-6 +jXI-6 = 37,08+j35,48 Ω
Tổng trở tương đương của đoạn đường dây II-6:
= RII-6 + jXII-6 = 16,26+j15,56 Ω
Vì tổn thất vầng quang trên đường dây 110 kV là rất nhỏ nên không xét điện dẫn tác dụng .
Điện dẫn phản kháng:
BI-6 /2 = 1,04.10-4 S
BII-6 /2 = 1,82.10-4 S
Tổng trở tương đương của các MBA trong trạm 6:
= 0,5.(RB-6 + jXB-6 )= 0,5.(1,87+j43,5)
=0,935+j21,75 Ω
Tổng trở tương đương của các MBA trong trạm tăng áp I:
= .(RB-I + jXB-I )= .(0,87+j22)
= 0,145+j3,667 Ω
Tổng trở tương đương của MBA trong trạm tăng áp II:
= .(RB-II + jXB-II )= .(0,87+j22)
= 0,218+j5,5 Ω
Công suất của nhà máy điện I ở chế độ sau sự cố, hệ số công suất của nhà máy NĐ1 là cos j = 0,85. Trong chế độ này ta cho nhà máy phát với hệ số công suất là cosj = 0,865 và các máy phát công suất bằng 85% công suất định mức. Như vậy:
= 255 +j147,92 MVA
Công suất tự dùng của nhà máy điện I ở chế độ sau sự cố:
= PtdI + jQtdI = 10%.PđmI + j10%.PđmI.tgjtd
=10%.300+ j0,882. 10%.300 =30 +j26,46 MVA
Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp của nhà máy bằng :
=255 +j147,92 –( 30 +j26,46) = 225+j121,46 MVA
Công suất đầu đường dây I-6:
Ta có: 212,372+j112,958 MVA
Nên: = (225+j121,46)-(0,401+j3,663)-( 212,372+j112,859)
= 12,227+j4,938 MVA
Công suất phản kháng do điện dung đầu đường dây I-6 sinh ra:
Qcd = Uđm2.BI-6/2 =1102.1,04.10-4 = 1,259 MVAr
Công suất ở đầu vào tổng trở ZdI-6:
= 12,227+j4,938+j1,259 = 12,227+j6,197 MVA
Tổn thất công suất trên tổng trở :
Công suất sau tổng trở :
=12,227+j6,197 – (0,576+j0,551) =11,651+j5,646 MVA
Công suất phản kháng do điện dung ở cuối đường dây sinh ra:
Qcc =Qcd =1,259 MVAr
Công suất trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 6:
= 11,651+j5,646 +j1,259 = 11,651+j6,905 MVA
Công suất của phụ tải 6:
= 32+j13,63 MVA
Tổn thất công suất trên tổng trở :
Công suất trước tổng trở :
= 32+j13,63 + 0,093+j2,175
= 32,093+j15,805 MVA
Tổn thất công suất trong lõi thép của máy biến áp trong trạm 6:
=2(ΔP0+jΔQ0) =2(0,035+j0,24)=0,07+j0,48 MVA
Công suất tại điểm 6:
=32,093+j15,805+0,07+j0,48
=32,163+j16,285 MVA
Công suất truyền từ nhà máy NĐ2 vào TBA6 là:
=32,163+j16,285 –(11,651+j6,905)
= 20,512+j9,38 MVA
Công suất phản kháng do điện dung cuối đường dây II-6 sinh ra:
Qcc = = 1102.1,82.10-4=2,202 MVAr
Công suất sau tổng trở :
= 20,512+j9,38 - j2,202 = 20,512+j7,178 MVA
Tổn thất công suất trên tổng trở :
Công suất sau tổng trở :
=20,512+j7,178 + 0,635+j0,607 =21,147+j7,785 MVA
Công suất phản kháng do điện dung đầu đường dây II-6 sinh ra:
Qcd= Qcc = 2,202 MVAr
Công suất đến thanh cái cao áp của nhà máy điện II truyền vào đường dây 6:
=21,147+j7,785 – j2,202 = 21,147 + j5,583 MVA
Công suất trên thanh cái cao áp của nhà máy điện II:
= 107,125+j61,644+21,147+ j5,583 = 128,272+j67,227 MVA
Công suất trước tổng trở :
=0,307+j3,444 +128,272+j67,227= 128,579+ j70,671 MVA
Công suất tự dùng của nhà Máy điện II ở chế độ phụ tải cực đại :
= 10%Pđm2 + 10%Pđm2.tgjtd = 10%.200 + j20.0,882
= 20 + j17,64 MVA
Công suất phát của nhà máy II ở chế độ này là:
=128,579+ j70,671 +20 + j17,64
=148,579+j88,311 MVA
Bù công suất phản kháng nếu thiếu ở NĐ2 là:
Qbù = Qyc - QFII = 88,311 - 148,579.0,62 = -3,808 < 0
Vậy không cần bù về mặt kỹ thuật công suất phản kháng.
Ch¬ng 8: TÝnh to¸n ®iÖn ¸p t¹i c¸c nót vµ lùa chän ph¬ng thøc ®iÒu chØnh ®iÖn ¸p trong m¹ng ®iÖn
8.1 Xác định điện áp tại các nút
Trong mạng điện có 2 nguồn cung cấp điện là NĐ1, NĐ2. Tất cả các tổ máy phát đều có cùng công suất. NĐ1 có 6 tổ máy, còn nhiệt điện 2 có 4 tổ máy. Chọn thanh góp 110 kV của NĐ1 là nút điêện áp cơ sở.
Trong các chế độ phụ tải cực đại và chế độ sau sự cố, chọn điện áp Ucs =121 kV ; còn trong chế độ phụ tải cực tiểu lấy Ucs = 115 kV.
