Thiết kế lưới điện khu vực gồm một nhà máy nhiệt điện và hệ thống điện, cung cấp điện cho 9 phụ tải

ộ sau sự cố, chọn điện áp cơ sở bằng 121 kV; còn trong chế độ phụ tải cực tiểu chọn điện áp cơ sở bằng 115 kV. 8.1.1 Chế độ phụ tải cực đại (Ucs = 121 kV). 1. Đường dây NĐ - PT6 - HT: Để tính được điện áp trên thanh góp cao áp của nhà máy nhiệt điện trước hết ta tính điện áp trên thanh góp cao áp của trạm trung gian 6. Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 6 bằng: U6 = Ucs - 121 - = 120,41 kV Điện áp trên thanh góp hạ áp 6 quy về cao áp bằng: U6q = U6 - Trong đó: PB6 = P6 + DPB6 = 32 + 0,114 = 32,144 MW QB6 = Q6 +DQB6 = 10,52 + 2,337 = 12,86 MVA U6q = 120,41 - = 117,42 kV Điện áp trên thanh góp cao áp của nhà máy nhiệt điện bằng: UN = U6 + = 120,41 + = 125,13 kV 2.Đường dây NĐ - 1. Trên đây ta đã tính được điện áp trên thanh cái cao áp của nhà máy nhiệt điện, tiến hành tính toán với đường dây NĐ - 1 Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 1 bằng: U1 = UN - = 125,13 - = 121,69 kV Điện áp trên thanh góp của trạm 1 quy về cao áp: U1q = U1 - U1q = 121,69 - = 119,96 kV 3.Đường dây HT - 7. Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 7 bằng: U7 = Ucs - = 121 - = 115,82 kV Điện áp trên thanh góp của trạm 7 quy về cao áp: U7q = U7 - U7q = 115,82 - = 111,78 kV Tính điện áp trên các đường dây khác được tiến hành tương tự. Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đã quy về điện áp cao trong chế độ phụ tải cực đại cho trong bảng 8.1. Bảng 8.1. Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Uq, kV 119,96 117,10 111,70 116,74 114,65 117,42 111,78 107,57 114,21 8.1.2. Chế độ phụ tải cực tiểu ( Ucs = 115 kV ) Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 6 bằng: U6 = Ucs - 115 - = 114,44 kV Điện áp trên thanh góp hạ áp 6 quy về cao áp bằng: U6q = U6 - Trong đó: PB6 = P6 + DPB6 = 19,2 + 0,041 = 19,241 MW QB6 = Q6 +DQB6 = 6,31 + 0,841 = 7,151 MVA U6q = 114,44 - = 112,68 kV Điện áp trên thanh góp cao áp của nhà máy nhiệt điện bằng: UN = U6 + = 114,44 + = 117,50 kV 2.Đường dây NĐ - 1. Trên đây ta đã tính được điện áp trên thanh cái cao áp của nhà máy nhiệt điện, tiến hành tính toán với đường dây NĐ - 1 Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 1 bằng: U1 = UN - = 117,50 - = 115,44 kV Điện áp trên thanh góp của trạm 1 quy về cao áp: U1q = U1 - U1q = 115,44 - = 113,19 kV 3.Đường dây HT - 7. Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 7 bằng: U7 = Ucs - = 115 - = 111,99 kV Điện áp trên thanh góp của trạm 7 quy về cao áp: U7q = U7 - U7q = 111,99 - = 109,82 kV Tính điện áp trên các đường dây khác được tiến hành tương tự. Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đã quy về điện áp cao trong chế độ phụ tải cực tiểu cho trong bảng 8.2. Bảng 8.2. Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Uq, kV 113,19 112,48 109,74 112,53 110,48 112,68 109,82 107,41 110,96 8.1.3 Chế độ sau sự cố ( Ucs = 121 kV ). Chế độ sự cố có thể xảy ra khi ngừng một máy phát điện, ngừng một mạch trên đường dây liên kết giữa nhà máy và hệ thống, ngừng một mạch trên các đường dây lộ kép nối từ các nguồn cung cấp tới các hộ tiêu thụ. Trong phần này ta xét sự cố khi ngừng một mạch trên đường dây lộ kép nối từ các nguồn cung cấp tới các hộ tiêu thụ và sự cố khi ngừng một tổ máy của nhà máy nhiệt điện để tính tổn thất điện áp trên đường dây liên lạc HT - PT6 - NĐ và tính tổn thất điện áp trên đường dây NĐ -3 trong sự cố này, khi tính toán không xét sự cố xếp chồng. Sự cố 1 tổ máy phát. Xét đường dây liên lạc NĐ - PT6 - HT: Ở chế độ phụ tải cực đại (mục 7.1.4) ta đã tính được: SHT-6 = 2,504 + j 2,148 MVA Ở chế độ sự cố 1 tổ máy (mục 7.4.1) ta tính được: SHT-6 = 26,393 - j 10,318 MVA Do ta chọn hệ thống là nút điện áp cơ sở nên sự cố một tổ máy của nhà máy nhiệt điên, công suất truyền tải trên đoạn HT - PT6 là lớn nhất do đó sẽ gây tổn thất điện áp trên đường dây liên lạc HT-PT6 là lớn nhât khi đó điện áp trên thanh góp thanh góp 110 kV của phụ tải 6 là nhỏ nhất, nên ta xét sự cố này để chọn đầu phân áp của phụ tải 6 trong chế độ sự cố. Từ mục 7.4.1 ta tính được công suất trước tổng trở đường dây HT - 6 và công suất sau tổng trở đường dây NĐ - 6 bằng: S = 26,393 - j 8,762 MVA S = 6,489 + j 18,618 MVA Tổng trở của đường dây HT - 6 bằng: ZDHT-6 = 11,73 + j 11,22 W Tổng trở của đường dây N - 6 bằng: ZDN-6 = 16,26 + j 15,63 W Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 6 bằng: U6 = Ucs - 121 - = 119,25 kV Điện áp trên thanh góp hạ áp 6 quy về cao áp bằng: U6q = U6 - Trong đó: PB6 = P6 + DPB6 = 32 + 0,114 = 32,144 MW QB6 = Q6 +DQB6 = 10,52 + 2,337 = 12,86 MVA U6q = 119,25 - = 116,23 kV Điện áp trên thanh góp cao áp của nhà máy nhiệt điện bằng: UNSC1 = U6 + = 119,25 + = 122,58 kV 2. Xét sự cố 1 mạch đường dây liên lạc NĐ - PT6. Trong chế độ phụ tải cực đại ta đã tính được điện áp trên thanh cái 110 kV của PT6 bằng 120,41 kV. Vậy khi sự cố đường dây liên lạc thì điện áp trên thanh cái cao áp nhà máy nhiệt điện bằng: UNSC2 = U6 +2. = 120,41 + 2. = 129,85 kV Như vây trong hai trường hợp sự cố đã xét ta chọn sự cố đứt 1 mạch đường dây liên lạc NĐ - PT6 để tính toán điện áp của PT3 - Xét đường dây NĐ - 3. Trên đây ta đã tính được điện áp trên thanh cái cao áp của nhà máy nhiệt điện, tiến hành tính toán với đường dây NĐ - 3 Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 3 bằng: U3 = UN - = 129,85 - = 122,12 kV Điện áp trên thanh góp của trạm 3 quy về cao áp: U3q = U3 - U3q = 122,12 - = 119,53 kV 3. Sự cố 1 mạch trên đường dây 2 mạch Do không xét sự cố xếp chồng, trong chế độ phụ tải cực đại ta đã tính được điện áp trên thanh góp cao áp nhà máy nhiện điện bằng 125,13 kV ta tính toán sự cố một mạch với các đường dây khác: a. Đường dây NĐ - 1. Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 1 bằng: U1 = UN - = 125,13 - 2. = 118,25 kV Điện áp trên thanh góp của trạm 1 quy về cao áp: U1q = U1 - U1q = 118,25 - = 116,47 kV 4. Đường dây HT - 7. Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 7 bằng: U7 = Ucs - = 121 - 2. = 110,64 kV Điện áp trên thanh góp của trạm 7 quy về cao áp: U7q = U7 - U7q = 110,64 - = 106,67 kV Tính điện áp trên các đường dây khác được tiến hành tương tự. Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đã quy về điện áp cao trong chế độ sau sự cố khi phụ tải cực đại cho trong bảng 8.3. Bảng 8.3. Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Uq, kV 116,47 112,10 119,53 111,75 108,43 116,23 106,67 107,57 110,07 8.2. Điều chỉnh điện áp trong mạng điện Hầu hết thiết bị tiêu thụ điện - động cơ. bóng đèn, bếp điện - được sản xuất với điện áp xác định. Sử dụng không đúng điện áp sẽ làm cho thiết bị mau hư hỏng (khi điện áp lớn hơn định mức) hoặc làm giảm công suất của thiết bị (khi điện áp nhỏ hơn định mức). Vì vậy việc cung cấp cần phải giữ điện áp bằng điện áp định mức, hoặc nói chính xác hơn, điện áp không được sai khác giá trị định mức trong phạm vi cho trước. Qua tính toán ở trên ta thấy điện áp đặt vào cuộn dây sơ cấp ở các trạm hạ áp trong các chế độ phụ tải là khác nhau. Như vậy muốn giữ cho điện áp trên thiết bị dùng điện thay đổi trong phạm vi hẹp, cần điều chỉnh điện áp. Phương pháp thường dùng nhất là thay đổi tỷ số biến đổi của máy biến áp, tức là thay đổi số vòng dây các của các cuộn dây máy biến áp. Việc thay đổi này có thể thực hiện bằng tay khi máy biến áp không mang điện hoặc tự động khi máy biến áp đang mang tải (còn gọi là điều chỉnh điện áp dưới tải). Thông thường cuộn dây điều chỉnh được bố trí ở phía cao áp, với số vòng dây nhiều hơn và dòng điện thấp hơn, thuận lợi hơn cho việc chế tạo thiết bị chuyển đổi phân áp. Từ kết quả tính điện áp trên thanh cái hạ áp của các trạm trong các chế độ phụ tải lớn nhất nhỏ nhất và sự cố quy về phía cao áp và yêu cầu điều chỉnh điện áp của từng phụ tải, ta có bảng tổng hợp sau: Bảng 8.4 Điện áp quy đổi ở thanh góp hạ áp và yêu cầu điều chỉnh điện áp của các trạm Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 9 UqMax, kV 119,96 117,10 111,70 116,74 114,65 117,42 111,78 107,57 114,21 UqMin, kV 113,19 112,48 109,74 112,53 110,48 112,68 109,82 107,41 110,96 UqSC , kV 116,47 112,10 111,62 111,75 108,43 116,23 106,67 107,57 110,07 điều chỉnh điện áp KT T KT KT T T KT T KT Việc điều chỉnh điện áp trước hết xuất phát từ yêu cầu của các hộ tiêu thụ, có hai yêu cầu điều chỉnh như sau: Yêu cầu điều chỉnh thường: + Chế độ phụ tải cực đại: dU% ³ 2,5% + Chế độ phụ tải cực tiểu: dU% £ 7,5% + Chế độ sự cố: dU% ³ - 2,5% Yêu cầu điều chỉnh khác thường: + Chế độ phụ tải cực đại: dU% = 5% + Chế độ phụ tải cực tiểu: dU% = 0% + Chế độ sự cố: dU% = 0 ¸ 5% 8.2.1 Chọn đầu phân áp ở các trạm có yêu cầu điều chỉnh thường Đối với các máy biến áp hai cuộn dây không điều áp dưới tải của các trạm hạ áp, đầu điều chỉnh tính toán được chọn theo công thức: Uđ/c = Trong đó: Uq max, Uq min - giá trị về phía cao áp của điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đối với chế độ lớn nhất và nhỏ nhất; Uyc max, Uyc min - Giá trị điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của các trạm trong chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất; Uhđm - điện áp định mức của cuộn dây hạ áp của máy biến áp Uhđm = 1,1Uđm = 1,1.22 = 24,2 kV Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm được xác định theo công thức: Uyc = Uđm + dU%.Uđm trong đó Uđm là điện áp định mức của mạng điện hạ áp. Đối với mạng điện thiết kế Uđm = 22 kV. Vì vậy điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm trong các các chế độ bằng: Khi phụ tải cực đại: Uyc1 ³ Uđm + 2,5%Uđm = 22 + 2,5%.22 = 22,55 kV Khi phụ tải cực tiểu: Uyc2 £ Uđm + 7,5%Uđm = 22 + 7,5%.22 = 23,65 kV Khi sự cố: Uyc3 ³ Uđm - 2,5% Uđm = 22 - 2,5%.22 = 21,45 kV Để xác định điện áp của đầu phân áp tiêu chuẩn ta sử dụng công thức sau: UPATC = UC đm + (*) Từ công thức trên ta suy ra: n = ( ** ) Thay các giá trị điện áp của đầu phân áp trong các chế độ vào (**) ta tìm được giá trị n gần đúng (n là số nguyên, gần nhất) sau đó thay ngược lại vào (*) để tìm điện áp của đầu phân áp tiêu chuẩn tương ứng. Các đầu phân áp và điện áp định mức của các MBA như sau: + MBA không có điều áp dưới tải: 115 2. 2,5%.UCđm + MBA có điều áp dưới tải: 115 9. 1,78%. UCđm - Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn - Điện áp hạ áp tương ứng với các chế độ được tính theo công thức sau: UH i = U. - Độ lệch điện áp: dU% = .100% Nếu dU% nằm trong giới hạn cho phép thì đầu phân áp vừa chọn đạt yêu cầu. Nếu dU% không nằm trong giới hạn cho phép thì ta phải chọn lại đầu phân áp tiêu chuẩn. 1.Trạm biến áp số 2: Điện áp hạ áp đã qui đổi về phía điện áp cao trong các chế độ max, min và sự cố tương ứng là: Uqmax = 117,10 kV Uqmin = 112,48 kV Uqsc = 112,10 kV Đây là hộ phụ tải loại I, có yêu cầu điều chỉnh điện áp thường, do đó ta có các giá trị điện áp yêu cầu trên thanh cái hạ áp của TBA trong các chế độ phụ tải max, min và sau sự cố tương ứng là: Khi phụ tải cực đại: Uyc1 ³ Uđm + 2,5%Uđm = 22 + 2,5%.22 = 22,55 kV Khi phụ tải cực tiểu: Uyc2 £ Uđm + 7,5%Uđm = 22 + 7,5%.22 = 23,65 kV Khi sự cố: Uyc3 ³ Uđm - 2,5% Uđm = 22 - 2,5%.22 = 21,45 kV Đầu điều chỉnh tính toán được chọn như sau: Uđ/c = = 120,38 kV + Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Thay số vào (**) ta được: n = . = 1,87 Þ ta chọn đầu tiêu chuẩn gần nhất n = 2 + Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn là: UPATC = 115 + = 120,75 kV + Điện áp thực trên thanh góp hạ áp trong các chế độ: U1t = Uqmax. = 117,10. = 23,47 kV U2t = Uqmin. = 112,48. = 22,54 kV U3t = Uqsc. = 112,10. = 22,47 kV + Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp trong các chế độ: dU1t% = .100% = .100% = 6,68% dU2t% = .100% = .100% = 2,45% dU3t% = .100% = .100% = 2,14% Ta thấy chọn đầu phân áp n = 2 là thích hợp với MBA của phụ tải 2. 