Thiết kế phần điện cho nhà máy nhiệt điện có công suất 400 MW

n chở và xây lắp. VB: Tiền mau máy biến áp. Vốn đầu tư máy cắt VTBPP = n1. VTBPP1 + n2 . VTBPP2 + n3 . VTBPP3 + … n1,n2 ….: số mạch phân phối. VTBPP1, VTBPP2…: Giá tiền mỗi mạch thiết bị phân phối ứng với các cấp điện áp. Phí tổn vận hành hàng năm: Pi = Pki + Ppi + Pti. là khấu hao hàng năm về vốn đầu tư và sửa chữa lớn. a - Định mức khấu hao (%) Ppi: Chi phí lương công nhân và sửa chữa nhỏ. Có thể bỏ qua vì nó chiếm giá trị không đáng kể so với tổng chi phí sản xuất và cũng ít khác nhau giữa các phương án. Pti = b . DA là chi phí do tổn thất điện năng hàng năm gây ra. b: là giá tiền tổn thất điện năng trung bình, b = 500 đồng/kWh. DA: là tổn thất điện năng trong thiết bị điện (kWh) chủ yếu do tổn thất trong máy biến áp quyết định. So sánh hiệu quả kinh tế của hai phương án: Nếu các phương án có V1 > V2 và P1 P2) thì có thể tính thời gian thu hồi vốn đầu tư chênh lệch: ở đây: T là thời gian thu hồi vốn đầu tư chênh lệch (năm). Nếu T < Tđm thì phương án hợp lý về mặt kinh tế là phương án có vốn đầu tư lớn. Việt Nam quy định Tđm = 8 năm. Nếu T > Tđm thì phương án hợp lý về mặt kinh tế là phương án có vốn đầu tư thấp hơn. là thời gian thu hồi vốn đầu tư tiêu chuẩn. Nếu dùng hàm chi phí tính toán thì phương án nào có hàm chi phí tính toán bé nhất sẽ được xem là phương án tối ưu về mặt kinh tế. 4.2. Tính toán cho các phương án: 4.2.1. Phương án 1: a. Chọn sơ đồ nối điện và thiết bị phân phối. + Cấp điện áp 220 kV: Dùng sơ đồ hệ thống hai thanh góp. + Cấp điện áp 110 kV: Dùng sơ đồ hệ thống hai thanh góp. + Cấp điện áp 10 kV: Không có thanh góp điện áp máy phát. Sơ đồ nối điện của phương án vẽ trên hình h.4.1. Hình.4.1. b. Tính chi phí tính toán. + Vốn đầu tư: V1 = VB1 + VTBPP1 - Máy biến áp tự ngẫu công suất 250 MVA cấp điện áp 220 kV có: vB = 240 . 103 .40000 đồng; kB = 1,3 - Máy biến áp hai cuộn dây công suất 125 MVA có: vB110 = 100 . 103 . 40000 đồng; kB110 = 1,5 vB220 = 162 . 103 . 40000 đồng; kB110 = 1,4 Như vậy tiền đầu tư cho máy biến áp là: VB1 = (2 . 1,3.240.103 +1,4.162.103+1,5.100.103).40000 = 40032.106 đồng Theo sơ đồ nối điện như trên hình h.4.1. ta có: - Phía 220 kV có 4 mạch máy cắt, giá mỗi mạch là 75.103.15000 đồng. - Phía 110 kV có 4 mạch máy cắt, giá mỗi mạch là 45.103.15000 đồng. - Phía 10 kV có 2 mạch máy cắt, giá mỗi mạch là 23.103.15000 đồng. Do đó: VTBPP1 = (4.75 + 4 . 45 + 2 . 23).103 . 15000 = 7890 .106 đồng. Vậy vốn đầu tư cho phương án 1 là: V1 = 40032 . 106 + 7890 . 106 = 47922 . 106 đồng. + Phí tổn vận hành hàng năm: - Khấu hao và sửa chữa lớn với định mức khấu hao a = 6,4%. đồng - Chi phí do tổn thất điện hàng năm gây ra: Pt1 = b. D = 500 . 10605,781 . 103 = 5302,891 . 106 đồng. - Phí tổn vận hành hàng năm: P1 = Pk1 + Pt1 = 3067,088 . 106 + 5302,89 .106 = 8369,898 . 106 đồng + Chi phí tính toán: Z1 = P1 + ađm . V1 = 8369,898 . 