8.1.1 Chế độ phụ tải cực đại
1) Phụ tải số 1
Do điện áp trên thanh cái cao áp của NMĐ khi phụ tải cực đại bằng 110% điện áp định mức của mạng điện nên ta có:
UNĐ = 110% . 110 = 121 kV
Tổn thất điện áp trên đường dây:
ΔUD1 =
=
Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp I:
U1 = UNĐ - ΔUD1 = 121-5,982 = 115,018 kV
Tổn thất điện áp trong máy biến áp:
Điện áp phía hạ áp của TBA1 quy đổi về phía cao áp:
U’H1 = U1 – ΔUb1 =115,018- 2,880 = 112,138 kV
2) Đường dây NĐ1-6-NĐ2
Do điện áp trên thanh cái cao áp của NĐ1 khi phụ tải cực đại bằng 110% điện áp định mức của mạng điện nên ta có:
UNĐ = 110% . 110 = 121 kV
Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ1-6:
ΔUD6-I =
=
Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp 6:
U6 = UNĐ - ΔUD6-I = 121-1,735 = 119,265 kV
Tổn thất điện áp trong máy biến áp:
Điện áp phía hạ áp của TBA6 quy đổi về phía cao áp:
U’6 = U6 – ΔUb6 =119,265- 3,134 = 116,131 kV
Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ2-6:
ΔUD6-II =
=
Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐ2 bằng:
UNĐ2 = U6 + DUD6-II = 119,265+4,664 = 123,93 kV
3) Phụ tải số 7
Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐ2 bằng:
UNĐ2 = 123,93 kV
Tổn thất điện áp trên đường dây:
ΔUD7 =
=
Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp I:
U7 = UNĐ2 - ΔUD7 = 123,93-5,699 = 118,231 kV
Tổn thất điện áp trong máy biến áp:
Điện áp phía hạ áp của TBA1 quy đổi về phía cao áp:
U’N7 = U7 – ΔUb7 =118,231- 3,125 = 115,106 kV
TÝnh to¸n t¬ng tù víi c¸c ®êng d©y N§1-2; N§1-3; N§1-4; N§1-5; N§2-8; N§2-9. Ta cã kÕt qu¶ cho trong b¶ng nh sau:
B¶ng 8.1: Gi¸ trÞ ®iÖn ¸p trªn thanh gãp h¹ ¸p quy vÒ cao ¸p cña
c¸c phô t¶i trong chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i
Th«ng sè
Phô t¶i
, W
S’i , MVA
DUdi , kV
Ui , kV
Sbi , MVA
, W
DUb, kV
U’Ni , kV
1
11,90+j15,47
37,707+j17,783
5,982
115,018
36,091+j17,542
0,72+j17,4
2,880
112,138
2
10,28+j16,11
44,071+j23,598
6,886
114,114
42,078+j22,320
0,435+j11
2,312
111,802
3
10,56+j13,73
39,794+j21,551
5,918
115,082
38,106+j20,963
0,72+j17,4
3,408
111,674
4
11,67+j15,17
41,936+j16,267
6,084
114,916
40,105+j15,699
0,72+j17,4
2,628
112,288
5
11,67+j15,17
39,955+j21,554
6,556
114,444
38,108+j20,963
0,72+j17,4
3,427
111,017
7
11,07+j14,39
37,678+j20,096
5,699
118,231
36,095+j19,741
0,72+j17,4
3,125
115,106
8
9,62+j12,51
33,204+j15,875
4,180
119,750
32,098+j17,773
0,935+j21,75
3,479
116,271
9
12,94+j31,14
33,561+j20,297
8,604
115,326
32,091+j17,799
0,87+j22
3,637
111,688
8.1.2 Chế độ phụ tải cực tiÓu
1) Phụ tải số 1
Do điện áp trên thanh cái cao áp của NMĐ khi phụ tải cực tiÓu bằng 105% điện áp định mức của mạng điện nên ta có:
UNĐ = 105% . 110 = 115 kV
Tổn thất điện áp trên đường dây:
ΔUD1 =
=
Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp I:
U1 = UNĐ - ΔUD1 = 115-2,880 = 112,120 kV
Tổn thất điện áp trong máy biến áp:
Điện áp phía hạ áp của TBA1 quy đổi về phía cao áp:
U’H1 = U1 – ΔUb1 =112,120 - 2,954 = 109,166 kV
2) Đường dây NĐ1-6-NĐ2
Do điện áp trên thanh cái cao áp của NĐ1 khi phụ tải cực tiÓu bằng 105% điện áp định mức của mạng điện nên ta có:
UNĐ = 105% . 110 = 115 kV
Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ1-6:
ΔUD6-I =
=
Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp 6:
U6 = UNĐ - ΔUD6-I = 115-2,864 = 112,136 kV
Tổn thất điện áp trong máy biến áp:
Điện áp phía hạ áp của TBA6 quy đổi về phía cao áp:
U’6 = U6 – ΔUb6 =112,136 – 3,428 = 108,708 kV
Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ2-6:
ΔUD6-II =
=
Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐ2 bằng:
UNĐ2 = U6 + DUD6-II = 112,136+2,97 = 115,106 kV
3) Phụ tải số 7
Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐ2 trong chế độ phụ tải cực tiểu bằng:
UNĐ2 = 115,106 kV
Tổn thất điện áp trên đường dây:
ΔUD7 =
=
Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp I:
U7 = UNĐ2 - ΔUD7 = 115,106-2,823 = 112,274 kV
Tổn thất điện áp trong máy biến áp:
Điện áp phía hạ áp của TBA1 quy đổi về phía cao áp:
U’N7 = U7 – ΔUb7 =112,274- 3,291 = 108,983 kV
TÝnh to¸n t¬ng tù víi c¸c ®êng d©y N§1-2; N§1-3; N§1-4; N§1-5; N§2-8; N§2-9. Ta cã kÕt qu¶ cho trong b¶ng nh sau:
B¶ng 8.2: Gi¸ trÞ ®iÖn ¸p trªn thanh gãp h¹ ¸p quy vÒ cao ¸p cña c¸c
phô t¶i trong chÕ ®é phô t¶i cùc tiÓu
Th«ng sè
Phô t¶i
, W
S’i , MVA
DUdi , kV
Ui , kV
Sbi , MVA
, W
DUb, kV
U’Ni,kV
1
11,90+j15,47
18,454+j7,216
2,880
112,120
18,046+j8,771
1,44+j34,8
2,954
109,166
2
10,28+j16,11
21,547+j9,792
3,298
111,702
21,039+j11,160
0,87+j22
2,362
109,340
3
10,56+j13,73
19,479+j9,204
2,888
112,112
19,053+j10,482
1,44+j34,8
3,498
108,614
4
11,67+j15,17
20,517+j6,416
2,928
112,072
20,053+j7,850
1,44+j34,8
2,695
109,376
5
11,67+j15,17
19,516+j9,047
3,174
111,826
19,053+j10,482
1,44+j34,8
3,057
108,319
7
11,07+j14,39
18,447+j8,462
2,832
112,274
18,048+j9,871
1,44+j34,8
3,291
108,983
8
9,62+j12,51
16,331+j7,585
2,189
112,917
16,049+j8,886
1,87+j43,5
3,689
109,228
9
12,94+j31,14
16,417+j8,235
4,073
111,033
16,023+j8,325
0,87+j22
1,775
109,258
8.1.3 Chế độ sau sù cè
1) Phụ tải số 1
Do điện áp trên thanh cái cao áp của NMĐ ở chế độ sau sự cố bằng 110% điện áp định mức của mạng điện nên ta có:
UNĐ = 110% . 110 = 121 kV
Tổn thất điện áp trên đường dây:
ΔUD1 =
=
Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp I:
U1 = UNĐ - ΔUD1 = 121-13,074 = 107,926 kV
Tổn thất điện áp trong máy biến áp:
Điện áp phía hạ áp của TBA1 quy đổi về phía cao áp:
U’H1 = U1 – ΔUb1 =107,926- 3,069 = 104,857 kV
2) Đường dây NĐ1-6-NĐ2
Do điện áp trên thanh cái cao áp của NĐ1 ở chế độ sau sự cố bằng 110% điện áp định mức của mạng điện nên ta có:
UNĐ = 110% . 110 = 121 kV
Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ1-6:
ΔUD6-I =
=
Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp 6:
U6 = UNĐ - ΔUD6-I = 121-4,867 = 116,133 kV
Tổn thất điện áp trong máy biến áp:
Điện áp phía hạ áp của TBA6 quy đổi về phía cao áp:
U’6 = U6 – ΔUb6 =116,133- 3,218 = 112,915 kV
Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ2-6:
ΔUD6-II =
=
Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐ2 bằng:
UNĐ2 = U6 + DUD6-II = 116,133+4,259 = 120,392 kV
3) Phụ tải số 7
Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐ2 bằng:
UNĐ2 = 120,392 kV
Tổn thất điện áp trên đường dây:
ΔUD7 =
=
Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp I:
U7 = UNĐ2 - ΔUD7 = 120,392-12,768 = 107,624 kV
Tổn thất điện áp trong máy biến áp:
Điện áp phía hạ áp của TBA1 quy đổi về phía cao áp:
U’N7 = U7 – ΔUb7 =107,624- 3,433 = 104,191 kV
TÝnh to¸n t¬ng tù víi c¸c ®êng d©y N§1-2; N§1-3; N§1-4; N§1-5; N§2-8; N§2-9. Ta cã kÕt qu¶ cho trong b¶ng nh sau:
B¶ng 8.3: Gi¸ trÞ ®iÖn ¸p trªn thanh gãp h¹ ¸p quy vÒ cao ¸p cña c¸c
phô t¶i trong chÕ ®é sau sù cè
Th«ng sè
Phô t¶i
, W
S’i , MVA
DUdi , kV
Ui , kV
Sbi , MVA
, W
DUb, kV
U’Ni , kV
1
23,80+j30,94
39,134+j21,027
13,074
107,926
36,091+j17,542
0,72+j17,4
3,069
104,857
2
20,56+j32,22
46,037+j27,918
15,257
105,743
42,078+j22,320
0,435+j11
2,495
103,249
3
21,12+j27,46
41,469+j24,758
12,857
106,143
38,106+j20,963
0,72+j17,4
3,627
104,517
4
23,34+j30,34
43,747+j19,752
13,391
107,609
40,105+j15,699
0,72+j17,4
2,807
104,802
5
23,34+j30,34
41,805+j25,092
14,356
106,644
38,108+j20,963
0,72+j17,4
3,678
102,967
7
22,14+j28,78
39,250+j23,216
12,768
107,624
36,095+j19,741
0,72+j17,4
3,433
104,191
8
19,24+j25,02
34,290+j20,081
9,653
110,739
32,098+j17,773
0,935+j21,75
3,762
106,977
9
12,94+j31,14
33,585+j21,008
9,044
111,348
32,091+j17,799
0,87+j22
3,767
107,581
B¶ng 8.4: tæng hîp kÕt qña ®iÖn ¸p trªn thanh gãp h¹ ¸p quy vÒ cao ¸p
cña c¸c tr¹m trong c¸c chÕ ®é
TBA
ChÕ ®é
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Phô t¶i cùc ®¹i
112,138
111,802
111,674
112,288
111,017
116,131
115,106
116,271
111,688
Phô t¶i cùc tiÓu
109,166
109,340
108,614
109,376
108,319
108,708
108,983
109,228
109,258
Sau sù cè
104,857
103,249
104,517
104,802
102,967
112,915
104,191
106,977
107,581
8.2 Lựa chọn phương án điều chỉnh điện áp
Điện áp là một trong những chỉ tiêu chất lượng điện năng quan trọng. Nó ảnh hưởng nhiều đến chỉ tiêu kinh tế và kỹ thuật của các hộ tiêu thụ. Các thiết bị điện chỉ có thể làm việc tốt trong những trường hợp điện năng có chất lượng cao.