2. Tính toán tương tự cho các trạm 5, 6 và 8 ta có bảng sau: Bảng 8 - 2. Tính chọn đầu phân áp trong các chế độ Trạm Uq max Uq min Uq SC Uđctb n Upatc 2 117,10 112,48 112,10 120,38 2 120,75 5 114,65 110,48 108,43 118,04 1 117,88 6 117,42 112,68 116,23 120,66 2 120,75 8 107,57 107,41 107,57 112,67 - 1 112,13 Bảng 8 - 3. Bảng tính độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm trong các chế độ Trạm Uit max Uit min Uit SC dU% max dU%min dU% SC 2 23,47 22,54 22,47 6,68 2,45 2,14 5 23,54 22,68 22,26 7,00 3,09 1,18 6 23,53 22,58 23,29 6,95 2,64 5,86 8 23,22 23,18 23,22 5,55 5,36 5,55 Qua các số liệu đã tính được trong bảng, ta thấy tất cả các trạm có yêu cầu điều chỉnh thường gồm số 2, 5, 6 và 8 khi chọn đầu phân áp đều thoả mãn các điều kiện, nên ta chọn máy biến áp điều chỉnh đầu phân áp khi không điện. 8.2.2. Phụ tải có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường Đối với các trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, đầu tiên ta chọn máy biến áp có điều chỉnh không điện nếu không thoả mãn khi đó cần chọn các máy biến áp có điều chỉnh điện áp dưới tải. 1. Trạm biến áp số 1: Phụ tải 1 có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, ta có điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của TBA trong các chế độ phụ tải max, min, và sự cố tương ứng là: U1yc = Uđm + 5%Uđm = 22 + 5%.22 = 23,1 kV U2yc = Uđm + 0%Uđm = 22 + 0%.22 = 22 kV U3yc = Uđm + (0 ¸ 5%)Uđm = 22 + (0 ¸5%).22 = 22 ¸ 23,1 kV, để đơn giản trong tính toán ta chọn Uscyc = 22,55 kV. Ta đã tính được điện áp hạ áp đã qui đổi về phía điện áp cao trong các chế độ phụ tải max, min và sự cố tương ứng là: Uqmax = 119,96 kV Uqmin = 113,19 kV Uqsc = 116,47 kV Đầu điều chỉnh tính toán được chọn như sau: Uđ/c = = 125,09 kV + Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Thay số vào (**) ta được: n = . = 3,51 Þ ta chọn đầu tiêu chuẩn gần nhất n = 2 + Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn là: UPATC = 115 + = 120,75 kV + Điện áp thực trên thanh góp hạ áp trong các chế độ: U1t = Uqmax. = 119,96. = 24,04 kV U2t = Uqmin. = 113,19. = 22,68 kV U3t = Uqsc. = 116,47. = 23,34 kV + Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp trong các chế độ: dU1t% = .100% = .100% = 9,27% dU2t% = .100% = .100% = 3,09% dU3t% = .100% = .100% = 6,09% Vậy ta thấy chọn đầu phân áp n = 2 không thích hợp với MBA của phụ tải 1. 2. Tính toán tương tự cho các trạm 3, 4,7 và 9 ta có bảng sau: Bảng 8 - 4. Tính chọn đầu phân áp trong các chế độ Trạm UHi max UHi min UHi SC Uđ/c n Uđ/c tc 1 119,96 113,19 116,47 125,09 2 120,75 3 111,70 109,74 119,53 118,87 1 117,88 4 116,74 112,53 111,75 123,04 2 120,75 7 111,78 112,68 116,23 120,53 2 120,75 9 114,21 110,96 110,07 120,85 2 120,75 Bảng 8 - 5. Bảng tính độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm trong các chế độ Trạm Uit max Uit min Uit SC dU% max dU%min dU% SC 1 24,04 22,68 23,34 9,27 3,09 6,09 3 24,63 23,24 22,91 11,95 5,64 4,14 4 23,40 22,55 24,54 6,36 2,58 11,55 7 22,40 22,58 23,29 1,82 2,64 5,86 9 22,89 22,24 22,06 4,05 1,09 0,27 Qua các số liệu đã tính được trong bảng, ta thấy cả 5 trạm đều không chọn được đầu phân áp thích hợp, ta phải dùng MBA điều áp dưới tải với yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. 3. Chọn đầu phân áp cho các MBA hạ áp có điều áp dưới tải Sử dụng các MBA điều chỉnh dưới tải cho phép thay đổi đầu điều chỉnh khi máy biến áp đang vận hành. Do đó chất lượng điện áp của các hộ tiêu thụ được đảm bảo trong cả ngày đêm. Vì vậy cần xác định điện áp của đầu điều chỉnh riêng đối với chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất. Bởi vì thời gian xảy ra sự cố không biết trước, do đó có thể giả thiết rằng chế độ này xuất hiện trong trường hợp bất lợi nhất nghĩa là vào những giờ phụ tải lớn nhất. Đầu điều chỉnh của MBA trong các chế độ khác nhau chọn theo công thức: Uđc i = - Trạm biến áp số 1: + Tính đầu điều chỉnh của MBA ở chế độ phụ tải max: U1đ/c = Uqmax. = 119,96. = 125,67 kV + Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Thay số vào (**) ta được: n = . = 5,21 Þ Ta chọn đầu tiêu chuẩn gần nhất n = 5 + Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn là: UPATC = 115 + = 125,24 kV + Điện áp thực trên thanh góp hạ áp lúc phụ tải max là: U1t = Uqmax. = 119,96. = 23,18 kV + Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp khi phụ tải max là: dU1t% = .100% = .100% = 5,36 % Như vậy đầu phân áp đã chọn là phù hợp * Tính đầu điều chỉnh điện áp của MBA ở chế độ phụ tải min: U2đ/c = Uqmin. = 113,19. = 124,51 kV + Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Thay số vào (**) ta được: n = . = 4,65 Þ ta chọn đầu tiêu chuẩn gần nhất n = 5 + Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn là: UPATC = 115 + = 125,24 kV + Điện áp thực trên thanh góp hạ áp lúc phụ tải min là: U2t = Uqmin. = 113,19. = 21,87 kV + Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp khi phụ tải min là: dU2t% = .100% = .100% = - 0,59% Như vậy ở chế đọ phụ tải Min chọn đầu phân áp n = 5 là phù hợp. * Tính đầu điều chỉnh điện áp của MBA ở chế độ sự cố: U3đ/c = Uqsc. = 116,47. = 124,99 kV + Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Thay số vào (**) ta được: n = . = 4,88 Þ ta chọn đầu tiêu chuẩn n = 5. + Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn là: UPATC = 115 + = 125,24 kV + Điện áp thực trên thanh góp hạ áp sau sự cố là: U3t = Uqsc. = 116,47. = 22,51 kV + Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp ở chế độ sự cố là: dU3t% = .100% = .100% = 2,32% Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp khi có sự cố trong khoảng 22 ¸ 23,1 kV vậy ở chế độ sự cố ta chọn đầu điều chỉnh điện áp n = 5 là phù hợp. Vậy tại TBA số 1, ta chọn MBA điều áp dưới tải, chọn các nấc phân áp ở các chế độ như sau: + Chế độ phụ tải max: n = 5 + Chế độ phụ tải min: n = 5 + Chế độ sự cố : n = 5 Tính toán tương tự với các trạm biến áp 3,4,7 và 9 ta được kết quả như bảng sau: Bảng 8 - 9. Chọn đầu phân áp cho các trạm trong chế độ cực đại: Trạm UiH max Uđ/c max n UPATC Uit max dU%max 1 119,96 125,67 5 125,24 23,18 5,36 3 111,70 117,02 1 117,05 23,09 4,97 4 116,74 122,30 4 123,19 22,93 4,24 7 111,78 117,10 1 117,05 23,11 5,05 9 114,21 119,65 2 119,09 23,21 5,50 Bảng 8 - 10. Chọn đầu phân áp cho các trạm trong chế độ cực tiểu: Trạm UiH min Uđ/c min n UPATC Uit min dU%min 1 113,19 124,51 5 125,24 21,87 - 0,58 3 109,74 120,71 3 121,14 21,92 - 0,36 4 112,53 123,78 4 123,19 22,11 0,48 7 112,68 123,95 4 123,19 22,14 0,62 9 110,96 122,06 3 121,14 22,17 0,76 Bảng 8 - 11. Chọn đầu phân áp cho các trạm trong chế độ sự cố: Trạm UiH SC Uđ/c SC n UPATC Uit SC dU%SC 1 116,47 124,99 5 125,24 22,51 2,32 3 119,53 128,28 6 127,28 22,73 3,30 4 111,75 119,93 2 119,09 22,71 3,22 7 116,23 124,73 5 125,24 22,46 2,09 9 110,07 118,12 2 119,09 22,37 1,67 Vậy tại các trạm biến áp 1, 3, 4, 7 và 9 ta chọn máy biến áp điều áp dưới tải và các đầu được chọn đảm bảo yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. 