106 + 0,15 . 47922 .106 = 15558,198 . 106 MVA. 4.2.2. Phương án 2: a. Chọn sơ đồ nối điện và thiết bị phân phối: + Cấp điện áp 220 kV: Dùng sơ đồ hệ thống hai thanh góp. + Cấp điện áp 110 kV: Dùng sơ đồ hệ thống hai thanh góp. + Cấp điện áp 10 kV: Không có thanh góp điện áp máy phát. Sơ đồ nối điện của phương án vẽ trên hình h.4.2. Hình.4.2. b. Tính chi phí tính toán. + Vốn đầu tư: V2 = VB2 + VTBPP2 - Máy biến áp tự ngẫu công suất 250 MVA cấp điện áp 220 kV có: vB = 240 . 103 .40000 đồng; kB = 1,3 - Máy biến áp hai cuộn dây công suất 125 MVA cáp điện áp 100 kV có: vB110 = 100 . 103 . 40000 đồng; kB110 = 1,5 Như vậy tiền đầu tư cho máy biến áp là: VB2 = (2 . 1,3.240.103 +2.1,5.100.103).40000 = 36960.106 đồng Theo sơ đồ nối điện như trên hình h.4.2. ta có: - Phía 220 kV có 3 mạch máy cắt, giá mỗi mạch là 75.103.15000 đồng. - Phía 110 kV có 5 mạch máy cắt, giá mỗi mạch là 45.103.15000 đồng. - Phía 10 kV có 2 mạch máy cắt, giá mỗi mạch là 23.103.15000 đồng. Do đó: VTBPP2 = (3.75 + 5 . 45 + 2 . 23).103 . 15000 = 7440 .106 đồng. Vậy vốn đầu tư cho phương án 2 là: V2 = 36960 . 106 + 7440 . 106 = 44400 . 106 đồng. + Phí tổn vận hành hàng năm: - Khấu hao và sửa chữa lớn với định mức khấu hao a = 6,4%. đồng - Chi phí do tổn thất điện hàng năm gây ra: Pt1 = b. D = 500 . 10844,884 . 103 = 5422,442 . 106 đồng. - Phí tổn vận hành hàng năm: P2 = Pk2 + Pt2 = 2841,6 . 106 + 5422,442 .106 = 8264,042 . 106 đồng + Chi phí tính toán: Z2 = P2 + ađm . V2 = 8264,042 . 106 + 0,15 . 44400 .106 = 14924,042 . 106 MVA. 4.3. So sánh các phương án để chọn phương án tối ưu: a. Về mặt kinh tế: Phương án Vốn đầu tư (x 106 đồng) Phí tổn vận hành (x 106 đồng) Chi phí tính toán (x 106 đồng) 1 47922 8369,898 15558,198 2 44400 8264,042 14924,042 b. Về mặt kỹ thuật: - Độ tin cậy cung cấp điện của hai phương án là như nhau. - Phương án 2 có các bộ máy phát- máy biến áp hai cuộn dây là giống nhau nên sẽ được vận hành dễ dàng hơn, ở cấp điện áp thấp hơn mức độ an toàn điện cũng có thể coi là cao hơn cho người và thiết bị. - Khả năng phát triển của phương án 2 tốt hơn, khi cần bổ sung thêm nguồn vào phía thanh góp 220 hay thêm phụ tải vào phí 110 kV. Qua phân tích ở trên ta đi đến kết luận chọn phương án 2 là phương án tối ưu làm phương án thiết kế nhà máy điện. Chương V. Lựa chọn dây dẫn và khí cụ điện Sau khi chọn được sơ đồ nối điện chính cho nhà máy, trong chương này ta tiến hành chọn các thiết bị điện và dây dẫn. Các thiết bị điện và dây dẫn được chọn phải làm việc tin cậy, chịu được các tác động nhiệt và cơ không những trong chế độ làm việc lâu dài, chế độ quá tải mà còn trong các tình huống sự cố nặng nề nhất, đồng thời cũng phải đảm bảo về kinh tế. 5.1. Chọn máy cắt điện và dao cách ly: a. Chọn máy cắt điện: Kết quả chọn ở bảng 3 – 4 chương 3. b. Chọn dao cách ly: + Điều kiện chọn dao cách ly: - Điện áp : UdmCL ³ Udm - Dòng điện: IdmCL ³ Icb - ổn định nhiệt: . tnh ³ BN - ổn định lực điện động: iIdd ³ ixk + Dựa vào kết quả tính toán dòng điện cưỡng bức bảng 2 – 6 và kết quả tính dòng điện ngắn mạch bảng 3 – 4 ta chọn thông số dao cách ly cho các cấp điện áp cho trong bảng 5 – 1: Bảng 5 – 1 Điểm ngắn mạch Tên mạch điện Thông số tính toán Loại dao cách ly Thông số định mức Udm KV Icb,kA II”,kA ixk kA Udm kV Idm,kA IIdd kA Inh/tnh N1 Cao 220 0,499 7,845 19,97 SGCP-245/2000 245 2000 125 N2 Trung 110 0,648 15,122 38,494 SGCP-123/1250 123 1250 80 N3 Hạ 10 7,123 45,65 116,21 PBK 20/8000 20 8000 300 112/4 Các dao cách ly đã chọn có dòng điện định mức lớn hơn 1000A nên không cần kiểm tra ổn định nhiệt. 5.2. Chọn dây dẫn, thanh góp mềm và thanh dẫn cứng: Trong nhà máy điện, các thiết bị điện chính như máy biến áp, máy phát… và các khí cụ điện khác như máy cắt, dao cách ly, kháng điện được nối với nhau bẳng thanh dẫn, thanh góp và cáp điện lực. Thanh dẫn, thanh góp có hai loại chính: thanh dẫn cứng và thanh dẫn mềm. Thanh dẫn cứng thường được dùng để nối từ đầu cực máy phát lên máy biến áp, đoạn từ thiết bị phân phối cấp điện áp máy phát đến máy biến áp tự dùng… Tuỳ theo dòng phải tải mà thanh dẫn cứng có cấu tạo khác nhau. Khi dòng điện nhỏ thì thường dùng thanh cứng hình chữ nhật. Khi dòng điện lớn thì dùng thanh dẫn cứng hình máng để giảm hiệu ứng mặt ngoài, hiệu ứng gần và tăng khả năng làm mát của chúng. Khi dòng lớn hơn nữa thì thanh dẫn hình ống là hợp lý. Thanh dẫn mềm được dùng làm thanh góp cho thiết bị ngoài trời điện áp 35kV trở lên, nó là dây vặn xoắn bằng đồng hay nhôm lõi thép. Khi dùng một sợi không đủ tải dòng để tránh vầng quang thì dùng chùm các sợi dây dẫn mềm. Thanh dẫn và thanh góp của 3 pha được bố trí nằm ngang, thẳng đứng hay 3 pha trên các đỉnh tam giác. 5.2.1. Chọn dây dẫn, thanh góp mềm: Dây dẫn được dùng nối từ cuộn cao, cuộn trung máy biến áp liên lạc và cuộn cao máy biến áp hai cuộn dây đến thanh góp 220kV và 110kV tương ứng. Thanh góp ở các cấp điện áp này cũng được chọn là thanh dẫn mềm. Tiết diện dây dẫn mềm được chọn theo điều kiện dòng điện cho phép trong chế độ làm việc lâu dài. - ở đây ta dùng dây dẫn trần có nhiệt độ cho phép lâu dài vcp = 700C - Nhiệt độ định mức của môi trường tính toán đã quy định, v0đm = 250C - Coi nhiệt độ của môi trường xung quanh khi dây dẫn làm việc, v0 = 350C Khi đó dòng điện cho phép làm việc lâu dài cần hiệu chỉnh theo nhiệt độ: I’cp = khc .Icp - Hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ được tính: 5.2.1.1. Chọn tiết diện dây dẫn và thanh góp mềm: Điều kiện chọn: I’cp ³ Icb với Icb là dòng điện làm việc cưỡng bức của mạch được chọn. Do đó: Để thuận tiện cho việc lắp đặt ta sử dụng một loại dây dẫn cho một cấp điện áp. Do đó ta chọn dòng cưỡng bức lớn nhất ở cấp điện áp đó để tính (lấy kết quả ở bảng 2-6 chương 2 để tính). - Mạch điện áp 220kV: Như