Chất lượng điện năng được đánh giá thông qua các chỉ tiêu về độ lệch điện áp, độ dao động điện áp , sự không đối xứng và không sin. Trong đó chỉ tiêu về độ lệch điện áp là chỉ tiêu quan trọng nhất. Để đảm bảo được độ lệch điện áp ở các hộ tiêu thụ trong phạm vi cho phép ta cần phải tiến hành điều chỉnh điện áp theo các cách sau:
+ Thay đổi điện áp các máy phát trong nhà máy điện.
+ Thay đổi tỷ số biến trong các trạm biến áp (chọn đầu điều chỉnh của các máy biến áp)
+ Thay đổi các dòng công suất phản kháng truyền tải trong mạng điện .
Thực tế cho thấy thì đối với những mạng điện lớn không thể điều chỉnh điện áp bằng cách thay đổi điện áp tại nhà máy điện, và thay đổi các dòng công suất phản kháng trên đường dây cũng không thể đáp ứng được nhu cầu về điều chỉnh điện áp vì các lý do khác nhau như: Độ ổn định các hệ thống, vận hành phức tạp và vốn đầu tư cao. Do đó phương pháp điều chỉnh điện áp của các máy biến áp trong các trạm biến áp được dùng rộng rãi để điều chỉnh điện áp.
Yêu cầu điều chỉnh điện áp được phân thành 2 loại:
+ Yêu cầu điều chỉnh điện áp thường:
Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của máy biến áp trong tình trạng vận hành bình thường phải thoã mãn các yêu cầu về độ lệch điện áp trong các chế độ:
- Phụ tải cực đại : ΔU1cp% ≥ 2,5%
- Phụ tải cực tiểu: ΔU2cp% ≤ 7,5%
- Chế độ sự cố : ΔU3cp% ≥ - 2,5%
+ Yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường:
Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của máy biến áp trong tình trạng vận hành bình thường phải thoã mãn các yêu cầu về độ lệch điện áp:
- Phụ tải cực đại : ΔU1cp% = 5%
- Phụ tải cực tiểu: ΔU2cp %= 0%
- Chế độ sự cố : ΔU3cp% = 0 - 5 %
Việc điều chỉnh điện áp được tiến hành theo các bước sau:
- Tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm quy về phía cao áp trong các chế độ.
- Tính các giá trị điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của các trạm trong các chế độ.
Uiyc = Uđm + Uicp%. Uđm
- Tính điện áp đầu điều chỉnh.
Uiđc =
Trong đó : UHi là điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm ở chế độ i với máy biến áp có UN% >7,5 %
Ta có: Uhđm = 1,1. Uđm =1,1.22 = 24,2 kV
- Chọn đầu điều chỉnh gần nhất.
Điện áp của đầu tiêu chuẩn được tính theo:
Uitc = Ucđm +
Trong đó : n - Số thứ tự tiêu chẩn đã chọn.
e% - Phạm vi điều chỉnh giữa 2 đầu điều chỉnh liên tiếp.
Ucđm- Điện áp định mức cao (115 kV).
- Tính các giá trị thực của điện áp trên thanh góp hạ áp :
UHit =
- Kiểm tra độ lệch điện áp thực :
DUi% = .100%.
Các trạm đều dùng các MBA có phạm vi điều chỉnh điện áp là +9x1,78% có Ucđm = 115 kV; Uhđm = 1,1. Uđm = 1,1.22 = 24,2 kV.
Bảng 8.5: Các đầu điều chỉnh điện áp tiêu chuẩn
n
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
U (kV)
115
117,05
119,1
121,15
123,2
125,25
127,3
129,35
131,4
133,45
n
0
-1
-2
-3
-4
-5
-6
-7
-8
-9
U (kV)
115
112,95
110,9
108,85
106,8
104,75
102,7
100,65
98,6
96,55
Máy biến áp không có điều áp dưới tải có 5 đầu ra điều chỉnh. Tương ứng thứ tự các đầu điều chỉnh tiêu chuẩn là từ 0-4. Với độ lệch điện áp của của mỗi đầu điều chỉnh là 2,5%Ucđm. Vậy phạm vi điều chỉnh điện áp của máy biến áp là . Từ đó ta tính được các giá trị điện áp tương ứng với các đầu điều chỉnh tiêu chuẩn của máy biến áp không điều áp dưới tải.
Bảng 8.6: Các đầu điều chỉnh tiêu chuẩn của MBA
không điều áp dưới tải
Thứ tự đầu điều chỉnh tiêu chuẩn
Điện áp (kV)
0
115
1
117,875
2
120,75
-1
112,125
-2
109,25
Bảng 8.7: Yêu cầu về điều chỉnh điện áp và loại phụ tải
Các hộ tiêu thụ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
YC ĐCĐA
KT
T
T
KT
T
T
KT
T
T
Loại phụ tải
I
I
I
I
I
I
I
I
III
Độ lệch điện áp trên thanh cái của trạm phải thoả mãn điều kiện :
- Chế độ phụ tải cực đại:
U1yc = Udm + U1cp%. Udm = 22+5%.22 = 23,1 kV
- Chế độ phụ tải cực tiểu:
U2yc = Udm + U2cp%. Udm = 22+0%.22 = 22 kV
- Chế độ sự cố :
U3yc = Udm + U3cp%. Udm = 22+5%.22 = 23,1 kV
8.2.1 Phụ tải 1
Yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Trước tiên ta chọn máy biến áp không điều chỉnh dưới tải xem có thoả mãn yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường hay không. Ta có điện áp đầu phân áp:
Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Udctc = 119,1 kV
Điện áp thực trên thanh góp hạ áp:
Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp:
≠ ΔU1cp% = 5%.
@ 0% =ΔU2cp%
≠ ΔU3cp% = 0-5%.
Vậy đầu điều chỉnh điện áp không đạt yêu cầu, do đó trạm biến áp 1 ta chọn máy biến áp điều chỉnh dưới tải. Ta có điện áp các đầu phân áp:
+ Chế độ phụ tải cực đại:
Ta chọn điện áp tiêu chuẩn gần nhất: Utc1 = 117,05 kV
+ Chế độ phụ tải cực tiểu:
Ta chọn điện áp tiêu chuẩn gần nhất: Utc2 = 119,1 kV
+ Chế độ sau sự cố:
Ta chọn điện áp tiêu chuẩn gần nhất: Utc3 = 108,85 kV
Điện áp thực trên thanh góp hạ áp và độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp:
≈ ΔU1cp = 5%.