8.2.3. Chọn đầu phân áp cho trạm tăng áp NĐ có 3 MBA tăng áp, công suất SđmB = 125MVA, tổng trở của mỗi MBA là: ZB = 0,33 + j 11,1 W. - Trong chế độ phụ tải cực đại NĐ vận hành 3 MBA, với công suất trên thanh cái cao áp của trạm là: SC Max = 167,271 + j 59,614 MVA. Tổng trở tương đương của các MBA là: ZB1 = ZB/3 = 0,11 + j 3,7 W - Trong chế độ phụ tải cực tiểu NĐ vận hành 2 MBA, với công suất trên thanh cái cao áp của trạm là: SC Min = 95,592 + j 24,525 MVA Tổng trở tương đương của các MBA là: ZB2 = ZB = 0,17 + j 5,55 W - Điện áp tại thanh cái cao áp NĐ trong các chế độ phụ tải Max, Min là: UC Max = 125,13 kV UC Min = 117,50 kV - Tổn thất điện áp trong TBA ở các chế độ phụ tải Max, Min là: DUB1 = = 1,91 kV DUB2 = = 1,30 kV - Cho máy phát vận hành với điện áp đầu cực là: UF1,2 = Uđm ± 5%Uđm Þ UF1 = 1,05UF đm UF2 = 0,95UF đm - Điện áp của đầu phân áp trong các chế độ phụ tải Max, Min là: Ta có: UF1 = UFđm . Þ UPA1 = UFđm. + DUB1 Tương tự ta có: UPA2 = UFđm. + DUB2 Thay số vào các biểu thức trên, ta được: UPA1 = 10,5. + 1,91 = 121,08 kV UPA2 = 10,5. + 1,30 = 124,98 kV - Điện áp của đầu phân áp trung bình là: UPATB = = 123,03 kV Với MBA tăng áp của NĐ có: UPATC = 121 ± 2. 2,5% Vậy ta chọn đầu phân áp tiêu chuẩn gần nhất n = 1, có UPATC = 124,03 kV. * Kiểm tra lại đầu phân áp đã chọn: - Khi phụ tải max: UF1 = 10,5. = 10,76 kV Þ dU1% = = 2,47% Î dUCP% Þ Đạt yêu cầu. - Khi phụ tải min: UF2 = 10,5. = 10,05 kV Þ dU2% = = - 4,26% Î dUCP% Þ Đạt yêu cầu. Vậy tại TBA của NĐ ta chọn MBA không điều áp dưới tải , chọn nấc phân áp tiêu chuẩn n =1 là đạt yêu cầu. CHƯƠNG 9 TÍNH TOÁN CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ - KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN Tính kinh tế của mạng điện thiết kế được đánh giá bằng các chỉ tiêu cơ bản sau: Phí tổn điện năng Phí tổn vận hành hàng năm Giá thành xây dựng 9.1. TÍNH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG MẠNG ĐIỆN Tổn thất điện năng trong mạng điện được tính cho chế độ phụ tải cực đại và được tính theo công thức sau: = + (MWh) Trong đó: + Tổn thất điện năng trên các đường dây: = .t (MWh) + Tổn thất điện năng trong các máy biến áp: = t + .t (MWh) t - Thời gian tổn thất công suất cực đại (t = 3196 h) t - Thời gian các máy biến áp làm việc trong năm (t = 8760 h) 1. Tổn thất điện năng trên đường dây Theo tính toán ở chương 7 (Bảng 7.1 và 7.2) ta có bảng tính toán tổn thất điện năng truyền tải trên đường dây như sau: Bảng 9 - 1 Đ. Dây NĐ -1 NĐ -2 NĐ - 3 NĐ- 4 NĐ - 5 NĐ -6 HT - 6 HT - 7 HT - 8 HT - 9 DPdd (MW) 0,583 1,138 1,159 1,127 1,560 1,356 0,020 1,215 1,238 0,719 DAdd (MWh) 1863 3637 3704 3602 4986 4334 64 3883 3957 2298 2. Tổn thất điện năng trong các máy biến áp - Tổn thất điện năng trong các trạm biến áp giảm áp: Theo tính toán ở chương 7 (Bảng 7.1 và 7.2) ta có bảng tính toán tổn thất điện năng trong các trạm giảm áp như sau như sau: Bảng 9 - 2 Trạm 1 2 3 4 5 6 7 8 9 DP0B (MW) 0,044 0,044 0,022 0,044 0,044 0,044 0,070 0,035 0,044 DPZB (MW) 0,045 0,098 0,100 0,122 0,112 0,114 0,100 0,131 0,060 DAB (MWh) 529 699 512 775 743 750 933 725 577 - Tổn thất điện năng trong trạm biến áp tăng áp là: DAB-NĐ = n.DP0.t + = 3.0,12.8760 + = 4333 MWh * Vậy tổn thất điện năng của mạng điện là: = + = 32328 + ( 6243 + 4333 ) = 42904 MWh Tổn thất điện năng tính theo % điện năng của phụ tải là: Tổng điện năng các hộ nhận được trong năm bằng: A = SPMax . TMax = 244.4800 = 1171200 MWh Tỷ lệ tổn thất điện năng bằng: DA% = = = 3,66% 9.2. TÍNH TỔN THẤT CÔNG SUẤT TÁC DỤNG TRONG MẠNG ĐIỆN Ta có: DP = + Trong đó: + Tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây của mạng điện: DPdd = 10,115 MW (Theo bảng 9 - 1) + Tổn thất công suất tác dụng trong các máy biến áp: Các máy biến áp hạ áp: (Theo bảng 9 - 2) DPB-HA = DPBo + DPBN = 0,882 + 0,391 = 1,273 MW Máy biến áp tăng áp: DPB-TA = = = 0,729 MW Vậy DP = 10,115 + 1,273 + 0,729 = 12,12 MW * Tổn thất công suất tác dụng tính theo % của toàn mạng là: DP% = = = 4,97% 9.3. TÍNH VỐN ĐẦU TƯ CHO MẠNG ĐIỆN Vốn đầu tư cho mạng điện bao gồm vốn đầu tư cho đường dây và vốn đầu tư cho các trạm biến áp. K = Kđd + Ktba Trong đó: + Kđd: Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây trong mạng điện Kđd = 193393,75.106 VNĐ ; ( Đã tính được ở chương 5 ) + Ktba: Tổng vốn đầu tư xây dựng các trạm biến áp trong mạng điện. Ta lấy giá tiền của máy biến áp điều áp dưới tải bằng 1,3 lần máy biến áp thường, với trạm có 2 MBA giá thành bằng 1,8 lần trạm có 1 máy. Trong mạng điện thiết kế gồm có: 01 TBA tăng áp: + Trạm NĐ : có 3 MBA - 125000/ 110 09 TBA giảm áp: + Trạm 1: có 2 MBA - 25000/ 110 (MBA điều áp dưới tải) + Trạm 2: có 2 MBA - 25000/ 110 + Trạm 3: có 1 MBA - 25000/ 110 (MBA điều áp dưới tải) + Trạm 4: có 2 MBA - 25000/ 110 ( MBA điều áp dưới tải) + Trạm 5: có 2 MBA - 25000/ 110 + Trạm 6: có 2 MBA - 25000/ 110 + Trạm 7: có 2 MBA - 32000/ 110 ( MBA điều áp dưới tải) + Trạm 8: có 1 MBA - 32000/ 110 + Trạm 9: có 2 MBA - 25000/ 110 ( MBA điều áp dưới tải) Như vậy ta có: kT-125 = 3. 52000.106 = 156000.106 VNĐ kT-25 = (3.1,8 + 3. 1,8.1,3 + 1.1,3). 19000.106 = 260680.106 VNĐ kT-32 = (1.1,8.1,3 + 1). 22000.106 = 73480.106 VNĐ Þ KT = kT-125 + kT-25 + kT-32 = ( 156000 + 260680 + 73480 ). 106 = 490160. 106 VNĐ Þ Tổng số tiền xây dựng mạng điện là: K = Kd + Ktba = 193393,75.106 + 490160.106 = 683553,750.106 VNĐ 9.4. TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN 1. Phí tổn vận hành hàng năm của mạng điện Y = avh(D). Kd + avh(T). Ktba + DAS. C Trong đó: + avh(D): Là hệ số vận hành đường dây, avh(D)= 0,04. + Kd : Là tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây + avh(T): Là hệ số vận hành trạm (kể cả thiết bị bù, MC, DCL, BU, BI, MBA...), ta lấy avh(T) = 0,1. + DAS : Là tổng tổn thất điện năng của mạng điện, trong chế độ phụ tải cực đại ta đã tính được: DAS = 42904 MWh. + C : Là giá thành 1kWh điện năng tổn thất ( đã cho C = 500 VNĐ/kWh) + Ktba : Là tổng vốn đầu tư xây dựng TBA (gồm tiền mua MBA, MC, DCL, BU, BI, nhà điều khiển...) Y = avh(D). Kd + avh(T). Ktba + DAS. C = 0,04. 193393,75.106 + 0,1. 490160.106 + 42904.103. 