đã tính toán ở chương hai ta có: Icb = 0,499 kA Icp ³ = 0,566 kA - Mạch điện áp 110 kV: Mạch cuộn cao máy biến áp hai cuộn dây, thanh góp và cuộn trung máy biến áp liên lạc: Icb = 0,648 kA Icp ³ = 0,735 kA Tra bảng thông số các loại dây dẫn trong quyển Thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp – PGS.TS Nguyễn Hữu Khái ta có thể chọn được các loại dây dẫn cho trong bảng 5-2 sau: Bảng 5-2 Điện áp Mạch điện Tiết diện chuẩn: nhôm/thép Tiết diện mm2 Đường kính mm Icp (A) Nhôm Thép Dây dẫn Lõi thép 220 kV MBA TN 240/56 241 56,3 22,4 9,6 610 Thanh góp 240/56 241 56,3 22,4 9,6 610 110 kV MBA bộ 400/64 390 63,5 27,7 10,2 835 Thanh góp 2x400/64 390 63,5 27,7 10,2 835 MBA TN 400/64 390 63,5 27,7 10,2 835 5.2.1.2. Kiểm tra ổn định nhiệt khi ngắn mạch: a. Tiết diện nhỏ nhất để dây dẫn ổn định nhiệt là: Smin = Trong đó: BN là xung lượng nhiệt của dòng điện ngắn mạch (A2.s) C là hằng số phụ thuộc vào vật liệu dây dẫn Với dây dẫn AC ta có C = 70 b. Tính xung lượng nhiệt: BN = BNck + BNkck Trong đó: BNck là xung lượng nhiệt của dòng điện ngắn mạch thành phần chu kỳ BNkck là xung lượng nhiệt của dòng đienj ngắn mạch thành phần không chu kỳ. * Xung lượng nhiệt khi có ngắn mạch tại N1 (cấp điện áp 220kV) + Giả thiết thời gian tồn tại ngắn mạch là 1s. Khi dó có thể tính gần đúng xung lượng nhiệt của thành phần dòng điện ngắn mạch không chu kỳ: BNkck1 = I”. Ta = (7,845.103)2.0,05 = 3,077.106 A2.s (Với U > 1000 V nên lấy Ta = 0,05s). + Thành phần xung lượng nhiệt của thành phần dòng điện ngắn mạch chu kỳ được xác định theo phương pháp giải tích đồ thị: BNCK1 = + Từ sơ đồ thay thế tính toán ngắn mạch điểm N1 (đã đưa về hai biến đổi) của phương án tối ưu (phương án 2) ta tính được giá trị dòng điện ngắn mạch tại N1 theo thời gian như sau: X1 = 0,507; X11 = 0,8268 Điện kháng tính toán của nhánh hệ thống: XttHT = X1. Tra đường cong tính toán và tính toán dòng điện ngắn mạch nhánh hệ thống cung cấp theo công thức I”HT (t) = I”*t, với SHT = 150 MVA và Uđm= 230 kV tại các thời điểm ta có bảng 5-3: Bảng 5-3 T(s) Dòng điện 0 0,1 0,2 0,5 1 I”*t 1,3 1,18 1,14 1,11 1,15 I”HT(t), kA 4,895 4,443 4,292 4,18 4,33 Điện kháng tính toán nhánh nhà máy: XttNM = X11. Tra đường cong tính toán và tính toán dòng điện ngắn mạch phía nhà máy cung cấp theo công thức I”NM (t) = I”*t , với SNM = 470 MVA và Udm = 230 kV tại các thời điểm ta có bảng 5-4: Bảng 5-4: t(s) Dòng điện 0 0,1 0,2 0,5 1 I”*t 2,5 2,2 1,74 1,84 2,04 I”NM (t), kA 2,95 2,596 2,053 2,171 2,407 Dòng điện ngắn mạch tổng tại N1 được tính theo công thức: I”N1 = I”HT + I”NM Kết quả tính dòng điện ngắn mạch tại N1 trong bảng 5-5: t(s) Dòng điện 0 0,1 0,2 0,5 1 I”Nt (t), kA 7,845 7,039 6,345 6,351 6,737 + Tính giá trị trung bình phương của dòng điện ngắn mạch Từ đó: BNck1 = 55,546.0,1 + 44,903.0,1 + 40,297.0,3 + 42,861.0,5 = 43,565 kA2.s + Vậy xung lượng nhiệt của dòng ngắn