≈ ΔU2cp = 0%.
≈ ΔU3cp =0- 5%.
Vậy các đầu đã chọn thoã mãn yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường.
8.2.2 Phụ tải 2
Yêu cầu điều chỉnh điện áp thường. Trước tiên ta chọn máy biến áp không điều chỉnh dưới tải xem có thoả mãn yêu cầu điều chỉnh điện áp thường hay không. Ta có điện áp đầu phân áp:
Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Udctc = 119,1 kV
Điện áp thực trên thanh góp hạ áp:
Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp:
> ΔU1cp% = 2,5%
< ΔU2cp% = 7,5%
< ΔU3cp% = - 2,5%
Vậy đầu điều chỉnh điện áp không đạt yêu cầu, do đó trạm biến áp 2 ta chọn máy biến áp điều chỉnh dưới tải. Ta có điện áp các đầu phân áp:
+ Chế độ phụ tải cực đại:
Ta chọn điện áp tiêu chuẩn gần nhất: Utc1 = 117,05 kV
+ Chế độ phụ tải cực tiểu:
Ta chọn điện áp tiêu chuẩn gần nhất: Utc2 = 121,15 kV
+ Chế độ sau sự cố:
Ta chọn điện áp tiêu chuẩn gần nhất: Utc3 = 108,85 kV
Điện áp thực trên thanh góp hạ áp và độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp:
> 2,5%
<7,5%
>-2,5%
Vậy các đầu đã chọn thoã mãn yêu cầu điều chỉnh điện áp thường.
TÝnh to¸n t¬ng tù cho c¸c TBA3, TBA4, TBA5, TBA6 , TBA7, TBA8, TBA9. KÕt qu¶ tÝnh to¸n ®îc cho ë b¶ng:
B¶ng 8.8: KÕt qu¶ tÝnh ®Çu ph©n ¸p ®èi víi MBA thêng
TS
TBA
§iÖn ¸p c¸c chÕ ®é, kV
Upa1,
kV
Upa2,
kV
Upatb,
kV
U®ctc,
kV
UH1,
kV
UH2,
kV
UH3,
kV
DU1,
%
DU2,
%
DU3,
%
PTC§
PTCT
Sau sù cè
TBA1
112,14
109,17
104,86
117,48
120,08
118,78
119,10
22,79
22,18
21,31
3,57
0,83
-3,15
TBA2
111,80
109,34
103,25
117,13
120,27
118,70
119,1
22,72
22,22
20,98
3,26
0,99
-4,64
TBA3
111,67
108,61
104,52
116,99
119,48
118,23
119,10
22,69
22,07
21,24
3,14
0,32
-3,47
TBA4
112,29
109,38
104,80
117,64
120,31
118,97
119,10
22,82
22,22
21,29
3,71
1,02
-3,21
TBA5
111,02
108,32
102,97
116,30
119,15
117,73
117,05
22,95
22,39
21,29
4,33
1,79
-3,23
TBA6
116,13
108,71
112,92
121,66
119,58
120,62
121,15
23,20
21,71
22,56
5,44
-1,30
2,52
TBA7
115,11
108,98
104,19
120,59
119,88
120,23
121,15
22,99
21,77
20,81
4,51
-1,05
-5,40
TBA8
116,27
109,23
106,98
121,81
120,15
120,98
121,15
23,23
21,82
21,37
5,57
-0,83
-2,87
TBA9
111,69
109,26
107,58
117,01
120,18
118,60
119,10
22,69
22,20
21,86
3,15
0,91
-0,64
B¶ng 8.9: KÕt qu¶ tÝnh ®Çu ph©n ¸p ®èi víi MBA §ADT
TS
TBA
§iÖn ¸p c¸c chÕ ®é, kV
Upa1,
kV
U®ctc1,
kV
UH1,
kV
DU1,
%
Upa2,
kV
U®ctc2,
kV
UH2,
kV
DU2,
%
Upa3,
kV
U®ctc3,
kV
UH3,
kV
DU3,
%
PTC§
PTCT
Sau sù cè
TBA1
112,14
109,17
104,86
117,48
117,05
23,18
5,38
120,08
119,10
22,18
0,83
109,85
108,85
23,31
5,96
TBA2
111,80
109,34
103,25
117,13
117,05
23,12
5,07
120,27
121,15
21,84
-0,7
108,17
108,85
22,96
4,34
TBA3
111,67
108,61
104,52
116,99
117,05
23,09
4,95
119,48
119,10
22,07
0,32
109,49
108,85
23,24
5,62
TBA4
112,29
109,38
104,80
117,64
117,05
23,22
5,52
120,31
121,15
21,85
-0,7
109,79
110,90
22,87
3,95
TBA5
111,02
108,32
102,97
116,30
117,05
22,95
4,33
119,15
119,10
22,01
0,04
107,87
108,85
22,89
4,05
TBA6
116,13
108,71
112,92
121,66
121,15
23,20
5,44
119,58
119,10
22,09
0,40
118,29
119,10
22,94
4,29
TBA7
115,11
108,98
104,19
120,59
121,15
22,99
4,51
119,88
119,10
22,14
0,66
109,15
108,85
23,16
5,29
TBA8
116,27
109,23
106,98
121,81
121,15
23,23
5,57
121,15
121,15
21,82
-0,8
112,07
112,95
22,92
4,18
TBA9
111,69
109,26
107,58
117,01
117,05
23,09
4,96
120,18
119,10
22,20
0,91
112,70
112,95
23,05
4,77
Dùa theo kÕt qu¶ tÝnh to¸n ®· cho ë b¶ng ta cã:
- Víi MBA thêng th× chØ cã TBA6 vµ TBA9 lµ chän ®îc ®Çu ph©n ¸p tho¶ m·n, cô thÓ TBA6 lµ ®Çu ph©n ¸p n=3, cßn TBA9 lµ ®Çu ph©n ¸p n=2.
- Víi MBA §CDT th× tÊt c¶ c¸c TBA ®Òu chän ®îc ®Çu ph©n ¸p tho¶ m·n yªu cÇu ®iÒu chØnh ®iÖn ¸p cña phô t¶i. Nhng víi TBA6 vµ TBA9 ta ®¨ chän ®îc MBA thêng nªn ta sÏ kh«ng sö dông MBA §CDT.
B¶ng 8.10: KÕt qu¶ chän ®Çu ph©n ¸p ®èi víi MBA thêng
Tr¹m
1
2
3
4
5
6
7
8
9
§Çu PA
Kh«ng chän ®îc
Kh«ng chän ®îc
Kh«ng chän ®îc
Kh«ng chän ®îc
Kh«ng chän ®îc
3
Kh«ng chän ®îc
Kh«ng chän ®îc
2
B¶ng 8.11: KÕt qu¶ chän ®Çu ph©n ¸p ®èi víi MBA §CDT
TS
TBA
§Çu ph©n ¸p
Max
Min
Sù cè
TBA1
1
2
-3
TBA2
1
3
-3
TBA3
1
2
-3
TBA4
1
3
-2
TBA5
1
2
-3
TBA7
3
2
-3
TBA8
3
3
-1
8.2.3 M¸y biÕn ¸p t¨ng ¸p
§èi víi m¸y biÕn ¸p hai cuén d©y trong c¸c tr¹m t¨ng ¸p cña c¸c nhµ m¸y ®iÖn, ®Çu ®iÒu chØnh tÝnh to¸n trong chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt, ®îc x¸c ®Þnh theo c«ng thøc:
U®c max =
§èi víi chÕ ®é phô t¶i nhá nhÊt:
U®c min =
Trong ®ã:
UFmax , UFmin : ®iÖn ¸p trªn thanh gãp ®iÖn ¸p m¸y ph¸t (hay trªn cùc m¸y ph¸t) trong c¸c chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt vµ nhá nhÊt t¬ng øng;
UF®m : ®iÖn ¸p ®Þnh møc cña m¸y ph¸t;
Umax , Umin : ®iÖn ¸p trªn thanh gãp cao ¸p cña tr¹m trong c¸c chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt vµ nhá nhÊt;
DUbmax , DUbmin : tæn thÊt ®iÖn ¸p trong m¸y biÕn ¸p ®èi víi chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt vµ nhá nhÊt;
Bëi v× c¸c m¸y biÕn ¸p t¨ng ¸p trong c¸c nhµ m¸y ®iÖn thêng lµ c¸c m¸y biÕn ¸p kh«ng ®iÒu chØnh díi t¶i, do ®ã cÇn ph¶i chän ®Çu ®iÒu chØnh trung b×nh:
U®c = (U®c max + U®c min)/2
Sau ®ã tiÕn hµnh chän ®Çu ®iÒu chØnh tiªu chuÈn gÇn nhÊt víi gi¸ trÞ tÝnh to¸n U®c . §ång thêi x¸c ®Þnh c¸c gi¸ trÞ thùc cña ®iÖn ¸p vµ kiÓm tra c¸c ®é lÖch cña ®iÖn ¸p trªn thanh gãp ®iÖn ¸p m¸y ph¸t trong c¸c chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt, nhá nhÊt, vµ sau sù cè.