500 = 78203,750.106 VNĐ 2. Chi phí tính toán hàng năm Chi phí tính toán hàng năm được xác định theo công thức: Z = atc.K + Y Trong đó: atc là hệ số định mức hiệu quả của vốn đầu tư ( atc = 0,125 ) Z = 0,125. 728013,750.106 + 78203,750.106 = 163647,97.106 VNĐ 3. Giá thành truyền tải điện năng Giá thành tải điện của mạng điện cho 1kWh được xác định theo công thức: b = ( VNĐ/ kWh ) Trong đó: + AS : Là tổng điện năng phụ tải yêu cầu (kWh) AS = PS. TMax = 244.4800 = 1171200 MWh = 1171,2.106 kWh + Y : Là chi phí vận hành hàng năm của mạng điện (VNĐ) b = = 66,77 đ/kWh 4. Giá thành xây dựng cho 1MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại V = = = 2801,45. 106 VNĐ/ MW. BẢNG TỔNG KẾT CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ - KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN TT Các chỉ tiêu cơ bản Đơn vị Số lượng 1 Tổng công suất phụ tải (SPMax) MW 244 2 Tổng độ dài đường dây cần xây dựng + Lộ kép: 6 lộ kép + ĐD liên lạc + Lộ đơn: 2 lộ đơn km km 517,2 154,57 3 Tổn thất điện áp bình thường (DUmax bt ) % 7,33 4 Tổn thất điện áp lúc sự cố (DUmax sc) % 12,14 5 Tổng dung lượng các MBA hạ áp. MVA 412 6 Điện năng tiêu thụ hàng năm (AS) MWh 1171200 7 Tổn thất điện năng (DAS) MWh 42904 8 Tổn thất điện năng % % 3,66 9 Tổn thất công suất (DPS) MW 12,12 10 Tổn thất công suất % % 4,97 11 Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện: K Trong đó: + Vốn đầu tư xây dựng đường dây: Kd + Vốn đầu tư xây dựng TBA: Kt 106 VNĐ 106 VNĐ 106 VNĐ 683553,75 193393,75 490160 12 Giá thành xây dựng cho 1 MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại (V) 106 VNĐ/MW 2801,45 13 Chi phí vận hành hàng năm (Y) 106 VNĐ 78203,75 14 Hàm chi phí tính toán (Z) 106 VNĐ 163647,97 15 Giá thành tải điện cho 1kWh điện năng của mạng điện (b) VNĐ/kWh 66,77 PHẦN II THIẾT KẾ TRẠM BIẾN ÁP KIỂU KÍN TRONG NHÀ 2X100KVA - 22/ 0,4KV 6 LỘ XUẤT TUYẾN MỞ ĐẦU Máy biến áp là phần tử quan trọng nhất trong việc truyền tải và phân phối điện do đó việc thiết kế trạm biến áp phụ tải là nhiệm vụ rất quan trọng khi thiết kế cung cấp điện, vì khi tính toán cung cấp điện cho một cụm dân cư, một xí nghiệp, một cơ quan... thì trạm biến áp đóng một vai trò rất quan trọng, nó có ảnh hưởng trực tiếp tới chất lượng cung cấp điện, đồng thời chiếm tỷ trọng vốn đầu tư lớn của mạng điện. Một trạm biến áp được thiết kế, tính toán đúng, phù hợp với yêu cầu của phụ tải thì sẽ đảm bảo yêu cầu kỹ thuật đồng thời tiết kiệm được kinh phí mua sắm vật tư, nhân công mà vẫn đạt được hiệu quả mong muốn như giảm được tổn thất điện áp, tổn thất công suất và tổn thất điện năng, duy trì được sự cung cấp điện liên tục, ổn định và đặc biệt là an toàn cho con người và thiết bị. Trạm biến áp thường có mấy kiểu kết cấu như sau: trạm treo, trạm trệt, trạm kín, trạm chọn bộ. Căn cứ vào điều kiện thực tế đất đai, môi trường, mỹ quan, kinh phí v.v để lựa chọn cho thích hợp. Trong đồ án này nhiệm vụ đặt ra là thiết kế trạm biến áp kiểu kín trong nhà 2x100 kVA-22/0,4kV. Có 6 lộ ra. Trạm biến áp kiểu kín (trong nhà) được dùng ở những nơi cần an toàn, những nơi nhiều khói bụi, hơi hoá chất ăn mòn v.v..Trạm thường được bố trí 3 phòng: phòng cao áp đặt các thiết bị cao áp, phòng máy biến áp và phòng hạ áp đặt các thiết bị phân phối hạ áp. Cũng có thể chỉ có 2 phòng, trong đó MBA và thiết bị cao áp đặt chung một phòng có lưới ngăn. Với trạm 2 máy biến áp như yêu cầu của đồ án này thì ta có thể bố trí 3 hoặc 4 phòng. Nếu đặt chung 2 máy biến áp một phòng thì tiết kiệm được nhưng nguy hiểm khi một máy xảy ra cháy nổ. Đặt mỗi máy một phòng sẽ tốn kém hơn nhưng mức độ an toàn cáo hơn. Với trạm này cần xây hố dầu sự cố dưới bệ máy biến áp, cần đặt cửa thông gió cho phòng máy và phòng cao, hạ áp (có che lưới mắt cáo) cửa ra vào phải có khoá chắc chắn và kín đề phòng chim, chuột, rắn ... * Trình tự thiết kế một TBA được tiến hành như sau: 1- Chọn máy biến áp và sơ đồ nguyên lý của trạm biến áp. 2- Chọn các thiết bị điện cao áp và hạ áp của TBA. 3- Tính toán ngắn mạch để kiểm tra các thiết bị đã lựa chọn. 4- Tính toán, thiết kế hệ thống nối đất cho TBA. * Các số liệu trạm biến áp cần thiết kế: 1- Trạm biến áp có công suất: Sđm = 2x100 kVA Điện áp định mức: 22/ 0,4 kV. Có 6 lộ xuất tuyến 0,4 kV. 4 - Điện trở suất của đất là: r = 0,4.1014 W/cm. * Phương án dự kiến: Nhiệm vụ thiết kế đặt ra là thiết kế trạm biến áp kiểu kín trong nhà, tủ hạ áp ta có thể đặt trong nhà đặt máy biến áp hoặc có thể đặt trong buồng phân phối tuỳ theo điều kiện bảo vệ án toàn, điều kiện về đất đai... Trạm biến áp được thiết kế trạm kiểu kín trong nhà, đặt 2 máy biến áp có công suất 100 kVA - 22/0,4 kV. Phía cao áp lắp 2 bộ cầu chì ống để bảo vệ máy biến áp khi ngắn mạch, 2 bộ dao cách ly và 2 bộ chống sét van để chống sét đánh lan truyền từ đường dây vào Phía hạ áp đặt 2 tủ phân phối hạ thế. Trong mỗi tủ có các áptômát tổng , áptômát nhánh và 3 đồng hồ Ampemét đo cường độ dòng điện của phụ tải, một đồng hô Volmet, một khoá chuyển mạch, để kiểm tra điện áp pha, một bộ biến dòng , một công tơ hữu công và một công tơ vô công để đo công suất tiêu thụ. CHƯƠNG I CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NGUYÊN LÝ CỦA TRẠM 1.1. CHỌN MÁY BIẾN ÁP Giả sử MBA đã được nhiệt đới hoá, công suất định mức của MBA được chọn theo điều kiện: SđmB ³ Stt (theo đề tài ta chọn MBA có: SđmB = 100 kVA). Để làm mát MBA ta chọn hệ thống làm mát tự nhiên bằng dầu. Tra phụ lục II.2 - Trang 258 - Thiết kế cấp điện: NGÔ HỒNG QUANG - VŨ VĂN TẨM của nhà xuất bản khoa học kỹ thuật xuất bản năm 2005 ta chọn MBA 100kVA - 22/ 0,4kV do hãng ABB sản xuất, có các thông số như sau: Sđm (kVA) UC (kV) UH (kV) DP0 (kW) DPN (kW) UN% Trọng lượng toàn bộ (kg) Kích thước (mm) 100 22 0,4 0,32 2,05 4 630 900-730-1365 1.2. SƠ ĐỒ NGUYÊN LÝ ( Hình vẽ trang 124) Chú thích sơ đồ: Đường dây trên không 22 kV Chống sét van Cầu dao cách ly Cầu chì ống cao áp Máy biến áp 100 kVA-22/0,4 kV Cáp từ mặt máy vào tủ hạ áp Dây nối đất Các đồng hô Volmét và Ampemét Các đồng hồ đo công suất hữu công và công suất vô công Khoá chuyển mạch Biến dòng điện Áptômát tổng Thanh cái hạ áp Áptômát nhánh Chống sét van hạ thế Cáp xuất tuyến Áptô mát liên lạc CHƯƠNG II CHỌN CÁC THIẾT BỊ ĐIỆN CAO ÁP VÀ HẠ ÁP 2.1. CHỌN THIẾT BỊ ĐIỆN CAO ÁP Bởi vì trạm có 2 máy biến áp có công suất giống nhau nên ta chọn các thiết bị của 2 máy là như nhau. Các thiết bị điện cao áp được chọn theo điều kiện sau: Uđmtb ³ Uđm.m Iđmtb ³ Ilv max IđmB = Ilv max = = 2,62 A MBA được phép quá tải 40% nên dòng điện cưỡng bức là: Ilvcb = 1,4. Ilvmax = 1,4. 