mạch tại điểm N1: BN1 = BNck1 + BNkck1 = 3,077.106 + 43,565.106 = 46,642.106 A2.s * Xung lượng nhiệt khi có ngắn mạch tại N2 (cấp điện áp 110 kV): + Giả thiết thời gian tồn tại ngắn mạch là 1s. Khi đó có thể tính gần đúng xung lượng nhiệt của thành phần dòng điện ngắn mạch không chu kỳ: BNkck2== (15,122.103)2.0,05 =11,434.106A2.s(Với U > 1000 V nên lấy Ta = 0,05 s). + Thành phần xung lượng nhiệt của thành phần dòng điện ngắn mạch chu kỳ được xác định theo phương pháp giải tích đồ thị: + Từ sơ đồ thay thế tính toán ngắn mạch điểm N2 (đã đưa về hai biến đổi) của phương án tối ưu (phương án 2) ta tính được giá trị dòng điện ngắn mạch tại N2 theo thời gian như sau: X10 = 0,737 X11 = 0,5968 Điện kháng tính toán của nhánh hệ thống: XttHT = X10. Tra đường cong tính toán và tính toán dòng điện ngắn mạch nhánh hệ thống cung cấp theo công thức I”HT(t) = I”*t, với SHT = 1500 MVA và Udm = 115 kV tại các thời điểm ta có bảng 5-6: Bảng 5-6: Dòng điện 0 0,1 0,2 0,5 1 I”*t 0,88 0,8 0,75 0,75 0,82 I”HT(t),kA 6,627 6,025 5,648 5,648 6,175 Điện kháng tính toán nhánh nhà máy: Tra đường cong tính toán và tính toán dòng điện ngắn mạch phía nhà máy cung cấp theo công thức I”NHà MáY(t) = I”*t, với SNM = 470 MVA và Udm = 230 kV tại các thời điểm ta có bảng 5-7: Bảng 5-7: t(s) Dòng điện 0 0,1 0,2 0,5 1 I”*t 3,6 3,05 2,75 2,5 2,34 I”NM(t), kA 8,495 8,197 6,489 5,899 5,821 Dòng điện ngắn mạch tổng tại N2 được tính theo công thức: I”N2 = I”HT + I”NM Kết quả tính dòng điện ngắn mạch tại N2 cho trong bảng 5-8: Bảng 5-8: t(s) Dòng điện 0 0,1 0,2 0,5 1 I”N1(t), kA 15,122 14,222 12,137 11,547 11,696 + Tính giá trị trung bình bình phương của dòng điện ngắn mạch: Từ đó: BNck2 = 215,47.0,1 + 174,786.0,1 + 140,32.0,3 + 135,18.0,5 = 148,712 kA2.s + Vậy xung lượng nhiệt của dòng ngắn mạch tại điểm N2: BN2 = BNck2 + BNkck2 = 11,434.106 + 148,712.106 = 160,146.106 A2.s * Tiết diện dây dẫn nhỏ nhất đảm bảo ổn định nhiệt ở các cấp điệ áp: + Cấp điện áp 220 kV: + Cấp điện áp 110 kV: Các dây dẫn và thanh góp mềm đã chọn ở bảng 5-2 đều có tiết diện lớn hơn tiết diện nhỏ nhất tính theo điều kiện đảm bảo ổn nhiệt. 5.2.1.3. Kiểm tra điều kiện vầng quang: * Điều kiện để không phát sinh vầng quâng: Uvq = 84.m.r.lg³ Udm Trong đó: m là hệ số xù xì bề mặt dây dẫn, với dây AC có m = 0,85 r là bán kính ngoài của dây dẫn (cm) atn: Khoảng cách trung bình hình học giữa các trục của dây dẫn (cm) Uvq: Điện áp tới hạn để phát sinh vầng quang (kV). Khi ba pha bố trí trên mặt phẳng nằm ngang thì giá trị này cần giảm đi 4%. * Cấp điện áp 220 kV: Kiểm tra với dây dẫn có tiết diện chuẩn 240 mm2 r = d/2 = 1,12 cm a = 500 cm atb = 1,26.500 = 630 cm Điện áp vầng quang tới hạn của dây dẫn pha giữa khi bố trí ba pha trên mặt phẳng nằm ngang: Uvq = 0,96.84.0,85.1,12.lg= 211,249 kV < U dmmạng = 242 kV không thoả mãn điều kiện vầng quang. Vì vậy ta cần chọn dây dẫn có tiết