§iÖn ¸p cña ®Çu ®iÒu chØnh tiªu chuÈn x¸c ®Þnh theo c«ng thøc sau:
Utc = Uc®m +
§ång thêi c¸c m¸y biÕn ¸p t¨ng ¸p cã ph¹m vi ®iÒu chØnh + 2x 2,5% Uc®m (Uc®m lµ ®iÖn ¸p ®Þnh møc cña cuén d©y cao ¸p cña m¸y biÕn ¸p; Uc®m =115 kV).
Kh¶ n¨ng ®iÒu chØnh ®iÖn ¸p cña c¸c m¸y ph¸t chØ trong giíi h¹n + 5% UF®m . Do ®ã trong chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt ®iÖn ¸p ®Çu cùc m¸y ph¸t UF®m = 1,05 UF®m ; cßn ®èi víi chÕ ®é phô t¶i nhá nhÊt UFmin = 0,95UF®m .
C¸c gi¸ trÞ thùc cña ®iÖn ¸p trªn thanh gãp m¸y ph¸t ®îc tÝnh theo c¸c c«ng thøc díi ®©y:
+ ChÕ ®é phô t¶i lín nhÊt:
UFt max =
+ ChÕ ®é phô t¶i nhá nhÊt:
UFt min =
§é lÖch ®iÖn ¸p trªn cùc m¸y ph¸t trong chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt:
§é lÖch ®iÖn ¸p trªn cùc m¸y ph¸t trong chÕ ®é phô t¶i nhá nhÊt:
Qu¸ tr×nh tÝnh to¸n cô thÓ nh sau:
UF®m = 10,5 kV; UFmax= 1,1.10,5 = 11,025 kV; UFmin = 0,95.10,5 =9,975 kV;
MBA t¨ng ¸p trong tr¹m I:
= 0,87+j22 W
MBA t¨ng ¸p trong tr¹m II:
= 0,87+j22 W
TÝnh to¸n víi TBA t¨ng ¸p I:
U1max =121 kV; U1min = 115 kV;
ChÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i: = 40+j20,49 MVA
ChÕ ®é phô t¶i cùc tiÓu: = 40+j19,37 MVA
Do ®ã:
DU1bmax =
DU1bmin =
U1®c max =
U1®c min =
U1®c = 0,5.(115,638+121,09) = 118,364 kV
TiÕn hµnh chän ®Çu ®iÒu chØnh tiªu chuÈn gÇn víi ®Çu ®iÒu chØnh tÝnh to¸n ®îc: Utc = 120,75 kV
U1Ft max =
U1Ft min =
< 5%
> -5%
VËy ®Çu ®iÒu chØnh tiªu chuÈn ®· chän lµ phï hîp.
TÝnh to¸n víi TBA t¨ng ¸p II:
U2max =123,93 kV; U2min = 115,106 kV;
ChÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i: = 33,1+j14,37 MVA
ChÕ ®é phô t¶i cùc tiÓu: = 31,48+j3,76 MVA
Do ®ã:
DU2bmax =
DU2bmin =
U2®c max =
U2®c min =
U2®c = 0,5.(118,058+121,173) = 119,615 kV
TiÕn hµnh chän ®Çu ®iÒu chØnh tiªu chuÈn gÇn víi ®Çu ®iÒu chØnh tÝnh to¸n ®îc: Utc = 120,75 kV
U2Ft max =
U2Ft min =
< 5%
> -5%
VËy ®Çu ®iÒu chØnh tiªu chuÈn ®· chän lµ phï hîp.
CHƯƠNG 9: TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN
9.1 Tính toán tổn thất diện năng
+ Tæn thÊt ®iÖn n¨ng trªn c¸c ®êng d©y (như kết quả tính được):
SΔAđ d = SΔPđ d .τ = 43130,65 MWh
+ Tæn thÊt ®iÖn n¨ng trong c¸c tr¹m biÕn ¸p:
TBA1:
ΔAb1 = 2.ΔP0.t +0,5.ΔPb1.τ = 2.0,042.8760+0,5.0,175.3302,5
= 1012,38MWh
Bảng 9.1: Tổn thất điện năng trong các TBA hạ áp
TBA1
TBA2
TBA3
TBA4
TBA5
TBA6
TBA7
TBA8
TBA9
S®mB,
MVA
40
63
40
40
40
32
40
32
63
DPn , kW
175
260
175
175
175
145
175
145
260
DP0 ,
kW
42
59
42
42
42
35
42
35
59
Smax ,
MVA
39,13
46,67
42,20
42,10
42,20
34,78
40,00
35,60
35,60
DABi,
MWh
1012,38
1269,28
1057,47
1055,95
1057,47
896,04
1024,81
909,53
791,02
SDAB,
MWh
9073,95
+ Vậy tổn thất điện năng trong mạng điện là :
SΔAmđ =SΔAđ d +SDAB =43130,65 + 9073,95 = 52204,6 MWh
+ Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được trong năm:
AS = SPmax.Tmax = 326.4900 = 1597400 MWh
+ Tổn thất điện năng trong mạng điện tính theo phần trăm:
DA% =
9.2 Vốn đầu tư của mạng điện
Tổng các vốn đầu tư của mạng điện :
K=Kd + KTBA
1) Vốn đầu tư của đường dây
Như đã tính toán ở phần trước ta có Kd = 249,06.109 đ
2) Vốn đầu tư trạm biến áp
Ta có : KTBA = KBA +KMC +KDCL + KTBB
Trong đó :
KBA : Vốn đầu tư cho máy biến áp
KMC : Vốn đầu tư cho máy cắt
KDCL : Vốn đầu tư cho dao cách ly
KTBB : Vốn đầu tư cho thiết bị bù
Ta có :
Suất đầu tư cho một trạm biến áp 32000/110 là: 22.109 đ
Suất đầu tư cho một trạm biến áp 40000/110 là: 25.109 đ
Suất đầu tư cho một trạm biến áp 63000/110 là: 35.109 đ
Do các trạm đặt 2 MBA nên suất đầu tư bằng 1,8 lần so với đặt 1 MBA.