2,62 = 3,67 A Trong đó: - Uđm.m: Điện áp định mức của mạng điện. - Uđmtb : Điện áp định mức của thiết bị. 2.1.1. Chọn cầu chì ống cao áp Cầu chì được chọn theo các điều kiện ghi theo bảng sau: ĐẠI LƯỢNG CHỌN VÀ KIỂM TRA ĐIỀU KIỆN Điện áp định mức (kV) Dòng điện định mức (A) Dòng cát định mức (kA) Công suất cắt định mức (MVA) Uđmcc ³ Uđm.m Iđmcc ³ Icb Icđm ³ I” Scđm ³ S” - UđmCC ³ Uđmmạng = 22 kV - IđmCC ³ Ilvcb = 3,67 A Tra bảng 2.21 Trang 121 - sổ tay LỰA CHỌN VÀ TRA CỨU THIẾT BỊ ĐIỆN của tác giả Ngô Hồng Quang ta chọn cầu chì ống cao áp do Siemens chế tạo, có các thông số sau: LOẠI CẦU CHÌ Uđm Iđm IcắtN IcắtNmin khối lượng Tổn hao 3GD1 401-4B 24 kV 6 A 40 kA 25 A 3,8 kg 35 W 2.1.2. Chọn dao cách ly (DCL) Dao cách ly được chọn theo các điều kiện sau: ĐẠI LƯỢNG CHỌN VÀ KIỂM TRA ĐIỀU KIỆN 1. Điện áp định mức (kV) Dòng điện định mức (A) Dòng ổn định động (kA) Dòng ổn định nhiệt (kA) UđmDCL ³ Uđm.m IđmDCL ³ Icb Iđđm ³ ixk Inh.đm ³ Iµ. - UđmDCL ³ Uđmmạng = 22 kV - IđmDCL ³ Ilvcb = 3,67 A Tra bảng 2.30 Trang 127 - sổ tay LỰA CHỌN VÀ TRA CỨU THIẾT BỊ ĐIỆN của tác giả Ngô Hồng Quang ta chọn dao cách ly trong nhà do Công ty thiết bị điện Đông Anh chế tạo, có các thông số sau: LOẠI DCL Uđm Iđm IN cp Iôđn khối lượng DT 24/200 24 kV 200 A 20 kA 8 kA 68 kg 2.1.3. Chọn chống sét van Nhiệm vụ của chống sét van là chống sóng sét lan truyền từ ngoài đường dây trên không vào máy biến áp. Chống sét van được làm bằng điện trở phi tuyến. Với điện áp định mức của lưới điện, điện trở chống sét van có trị số lớn vô cùng không cho dòng điện đi qua, khi có dòng sét điện trở giảm xuống không, chống sét van tháo dòng sét xuống đất. Người ta thường chế tạo chống sét van rất đơn giản, chỉ căn cứ vào điện áp: Uđmcsv ³ Uđm.m Ta chọn bộ chống sét van 24 kV loại AZIP-501B24 do hãng Cooper (Mỹ) chế tạo. 2.1.4. Chọn sứ cách điện cao thế 22 kV Hiện nay trên thị trường có bán sứ cách điện của công ty sứ Minh Long sản phẩm này đáp ứng được yêu cầu kỹ thuật và giá cả hợp lý, ta chọn loại sứ đứng 24 kV do Minh Long sản xuất, có các thông số sau: Kiểu Tiêu chuẩn Uđm (kV) UPđ ướt (kV) UPđ khô (kV) trọng lượng (kg) ML2 TCVN 4759-1993 24 30 45 4,5 2.1.5. Chọn thanh dẫn xuống MBA Chọn tiết diện thanh dẫn theo điều kiện phát nóng lâu dài cho phép: ICP ³ Ilvcb = 3,67 A. ở đây ta chọn thanh dẫn là các thanh đồng tròn có sơn để phân biệt pha. Tra bảng 7.3 - trang 364 - sổ tay LỰA CHỌN VÀ TRA CỨU THIẾT BỊ ĐIỆN của tác giả NGÔ HỒNG QUANG, ta chọn thanh dẫn đồng tròn, có các thông số sau: Loại thanh dẫn Đường kính (mm) Tiết diện (mm2) Trọng lượng kg/m ICP (A) Thanh đồng tròn 10 78,5 0,699 243 2.2. CHỌN THIẾT BỊ ĐIỆN HẠ ÁP Các thiết bị điện hạ áp được chọn theo điều kiện: UđmtbH ³ Uđm.mạngH ; Uđm.mạngH = 0,4 kV IđmtbH ³ Ilv max Itt = IđmH = Ilv max = = 202,08 A 2.2.1. Chọn tủ phân phối hạ áp Chọn loại tủ phân phối 0,4 kV - 200 A, có các thông số sau: Loại tủ Uđm (kV) Iđm (A) áp tô mát 0,4kV Kích thước (m) Cao Rộng Sâu Tủ PP 0,4kV 0,4 200 AT - 200 2,2 0,8 0,6 2.2.2. Chọn cáp từ MBA sang tủ phân phối 0,4 kV Ta chọn cáp theo điều kiện phát nóng cho phép: - Dòng điện tính toán : Itt = IđmH = = 202,08 A. - Chọn cáp theo điều kiện phát nóng cho phép: k. ICP ³ Itt = 202,08 A. Trong đó: - ICP : Là dòng điện làm việc lâu dài cho phép của cáp ứng với nhiệt độ tiêu chuẩn của môi trường; (A). - k : Là hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường xung quanh. Tra PL2-21- Trang 370 - Giáo trình CUNG CẤP ĐIỆN: ứng với nhiệt độ môi trường là 400c, nhiệt độ tiêu chuẩn của môi trường là 250c, ta có: k = 0,81. Þ ICP ³ = 249,48 A. Tra phụ lục IV-11 - Trang 301 Giáo trình THIẾT KẾ CẤP ĐIỆN của tác giả: NGÔ HỒNG QUANG - VŨ VĂN TẨM. Ta chọn cáp đồng hạ áp PVC 3 lõi + Trung tính (3x70 + 1x50) do hãng LENS chế tạo, có các thông số sau: F (mm2) d (mm) Trọng lượng (kg/km) r0 ở 200c (W/km) ICP (A) Lõi Vỏ Trong nhà Ngoài trời Min Max 3x70 + 1x50 10/8,4 31,1 36,2 3120 0,268/0,387 254 246 2.2.3. Chọn thanh cái hạ áp Thanh góp còn được gọi là thanh cái hoặc thanh dẫn. Thanh góp được dùng trong các tủ phân phối, tủ động lực hạ áp, trong các tủ máy cắt, các trạm phân phối trong nhà. Với trạm phân phối ngoài trời thường dùng thanh góp mềm, Với các tủ điện cao hạ áp và phân phối trong nhà thường dùng thanh góp cứng. Thanh góp được chọn theo điều kiện phát nóng lâu dài cho phép, kiểm tra theo điều kiện ổn định động và ổn định nhiệt, ở đây ta chọn thanh cái bằng đồng có sơn mầu để phân biệt 3 pha. Dòng điện lớn nhất qua thanh góp là dòng định mức máy biến áp: IđmB = = 202,08 A. Tra PL 10 - Trang 123 THIẾT KẾ NHÀ MÁY ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP tác giả Nguyễn Hữu Khái, ta chọn thanh dẫn bằng đồng có tiết diện hình chữ nhật 30 ´ 4mm, có các thông số sau: Kích thước (mm) F (mm2) M (kg/m) ICP (A) R (mW/m) X (mW/m) 30 ´ 4 120 1,066 475 0,167 0,163 2.2.4. Chọn sứ đỡ hạ áp Tra PL2 - 27 - Trang 347 - Giáo trình CUNG CẤP ĐIỆN, ta chọn sứ đỡ loại Of-1-375 do Liên xô chế tạo, có các thông số sau: Loại sứ Uđm (kV) UPđ khô (kV) Phụ tải phá hoại (kg) Khối lượng (kg) of-1-375 1 11 375 0,7 2.2.5. Chọn áp tô mát Áptômát là thiết bị đóng cắt hạ áp, có chức năng bảo vệ quá tải và ngắn mạch. Do có ưu điểm hơn hẳn cầu chì là khả năng làm việc chắc chắn, tin cậy an toàn, đóng cắt đồng thời 3 pha và khả năng tự động hoá cao, nên áptômát mặc dù có giá đắt hơn nhưng ngày càng đựơc sử dụng rộng rãi trong lưới điện hạ áp công nghiệp cũng như lưới điện ánh sáng sinh hoạt. Áp tô mát được chọn theo điều kiện sau: - UđmAT ³ Uđmmạng - IđmAT ³ Itt - IcđmAT ³ IN *Chọn áp tô mát tổng và áp tô mát liên lạc: Ta có: Itt = IđmB = 144,34 A. Tra PL3-5, trang 352 giáo trình CUNG CẤP ĐIỆN, ta chọn áp tô mát do Nhật chế tạo loại: EA 203-G-0,4kV-200A, có các thông số kỹ thuật sau: Loại áp tô mát Uđm (kV) Iđm (A) IN (Ixk) (kA) R (mW) X (mW) EA 203 - G 0,4 200 25 0,36 + 0,6 = 0,42 0,28 * Chọn áp tô mát nhánh: Từ thanh cái hạ áp có 3 lộ ra cung cấp cho khu dân cư, ta coi công suất mỗi lộ ra là như nhau: S1 = S2 = S3 = = 33,333 A. Itt = = 48,112 A. Do vậy ta chọn áp tô mát loại EA 103 - G - 75A có các thông số sau: Loại áp tô mát Uđm (kV) Iđm (A) IN (Ixk) (kA) R (mW) X (mW) EA 103 - G 0,4 75 25 2,35 + 1 = 3,35 1,3 2.2.6. Chọn máy biến dòng điện (BI) Chức năng của máy biến dòng điện là biến đổi dòng điện sơ cấp có trị số bất kỳ xuống trị số dòng điện là 5A (đôi khi là 1A và 10A), nhằm cung cấp nguồn dòng cho các mạch đo lường, bảo vê, tín hiệu, điều khiển. Riêng máy biến dòng hạ áp chỉ làm nhiệm vụ cung cấp nguồn dùng cho đo đếm. Ký hiệu máy biến dòng là TI hoặc BI. Phụ tải thứ cấp BI gồm: - Ampemét 0,1 VA - Công tơ hữu công 2,5 VA - Công tơ vô công 2,5 VA - Tổng phụ tải 5,1 VA Các đồng hồ đo có độ chính xác 0,5 Máy biến dòng được chọn theo điều kiện: - UđmBI ³ Uđm mạng = 0,4kV - IđmBI ³ Ta có: Icb = 1,4. IlvMax = 1,4. 144,34 = 202 A IđmBI ³ = 168 A. Tra phụ lục 2 - 24 - Trang 345 - Giáo trình cung cấp điện, ta chọn máy biến dòng do Liên xô chế tạo, số lượng 03 BI đặt trên 3 pha có các thông số sau: Loại BI Uđm (kV) Iđm (A) Cấp chính xác S (VA) Phụ tải thứ cấp (W) Số cuộn dây thứ cấp TKM - 0,5 0,5 5-200 0,5 10 0,4 1 2.2.7. Chọn dây dẫn từ BI đến các dụng cụ đo Để đảm bảo độ bền cơ học và độ chính xác của hệ thống đo đếm ta chọn loại dây đồng 1 sợi bọc nhựa PVC có tiết diện 2,5mm2 2.2.8 - Chọn các thiết bị đo đếm điện năng: Chọn Vôn mét, Ampemét, oát mét. Tra PL13 - Trang 146 - Hướng dẫn thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp, ta chọn như sau: Tên đồng hồ Ký hiệu Loại Cấp chính xác Công suất tiêu thụ (VA) Cuộn điện áp Cuộn dòng điện Ampemét A $ 378 1,5 0,1 Vôn mét V $ 378 1,5 2 Oát mét tác dụng W Д - 305 1,5 2 0,5 oát mét phản kháng VAr Д - 305 1,5 2 0,5 Tổng công suất tiêu thụ (VA): 7,1 CHƯƠNG III TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH KIỂM TRA CÁC THIẾT BỊ ĐÃ CHỌN 3.1.TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH Khi tính toán ngắn mạch ta giả thiết áp tô mát liên lạc ở vị trí cắt khi đó ta tính toán ngắn mạch như sau: Giả sử các điểm tính toán ngắn mạch ta chọn như sơ đồ nguyên lý sau đây: Trong đó: - Tính toán điểm ngắn mạch N1 để kiểm tra cầu chì và DCL phía cao áp. - Tính toán điểm ngắn mạch N2,N3 để kiểm tra các thiết bị hạ áp. Giả thiết ngắn mạch xảy ra là dạng ngắn mạch 3 pha đối xứng và coi nguồn có công suất vô cùng lớn. Vì trạm biến áp được coi là ở xa nguồn, nên khi tính toán ngắn mạch ta có thể xem: IN = I = I¥ = Trong đó: IN - Dòng điện ngắn mạch I - Là dòng ngắn mạch siêu quá độ I¥ - Giá trị của dòng ngắn mạch ở chế độ xác lập ZS - Là tổng trở từ hệ thống đến điểm ngắn mạch. * Điện kháng của hệ thống có thể được tính gần đúng qua công suất ngắn mạch của máy cắt đầu nguồn: SN = 250 MVA. XHT = = 1,936 W. * Trị số dòng điện xung kích là: ixk = 1,8. . IN (kA) a- Tính ngắn mạch tại điểm N1: HT XHT N1 - Sơ đồ thay thế: Ta có: IN1 = I = I¥ = = = 6,561 kA. Þ ixk1 = 1,8. . IN1 = 1,8. . 6,561 = 16,702 kA. b- Tính toán ngắn mạch tại điểm N2: Khi tính toán ngắn mạch phía hạ áp, ta có thể coi MBA hạ áp là nguồn (vì được nối với hệ thống có công suất vô cùng lớn), vì vậy điện áp phía hạ áp không thay đổi khi xảy ra ngắn mạch, do vậy ta có: IN = I = I¥. - Sơ đồ thay thế như sau: HT ZB ZC ZAT N2 - Tổng trở của MBA 100 kVA - 22/0,4 kV: ZB = RB + j XB = + j Trong đó: + DPN : Là tổn thất công suất ngắn mạch của MBA, (kW). + UN% : Là điện áp ngắn mạch phần trăm của MBA. + Sđm : Là dung lượng định mức của MBA, (kVA). + Uđm : Là điện áp định mức của MBA, (kV). ZB = + j = 32,8 + j 64 mW - Tổng trở của cáp là: ZC = Z0. LC Trong đó: + LC = 10 m = 10. 10-3 km + r0 = 0,268 W/km + x0 = 0,0612 W/km (tra PL4-8-Trang 363 giáo trình CUNG CẤP ĐIỆN). Þ ZC = ( 0,268 + j 0,0612 ) .10. 10-3 = 2,68 + j 0,612 mW. - Tổng trở của áp tô mát là: ZAT = 0,42 + j 0,28 mW. Vậy ta có: ZS = ZB + ZC + ZAT = 32,8 + j 64 + 2,68 + j 0,612 + 0,42 + j 0,28 = 35,9 + j 64,892 mW. Về mô đun: ZS = = 74,161 mW. Do đó: IN2 = I = I¥ = = = 3,114 kA. Þ ixk2 = 1,8. . IN2 = 1,8. . 3,114 = 7,927 kA. c- Tính toán ngắn mạch tại điểm N3: - Sơ đồ thay thế: HT ZB ZC ZAT ZTC ZAN - Ta có tổng trở thanh cái hạ thế: ZTC = Z0 . LTC Trong đó: LTC = 0,6m; r0 = 0,167 mW/m; x0 = 0,163 mW/m Þ ZTC = ( 0,167 + j 0,163 ). 0,6 = 0,1 + j 0,098 mW. - Tổng trở của áp tô mát nhánh là: ZAN = 3,35 + j 1,3 mW Vậy ta có: ZS3 = ( ZB + ZC + ZAT ) + ZTC + ZAN = 35,9 + j 64,892 + 0,1 + j 0,098 + 3,35 + j 1,3 = 39,35 + j 66,29 mW Về mô đun: ZS3 = = 77,089 mW Þ IN3 = I = I¥ = = 2,996 kA. Þ ixk3 = 1,8. . IN3 = 1,8. . 2,996 = 7,627 kA. 3.2. KIỂM TRA CÁC KHÍ CỤ ĐIỆN ĐÃ CHỌN a- Kiểm tra cầu chì ống cao áp và DCL: Thông số cầu chì đã chọn LOẠI CẦU CHÌ Uđm Iđm IcắtN IcắtNmin khối lượng Tổn hao 3GD1 401-4B 24 kV 6 A 40 kA 25 A 3,8 kg 35 W Thông số DCL đã chọn LOẠI DCL Uđm Iđm IN cp Iôđn khối lượng DT 24/200 24 kV 200 A 20 kA 8 kA 68 kg So sánh các số liệu trong bảng chọn cầu chì và DCL với trị số dòng cưỡng bức, dòng ngắn mạch, dòng xung kích tại điễm ngắn mạch N1 ta thấy cầu chì và cầu dao đã chọn thoả mãn điều kiện kỹ thuật. b- Kiểm tra thanh cái hạ áp: Kiểm tra thanh cái 0,4 kV theo điều kiện ổn định động: dtt £ dCP Trong đó: + dCP: ứng suất cho phép của vật liệu làm thanh góp + dtt : ứng suất tính toán, xuất hiện trong thanh góp do tác động của lực điện động dòng ngắn mạch dtt = ; kg/cm2 - M : Là mô men uốn tính toán M = ; kG.m Ftt = 1,76. 10- 2. (kg/cm) Với: l - Là khoảng cách giữa 2 sứ đỡ của 1 pha, l = 50 cm a - Là khoảng cách giữa các pha, a = 10 cm ixk = ixk2 = 7,927 kA Þ M = 1,76. 10 -2. = 27,648 kg/cm - W : Là mô men chống uốn của thanh dẫn. W = = 0,6 cm3. Þ dtt = = = 46,08 kg/cm2. Mà thanh cái hạ áp bằng đồng 30 ´ 4mm, có: dCP = 140 kg/cm2. Þ dtt = = 46,08 kg/cm2 < dCP = 140 kg/cm2 Þ Đạt yêu cầu. c- Kiểm tra máy biến dòng điện: Công suất định mức thứ cấp BI là: SđmBI = 10 VA > Stt = 7,1 VA, như vậy BI đã chọn thoả mãn điều kiện. d- Kiểm tra áp tô mát: * Áp tô mát tổng: Điều kiện kiểm tra ixkAT > ixk2 Ta có:ixkAT = 25kA > ixk2 = 7,927 kA Þ Đạt yêu cầu. * Áp tô mát nhánh: Điều kiện kiểm tra ixkAT > ixk2 Ta có: ixkATN = 25kA > ixk3 = 7,627 kA Þ Đạt yêu cầu. e- Kiểm tra sứ đỡ hạ áp: Với sứ đỡ ta phải kiểm tra điều kiện ổn định động, sự bền vững của sứ đỡ được xác định theo lực tính toán trên đầu sứ. Điều kiện kiểm tra: Ftt < FCP = 0,6.FPh Trong đó: + FCP : Lực tác dụng lên đầu sứ với FCP = 0,6. FPh = 0,6.375 = 225 kG + FPh : Lực phá hoại định mức của sứ + F’tt : Lực tính toán trên đầu sứ F’tt = Ftt. Với: l- khoảng cách giữa 2 sứ đỡ liên tiếp l = 50 cm a - khoảng cách giữa 2 pha a = 15 cm Ftt = 1,76. 