Do đó :
KTBA=1,8.(25+35+25+25+25+22+25+22).109 + 35.109+10.35.109
= 752,2.109 đ
3) Tổng vốn đầu tư cho mạng điện
K=Kd + KTBA = 249,06.109 +752,2.109 = 1001,26.109 đ
9.3 Tính toán giá thành tải điện
9.3.1 Tổng chi phí vận hành hàng năm
Y = avh.Kd + avhtb.KTBA +ΔAS .c
Trong đó:
avh : Hệ số vận hành đường dây ( avh = 0,04)
avhtb : Hệ số vận hành các thiết bị trong các trạm biến áp ( avhtb = 0,1)
Do đó :
Y = 0,04.249,06.109 +0,1.400,2.109 +500.52204,6.103
= 76,0847.109 đ
Chi phí tính toán hàng năm:
Z =atc.K + Y = 0,125.1001,26.109 +76,0847.109 = 201,2422.109 đ
Tổng điện năng phụ tải yêu cầu :
A = ΣPimax.Tmax = 326.4900 =1597400 MWh
Giá thành tải điện :
β = đồng/kWh
K0 = đồng/MW
Tổng tổn thất công suất:
Bảng 9.2: Tổn thất công suất trong các trạm
TBA1
TBA2
TBA3
TBA4
TBA5
TBA6
TBA7
TBA8
TBA9
DPB, MW
0,168
0,189
0,181
0,181
0,181
0,156
0,172
0,160
0,142
Ta c ó: SDPBA = 1,530 MW
ΣΔP = ΔPd +ΔPBA = 13,06+1,530 = 14,59 MW
Tổn thất công suất tính theo % :
ΔP%=
9.4 Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện
STT
Các chỉ tiêu
Đơn vị
Giá trị
Ghi chú
01
ΔUmaxbt%
%
7,41
02
ΔUmaxsc%
%
12,56
03
Tổng chiều dài đường dây
km
706,58
04
Tổng dung lượng các TBA
MVA
516
Cả MBA
tăng áp
05
Vốn đầu tư:
+ Đường dây
+ TBA
Tổng vốn đầu tư:
109 đ
109 đ
109 đ
249,06
752,2
1001,26
06
Tổng phụ tải max
MW
326
07
Điện năng tải hàng năm A
MWh
1597400
08
Tổng tổn thất công suất ΣΔP
MW
14,59
09
Tổng tổn thất công suất ΣΔP%
%
4,475
10
Tổng tổn thất điện năng ΣΔA
MWh
52204,6
11
Tổng tổn thất điện năng ΣΔA%
%
3,268
12
Phí tổn vận hành hàng năm Y
109 đ
76,0847
13
Chi phí vận hành hàng năm
109 đ
201,242
14
Giá thành tải điện b
đ/kWh
47,63
15
Giá thành xây dựng 1 MW công suất cực đại
109đ/MW
3,071
NhËn xÐt:
M¹ng ®iÖn thiÕt kÕ ®¶m b¶o c¸c yªu cÇu vÒ kü thuËt:
§é tin cËy cung cÊp ®iÖn
§¶m b¶o chÊt lîng ®iÖn n¨ng
§¶m b¶o tÝnh linh ho¹t
§¶m b¶o an toµn
§ång thêi m¹ng ®iÖn thiÕt kÕ còng ®¶m b¶o tèi u vÒ kinh tÕ. Do ®ã m¹ng ®iÖn ®· thiÕt kÕ lµ ph¬ng ¸n tèi u.
PHÇN 2: thiÕt kÕ ®êng d©y trung ¸p 22 kV
Ch¬ng 10: ThiÕt kÕ ®êng d©y trung ¸p 22 kV
10.1 S¬ ®å ®Þa lý thiÕt kÕ ®êng d©y
H×nh 10.1: B¶n ®å vÞ trÝ cña tr¹m biÕn ¸p 320 kVA - 22/0,4
Tr¹m TG TBA h¹ ¸p
110kV 320kV¢
TØ lÖ xÝch: 1/10.000
Ghi chó:
Hå níc Ruéng lóa
Víi s¬ ®å ®Þa lý nh h×nh vÏ, ta thiÕt kÕ ®êng d©y gåm 3 tuyÕn ®êng d©y tõ tr¹m TG sang TBA h¹ ¸p gåm 3 tuyÕn ®êng d©y cã chiÒu dµi c¸c tuyÒn lÇn lît lµ 350m, 400m, 350m ch¹y men theo ®êng bê cña hå níc.
10.2 C¸c sè liÖu phôc vô tÝnh to¸n
Môc ®Ých tÝnh to¸n d©y dÉn ®êng d©y t¶i ®iÖn lµ x¸c ®Þnh c¸c ®¹i lîng: ®é vâng f, lùc kÐo cña d©y t¸c dông lªn cét Td , c¸c ®¹i lîng nµy cÇn thiÕt ®Ó kiÓm tra kho¶ng c¸c an toµn tõ d©y dÉn ®Õn mÆt ®Êt ®Ó lùa chän kiÓm tra cét, xµ, mãng trong c¸c tr¹ng th¸i vËn hµnh.
Dùa theo c¸c quy ®Þnh trong: ‘quy ph¹m trang bÞ ®iÖn’ ®êng d©y trªn kh«ng ta ®¸nh gi¸ vµ chän ®îc c¸c sè liÖu ®Ó phôc vô tÝnh to¸n sau nµy.
* Ph©n lo¹i ®êng d©y trªn kh«ng:
ë ®©y theo yªu cÇu thiÕt kÕ ®êng d©y trªn kh«ng ®iÖn ¸p 22 kV do vËy ®êng d©y thuéc ®¼ng cÊp II vµ lµ hé dïng ®iÖn lo¹i III.
B¶ng 10.1
§¼ng cÊp ®êng d©y
§iÖn ¸p ®Þnh møc cña ®êng d©y (kV)
Lo¹i hé dïng ®iÖn
II
35
1-20
Lo¹i 3
BÊt cø lo¹i nµo
* HÖ sè an toµn:
VÒ mÆt c¬ giíi, yªu cÇu d©y dÉn vµ d©y chèng sÐt ph¶i ®¶m b¶o liªn tôc cung cÊp ®iÖn vµ an toµn cho con ngêi.
Trong ®ã:
- sgh : øng suÊt giíi h¹n cña d©y dÉn (d©y nh«m lâi thÐp hoÆc d©y chèng sÐt), N/mm2
- scp : øng suÊt cho phÐp cña vËt liÖu lµm d©y dÉn, N/mm2
§êng d©y thiÕt kÕ sö dông d©y AC-95 gåm 3 ®o¹n ®êng d©y 350m, 400m, 350m víi tæng chiÒu dµi lµ 1100m = 1,1km.
Theo ®Ò bµi ®êng d©y ®îc thiÕt kÕ ®i qua n¬i kh«ng d©n c (ruéng lóa) vµ dïng d©y AC nhiÒu sîi nªn hÖ sè an toµn n = 2.
Tra b¶ng PL 4.1 (HÖ thèng cung cÊp ®iÖn, NguyÔn C«ng HiÒn (chñ biªn), NguyÔn M¹nh Ho¹ch) ®îc sgh = 1175 N/mm2 nªn:
scp = 1175/2 = 587,5 N/mm2
* Vïng khÝ hËu:
Vïng khÝ hËu tÝnh to¸n ®îc chia thµnh 4 lo¹i. Mçi vïng khÝ hËu cã c¸c th«ng sè kh¸c nhau vÒ nhiÖt ®é, tèc ®é cña giã lóc nhiÖt ®é kh«ng khÝ thÊp nhÊt vµ lóc b·o. §êng d©y trªn kh«ng thiÕt kÕ ®i qua vïng ®ång b»ng B¾c Bé nªn ta sö dông th«ng sè vïng khÝ hËu III.
B¶ng 10.2: Sè liÖu vÒ vïng khÝ hËu III
§iÒu kiÖn tÝnh to¸n
Vïng khÝ hËu III
Lóc nhiÖt ®é kh«ng khÝ thÊp nhÊt
NhiÖt ®é q, 0C
Tèc ®é giã, v/m
5
0
Lóc nhiÖt ®é kh«ng khÝ cao nhÊt
NhiÖt ®é q, 0C
- Tèc ®é giã, v/m
40
0
Lóc b·o
NhiÖt ®é q, 0C
- Tèc ®é giã, v/m
25
35
* Tû träng c¬ giíi t¸c dông lªn d©y (tû t¶i): N/m.mm2
+ Tû t¶i do träng lîng b¶n th©n d©y (g1):
g: Träng lîng cña 1m d©y dÉn (kg/m)
F: TiÕt diÖn thùc tÕ cña d©y phøc hîp
F = FA + FFe
+ Tû t¶i do ¸p lùc giã lªn d©y (g2):
Søc Ðp cña giã lªn 1m d©y:
a: HÖ sè biÓu thÞ sù ph©n bè kh«ng ®ång ®Òu cña giã lªn kho¶ng cét. Víi tèc ®é giã v = 25 m/s th× a = 0,75
Cx : HÖ sè ®éng lùc cña kh«ng khÝ phô thuéc bÒ mÆt chÞu giã. Víi d©y dÉn cã ®êng kÝnh < 15 mm th× Cx = 1,1
Tû t¶i cña giã (t¶i träng do giã thæi lªn d©y trong kho¶ng cét):
+ Tû t¶i tæng hîp:
Tra b¶ng PL 5.3 vµ PL 4.3 (HÖ thèng cung cÊp ®iÖn), t×m ®îc t¶i träng vµ sè liÖu tÝnh to¸n cña d©y AC-95:
B¶ng 10.3: Sè liÖu vÒ d©y AC-95
M· d©y
FA
[mm2]
FFe
[mm2]
g1
[103N/m.mm]
g2
[103N/m.mm]
g3
[103N/m.mm]
AC-95
95,4
15,9
36,5
75,6
84,5
B¶ng 10.4: §Æc tÝnh c¬ lý cña d©y dÉn
VËt liÖu
dgh
(N/mm2)
dcp
(N/mm2)
E
(N/mm2)
a
(1/ 0C)
b = 1/E
(mm2/N)
A
157
78,5
61,6.103
23.10-6
10,23.10-6
Fe
1175
587,5
196.103
12.10-6
5,1.10-6
10.3 Lùa chän vµ tÝnh to¸n c¸c phÇn tö trªn ®êng d©y
1) Lùa chän c¸c phÇn tö
a) Lùa chän cét
TuyÕn ®êng d©y 22 kV gåm 3 ®o¹n ®êng d©y 350m, 400m, 350m víi tæng chiÒu dµi lµ 1,1 km. Víi kho¶ng cét lín nhÊt lµ 100m th× tæng sè cét cña toµn tuyÕn ®êng d©y lµ 17. Mçi ®o¹n ®êng d©y ®Òu gåm 4 kho¶ng cét. Dù ®Þnh chän toµn tuyÕn dïng cét bª t«ng ly t©m LT12. T¹i c¸c vÞ trÝ trung gian ®Æt cét LT12B, t¹i vÞ trÝ ®Çu vµ cuèi tuyÕn ®êng d©y ®Æt cét LT12C
B¶ng 10.5: Th«ng sè kü thuËt cña cét bª t«ng ly t©m cña nhµ m¸y
Bª T«ng §«ng Anh
Lo¹i
Quy c¸ch
D1/D2-H
M¸c bª t«ng
V (m3)
M (kg)
Lùc ®Çu cét Pcp(kg)
LT12B
190/3-10000
400
0,44
1200
720
LT12C
190/300-10000
400
0,44
1200
900
b. Chän xµ, sø
C¸c cét trung gian dïng xµ ®¬n X1, c¸c cét cuèi dïng xµ kÐp X2
Tæng sè xµ sÏ ®îc sö dông cho ®êng d©y 9X1 + 4X2
Xµ lµm b»ng thÐp gãc L73x73x7 dµi 2m
KÌm xµ vµ chèng xµ dïng thÐp gãc L60x60x6
C¸c lo¹i xµ vµ c¸ch l¾p xµ ®îc tr×nh bµy trªn h×nh 10.2
c) Chän mãng cét
Dù kiÕn dïng mãng ng¾n kh«ng cÊp
Mãng cét trung gian cã kÝch thíc 1x1,2x2m
Mãng cét ®Çu cuèi cã kÝch thíc 1,2x1,4x2m
2) Søc kÐo vµ ®é vâng cña d©y trong kho¶ng cét
a) Kho¶ng vît giíi h¹n
V× ®©y lµ d©y phøc hîp nªn ph¶i tÝnh øng suÊt gi¶ tëng sgh , tríc hÕt cÇn t×m a0 , b0
+ Tû sè tiÕt diÖn d©y nh«m vµ thÐp:
+ HÖ sè nhiÖt në dµi cña toµn d©y dÉn:
+ HÖ sè gi·n ®µn håi cña toµn d©y dÉn:
TiÕn hµnh tÝnh to¸n d©y dÉn theo phÇn nh«m:
+ øng suÊt cho phÐp cña nh«m khi hÖ sè an toµn lµ 2:
§Ó x¸c ®Þnh øng suÊt gi¶ tëng sgtmin , sbtb·o ta x¸c ®Þnh øng suÊt nhiÖt ph¸t sinh trong phÇn nh«m cña d©y dÉn.
+ Khi qmin = 50C:
+ Khi qb·o = 250C:
øng suÊt gi¶ tëng cña d©y dÉn ®îc x¸c ®Þnh theo c«ng thøc:
Trong ®ã: sTAl lµ øng suÊt cña phÇn nh«m trong d©y dÉn do phô t¶i c¬ giíi g©y nªn:
sTAl = | sAl | - s’Al
+ Khi qmin = 50C:
+ Khi qb·o = 250C:
øng suÊt gi¶ tëng cho phÐp cña d©y dÉn:
Thay sè vµo c«ng thøc tÝnh lth ta ®îc kho¶ng vît giíi h¹n cña d©y AC-95:
Ta thÊy r»ng víi l =100m < lth = 148,39m th× øng suÊt ®êng d©y sgt sÏ xuÊt hiÖn lóc nhiÖt ®é kh«ng khÝ thÊp nhÊt:
sgt = sgt min = 99,889 (N/mm)
b) §é vâng lín nhÊt cña ®êng d©y (fmax)
Khi nhiÖt ®é qmax = 400C, kh«ng cã giã, øng suÊt gi¶ tëng cña d©y dÉn lóc nhiÖt ®é cña kh«ng khÝ lµ qmax ®îc x¸c ®Þnh b»ng ph¬ng tr×nh tr¹ng th¸i:
§Æt: F =
Sö dông ph¬ng ph¸p dß ®Ó t×m , mong muèn t×m ®îc gi¸ trÞ ®Ó gi¸ trÞ hµm F b»ng 0. kÕt qu¶ tÝnh to¸n ®îc cho ë b¶ng nh sau:
B¶ng 10.6: KÕt qu¶ dß t×m
sAlqmax = 48,00 N/mm2
F = -4183,072
sAlqmax = 48,50 N/mm2
F = -2155,238
sAlqmax = 49,00 N/mm2
F = -69,828
sAlqmax = 49,01 N/mm2
F = -27,527
sAlqmax = 49,015 N/mm2
F = -6,368
sAlqmax = 49,016 N/mm2
F = -2,135
sAlqmax = 49,017 N/mm2
F = 2,096
LÊy = 49,017 N/mm2
§é vâng lín nhÊt cña d©y:
Víi c¸c kho¶ng cét lµ: 87,5m ta cã
c) KiÓm tra kho¶ng c¸ch an toµn
§iÒu kiÖn kiÓm tra:
h0 = h - f - h1 - h2 ³ hcp
Trong ®ã:
- h: ChiÒu cao cét, lÊy h = 12m
- f: §é vâng kho¶ng cét, f1 = 0,931m; f2 = 0,713m
- h2: §é ch«n s©u cét, h2 = 2m
- h1: Kho¶ng c¸ch tõ ®iÓm treo d©y trªn xµ díi cïng ®Õn ®Ønh cét, h1 = 2m
- hcp: §é cao an toµn cho phÐp tõ ®iÓm thÊp nhÊt cña d©y treo ®Õn mÆt ®Êt, víi khu vùc kh«ng d©n c (ruéng lóa) lÊy hcp = 6m
- VËy:
Víi f1 = 0,931m th×: h0 = 12 - 0,931 - 2 - 2 = 7,069 ³ hcp = 6m
VËy ®¶m b¶o ®iÒu kiÖn kho¶ng c¸ch an toµn.
d) KiÓm tra uèn cét trung gian
Cét trung gian khi lµm viÖc chÞu lùc giã b·o t¸c ®éng lªn ch©n cét vµ t¸c ®éng lªn 3 d©y AC-95 trong kho¶ng cét.