10-2. = 1,76. 10-2. = 3,413 kG Ta thấy: FCP = 225 kG > Ftt 3,413 kG Þ Đạt yêu cầu. CHƯƠNG IV TÍNH TOÁN NỐI ĐẤT CHO TRẠM BIẾN ÁP Trạm biến áp làm việc thường xuyên có người vận hành, cách điện của các thiết bị điện trong trạm có thể bị chọc thủng, do vậy khi người vận hành chạm vào vỏ các thiết bị điện sẽ rất nguy hiểm. Sét đánh trực tiếp hoặc lan truyền vào trạm biến áp, hệ thống chống sét làm việc, nếu tiếp địa trạm không tốt thì không những gây hư hỏng các thiết bị điện, thiết bị chống sét mà có thể còn gây nguy hiểm cho người vận hành. Nối đất trung tính MBA là nối đất làm việc, có tác dụng cân bằng điện áp 3 pha tạo điều kiện cho MBA vận hành an toàn, đảm bảo kỹ thuật. Do vậy việc tính toán, thiết kế nối đất cho trạm biến áp có một vai trò rất quan trọng, đảm bảo sự làm việc bình thường của các thiết bị và đảm bảo an toàn cho người vận hành. Đây là một nhiệm vụ không thể thiếu khi thiết kế một trạm biến áp. Trong các trạm biến áp phụ tải thì nối đất làm việc và nối đất an toàn được nối chung với nhau. Điện trở nối đất của toàn trạm (Đối với TBA có Ura £ 1000V và Sđm £ 320 kVA) yêu cầu: Rđ £ 4 W. Hệ thống nối đất của trạm biến áp có ba chức năng chính: Nối đất làm việc Nối đất an toàn Nối đất chống sét Căn cứ vào mặt bằng trạm, ta chọn hệ thống nối đất hỗn hợp gồm các cọc và thanh như hình vẽ Vì độ ẩm của đất thường có sự thay đổi theo mùa (mùa mưa và mùa khô), do vậy ta xác định điện trở suất của đất theo mùa: r = rđ . kMax. Với đất vườn, ruộng ta có: rđ = 0,4. 104 W/cm. Tra PL6-4 - Trang 393 Giáo trình CUNG CẤP ĐIỆN tác giả NGÔ HỒNG QUANG - VŨ VĂN TẨM, ta có: kC = 1,4 ; kT = 1,6. * Điện trở nối đất của hệ thống được xác định theo công thức: RHT = Hệ thống nối đất bao gồm các thanh thép góc L60 ´ 60 ´ 6 dài 2,5m được nối với nhau bằng thanh thép dẹt 40x4 mm tạo thành mạch vòng nối đất bao quanh trạm biến áp. Các cọc được đóng sâu dưới mặt đất 0,7m, thép dẹt được hàn chặt với cọc ở đọ sâu 0,8m. 1. Điện trở nối đất của cọc - Dự kiến chọn cọc nối đất bằng thép góc L60 ´ 60 ´ 6 dài 2,5m, khi đó điện trở nối đất của một cọc được tính theo công thức sau: R1C = 0,00298. rđ.kC Trong đó : rđ - Điện trở suất của đất, rđ = 0,4.104 W/cm kC- Hệ số mùa, km = 1,4 R1C = 0,00298. r.kC = 0,00298. 0,4. 104 .1,4 = 16,69 W. - Sơ bộ xác định số cọc cần đóng là: n = Trong đó: + RC - Là điện trở của cọc Rc = Ryc = 4 W + hC - Là hệ số sử dụng cọc, tra bảng ta có hC = 0,73 n = = 5,7 Þ Ta chọn n = 6 cọc. 2. Điện trở nối đất của thanh nối đất Rt = Trong đó: + r - Điện trở suất của đất ở độ chôn sâu thanh ( 0,8m) r = rđ . kT = 0,4.104.1,6 = 0,64.104W/cm + L : Là tổng chiều dài chu vi mạch vòng thanh nối đất L = 2(5 + 10) = 30m = 3000cm. + b - bề rộng của thanh nối, b = 4 cm + h - là độ chôn sâu của thanh nối, h = 0,8 m = 80 cm + k - Hệ số hình dáng của hệ thống nối đất l1/l2 = 10/5 = 2 tra bảng 2-6 trang 18 giáo trình “ HƯỚNG DẪN THIẾT KẾ TỐT NGIỆP KỸ THUẬT ĐIỆN CAO ÁP tác giả NGUYỄN MINH CHƯỚC” ta được k = 6,42 Þ Rt = = 4,35 W. - Điện trở thực tế của thanh nối đất: W ht - Hệ số sử dụng thanh nối, tra bảng ta tìm được ht = 0,48 = = 9,667 W - Điện trở nối đất cần thiết của toàn bộ cọc là: = 6,823 W - Số cọc cần thiết phải đóng là: = 3,351 cọc - Như vậy với số cọc đã chọn là 6 cọc điện trở của cả hệ thống nối đất là: RHT = = 2,683 W. Ta thấy: RHT = 2,683 W < Ry/c = 4 W. Nghĩa là hệ thống nối đất đã chọn đạt yêu cầu kỹ thuật. MỤC LỤC Lời nói đầu. 1 Phần I: THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC Chương 1: Phân tích các đặc điểm của nguồn và phụ tải 2 Các số liệu về nguồn cung cấp và phụ tải 2 Phân tích nguồn và phụ tải 3 CHƯƠNG 2: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 6 2.1. Cân bằng công suất tác dụng. 6 2.2. Cân bằng công suất phản kháng. 7 2.3. Sơ bộ xác định phương thức vận hành cho nhà máy nhiệt điện. 8 Chương 3: Lựa chọn điện áp định mức của mạng điện. 10 3.1. Nguyên tắc chọn điện áp tải điện. 10 3.2. Tính chọn điện áp vận hành cho mạng điện. 10 CHƯƠNG 4: CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN Chọn phương án tối ưu. 12 4.1. Những yêu cầu chính đối với mạng điện 12 4.2. Lựa chọn dây dẫn. 12 4.3. Phân vùng cấp điện. 12 4.4. Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án. 12 4.4.1. Các phương án chọn sơ bộ. 13 4.4.2. Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án. 15 4.5. So sánh các phương án về mặt kinh tế Chương 5:So sánh các phương án về mặt kinh tế chọn phương án tối ưu cho mạng điện thiết kế 50 Chương 6:Chọn máy biến áp và sơ đồ nối điện chính. 59 6.1. Chọn máy biến áp. 59 6.2. Chọn sơ đồ nối điện 64 Chương 7: Cân bằng chính xác công suất trong các chế độ 69 7.1. Tính chính xác trong chế độ phụ tải Max 71 7.2. Tính chính xác trong chế độ phụ tải Min 79 7.3. Tính chính xác trong chế độ sau sự cố 88 CHƯƠNG 8: TÍNH ĐIỆN ÁP CÁC NÚT VÀ ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP 98 8.1. Tính điện áp các nút trong mạng điện. 98 8.2. Điều chỉnh điện áp trong mạng điện 103 Chương 9: Tính toán các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện. 114 9.1. Tính toán tổn thất điện năng trong mạng điện 114 9.2. Tính tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện 115 9.3. Tính vốn đầu tư cho mạng điện 116 9.4. Tính toán giá thành tải điện 117 Phần II: THIẾT KẾ TRẠM BIẾN ÁP KIỂU KÍN TRONG NHÀ 2*100 kVA-22/0,4kV, 6 LỘ XUẤT TUYẾN 120 Chương 1: Chọn máy biến áp và sơ đồ nguyên lý của trạm 123 1.1. Chọn máy biến áp 123 1.2. Sơ đồ nguyên lý trạm biến áp 123 Chương 2: Chọn các thiết bị điện cao và hạ áp 126 2.1. Chọn thiết bị điện cao áp 126 2.2. Chọn thiết bị điện hạ áp 128 Chương 3: Tính toán ngắn mạch, kiểm tra thiết bị đã chọn 133 3.1. Tính toán ngắn mạch 133 3.2. Kiểm tra thiết bị đã chọn 136 Chương 4: Tính toán nối đất của trạm 139 Tài liệu tham khảo Mục lục