T¶i träng giã lªn cét:
Trong ®ã:
- a: BiÓu thÞ sù ph©n bè kh«ng ®Òu cña giã trªn kho¶ng cét. Víi vËn tèc giã lóc b·o lµ v = 35m/s øng víi a = 0,75
- C: HÖ sè ®éng lùc cña kh«ng khÝ phô thuéc vµo bÒ mÆt chÞu giã. Víi d©y AC-95 cã ®êng kÝnh tÝnh to¸n cña d©y dÉn: d = 13,5mm < 15mm th× C = 1,1
- F: DiÖn tÝch bÒ mÆt chÞu giã
Trong ®ã:
D1: ChiÒu réng ®Ønh cét
D2: ChiÒu réng phÇn cét s¸t ®Êt
VËy:
* Lùc giã t¸c dông lªn d©y ë c¸c ®é cao 10m, 9m, 8m:
* Lùc giã lªn cét ®Æt ë träng t©m mÆt cét:
Tæng m«men t¸c ®éng lªn tiÕt diÖn cét s¸t ®Êt:
Mtt = n.(SMi + 10%SMi)
Trong ®ã:
n: HÖ sè qu¸ t¶i, tra b¶ng 4 (HÖ thèng cung cÊp ®iÖn, trang 12) ta cã: n = 1,2
Thay sè vµo ta ®îc:
Tæng ngo¹i lùc t¸c ®éng lªn ®Çu cét: (1kg = 9,81N)
e) KiÓm tra uèn cét cuèi
Cét cuèi lu«n bÞ kÐo vÒ mét phÝa bëi lùc kÐo cña d©y. Lùc kÐo mét d©y lµ:
Tæng m«men t¸c ®éng lªn tiÕt diÖn cét s¸t ®Êt:
Trong ®ã: n lµ hÖ sè qu¸ t¶i, n = 1,3
Nªn:
Quy ®æi m«men tÝnh to¸n vÒ lùc ®Çu cét:
Nh vËy cét cuèi lµm viÖc kh«ng an toµn nªn ®Æt cho cét cuèi hai d©y nÐo ®Ó t¨ng kh¶ n¨ng chÞu lùc.
f) KiÓm tra chèng lËt mãng cét trung gian
C«ng thøc kiÓm tra:
Víi cét trung gian, hÖ sè an toµn k = 1,5
Tæng lùc t¸c ®éng lªn cét:
Víi kÝch thíc mãng 1x1,2x2m. Trong ®ã:
q, q2, k0, C, g: C¸c trÞ sè dïng ®Ó tÝnh mãng ng¾n
H, h, d, b: KÝch thíc cña cét, mãng (trªn h×nh vÏ 10.3)
k: HÖ sè an toµn, tra b¶ng 4.13 (HÖ thèng cung cÊp ®iÖn, trang 69), t×m ®îc k = 1,5
j: Gãc ma s¸t trong ®Êt
Tra b¶ng PL5.10 vµ 5.11 (HÖ thèng cung cÊp ®iÖn) víi m«i trêng ®Êt sÐt vµ c¸t Èm tù nhiªn ta cã:
j = 40; tgj = 0,839; q = 0,467; q2 = 0,218; C = 0,39; g = 14,7
TÝnh ®îc c¸c trÞ sè F1, F2, F3 vµ En
TÝnh F1:
Víi H: lµ ®é cao trung b×nh ®Æt c¸c lùc ngang vµo cét. Gåm:
- Lùc giã 1673,027N ®Æt t¹i ®é cao 4,506m
- Lùc giã ®Æt lªn d©y 529N ®Æt t¹i ®é cao 10m, 9m, 8m
Nªn:
TÝnh F2:
TÝnh F3:
TÝnh Q0:
+ Träng lîng cét:
Bª t«ng cã tû träng lµ 24,5. ThÓ tÝch cét lµ: 0,44
Qc = 0,44.24,5 = 10,78 kN
+ Träng lîng mãng:
Qm = 1.1,2.2.24,5 = 58,8 kN
+ Träng lîng d©y:
Qd = g1.3F.l = 36,5.10-3.100.3.70 = 766,5 N = 0,767 kN
+ Träng lîng xµ, sø:
QX = 0,5 kN
+ Q0: tæng träng lîng ®Æt lªn nÒn kÓ c¶ träng lîng mãng
Q0 = Qc + Qm + Qd + Qx
= 10,78 + 58,8 + 0,767 + 0,5 = 70,847 kN
VËy:
KÕt luËn: Mãng lµm viÖc an toµn
g) KiÓm tra chèng lËt mãng cuèi
C¸c cét trªn ta cho ®Æt d©y nÐo do vËy c¸c d©y nÐo chÞu phÇn lín lùc kÐo v× vËy mãng cét cña lo¹i nµy lµm viÖc rÊt nhÑ nhµng nªn kh«ng cÇn kiÓm tra.
3) ThiÕt kÕ mãng d©y nÐo
Mãng d©y nÐo ®îc chÕ t¹o b»ng bª t«ng cèt thÐp m¸c 200 cã kÝch thíc 1,0x1,5x0,3m ch«n s©u 2m.
D©y nÐo ®îc lµm b»ng d©y thÐp bÖn cã sgh = 685 N/mm2, cì f14. Cét ®îc gi÷ b»ng hai d©y nÐo, c¸c d©y nÐo lµm víi mÆt ®Êt gãc 450 vµ t¹o víi nhau gãc 600
a) Ph©n bè lùc trªn d©y nÐo
+ PhÇn trªn ®· tÝnh ®îc lùc ®Çu cét cuèi: Ptt = 27803,405 N
+ Kh¶ n¨ng chèng uèn cña cét kÐp: Pcp = 17658 N
+ VËy hai d©y nÐo cßn ph¶i chÞu lùc:
Ttt = Ptt - Pcp = 27803,405 - 17658 = 10145,405 N
ChiÕu xuèng mÆt ph¼ng hai d©y nÐo (gãc b = 450):
Tn = 10145,405. = 14347,769 N
+ Mçi d©y nÐo chÞu mét lùc kÐo lµ:
b) KiÓm tra kh¶ n¨ng chèng nhæ cña mãng
Víi mãng nÐo: k = 2; T = 8,284 kN
Tra b¶ng víi ®Êt sÐt pha c¸t Èm tù nhiªn ®îc j = 400; h = 0,504; A = 1,704; B = 0,587; g = 14,7; d/h = 1/2 = 0,5 nªn x = 0,62
VËy:
NhËn xÐt: KÕt qu¶ tÝnh to¸n cho thÊy mãng lµm viÖc an toµn.
c) KiÓm tra kh¶ n¨ng chÞu kÐo cña d©y nÐo f14
Kh¶ n¨ng chÞu kÐo cña d©y thÐp bÖn f14 lµ:
VËy chän thÐp bÖn f14 lµm d©y nÐo lµ tho¶ m·n.
10.4 LËp dù to¸n toµn tuyÕn ®êng d©y
- SuÊt gi¸ ®Çu t ®êng d©y ®iÖn ¸p 22 kV d©y trÇn, lo¹i d©y Ac-95 lµ 140.106 ®
Nªn: Vèn ®Çu t vÒ ®êng d©y lµ
1,1.140.106 = 154.106 ®
- Vèn ®Çu t cho TBA ph©n phèi (tr¹m treo trªncét) 320 kVA-22/0,4 kV lµ: 137.106 ®
- Vèn ®Çu t toµn tuyÕn ®êng d©y lµ: 154.106 + 137.106 = 291.106 ®
NhËn xÐt: §êng d©y trung ¸p thiÕt kÕ lµ ®¶m b¶o yªu cÇu vÒ cung cÊp ®iÖn, ®¶m b¶o c¸c yÕu tè kü thuËt cña ®êng d©y.