diện lớn hơn cho mạch phía cao máybiến áp liên lạc: Chọn dây dẫn AC – 400/22 có r = 1,33 cm. Khi đó: Uvq = 0,96.84.0,85.1,33.lg = 243,907 kV > Udmmạng = 242 kV Do đó khi chọn dây dẫn AC-400/22 thì thoả mãn điều kiện chống phát sinh vầng quang ở cấp điện áp 220 kV. * Cấp điện áp 110 kV: Kiểm tra với dây dẫn AC-400 có: r = 1,33 cm a =300 cm atb = 1,26.300 = 378 cm Uvq = 0,96.84.0,85.1,33.lg= 223,682 kV > Udmmạng = 121 kV thoả mãn điều kiện chống phát sinh vầng quang. Tóm lại: Tất cả các dây dẫn mềm dùng để nối từ cuộn cao máy biến áp tự ngẫu, máy biến áp bộ và cuộn trung máy biến áp tự ngẫu đều chọn dây AC-400, thoả mãn điều kiện ổn định nhiệt và phát sinh vầng quang, tức thoả mãn các điều kiện kỹ thuật. 5.2.2. Chọn thanh dẫn cứng và sứ đỡ: Thanh dẫn cứng dùgn nối từ máy phát điện tới cuộn hạ máy biến áp tự ngẫu và máy biến áp hai cuộn dây. Tiết diện thanh dẫn được chọn theo điều kiện phát nóng lâu dài như đối với dây dẫn mềm. Để tận dụng diện tích mặt bằng ta chọn thanh dẫn đồng nhằm giảm kích thước và khoảng cách giữa các pha. 5.2.2.1. Chọn tiết diện thanh dẫn: Điều kiện: I’cp ³ Ilvcb Trong đó: Ilvcb là dòng điện cưỡng bức ở mạch máy phát, Ilvcb = 7,123 kA I’cp là dòng điện cho phép của thanh dẫn đã hiệu chỉnh theo nhiệt độ, đã tính ởphần chọn dây dẫn với khc = 0,882 Do đó I’cp ³ Do I’cp > 3000 A nên chọn thanh dẫn đồng tiết diện hình máng có sơn, tra bảng đặc tính cơ bản của thanh dẫn đồng- nhôm trang 285 quyển Thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp – PGS Nguyễn Hữu Khái ta có các thông số của thanh dẫn cho trong bảng 5-9: Bảng 5-9 Kích thước mm Tiết diện một cực, mm2 Mô men trở kháng, cm3 Mô men quán tính, cm4 Dòngđiện cho phép cả hai thanh, A h b c r Một thanh Hai thanh Wy0-y0 Jx-x Jy-y Jy0-y0 Wx-x Wy-y 175 80 8 12 2440 122 25 250 1070 114 2190 8550 Thanh dẫn hình máng tiết diện bằng đồng. Thanh dẫn đã chọn có Icp>1000 A nên không cần kiểm tra ổn định nhiệt khi ngắn mạch. 5.2.2.2. Kiểm tra ổn định đông: Bố trí khoảng cách giữa các pha và khoảng cách giữa hai sứ đỡ liền nhau của một pha ứng với U = 10 kV là: Khoảng cách giữa các pha: Khoảng cách giữa hai sứ liền nhau của 1 pha : 1 = 160 cm Khi đó lực điện động cực đại tính toán tác dụng lên thanh dẫn pha giữa khi ngắn mạch 3 pha trên chiều dài khoảng vượt được xác định theo biểu thức: Ftt = 1,76.10-2., kG (khd = 1) = 1,76.10-2..116,2062 = 422,52 kG Mô men chống uốn tác dụng lên một nhịp: ứng suất do dòng ngắn mạch giữa các pha: Trong đó Wy0-y0 là mô men chống uốn của thanh dẫn đối với trục thẳng góc với phương uốn (khi hai thanh dẫn đã được hàn). Xác định khoảng cách cho phép lớn nhất giữa các miếng đệm: Lực điện động tác dụng lên 1 cm chiều dài thanh dẫn do dòng ngắn mạch trong cùng pha gây ra: ứng suất do dòng điện trong cùng pha gây ra: Điều kiện ổn định động của thanh dẫn khi không xét đến dao động là: dcp³ d1 + d2 hay d2Ê dcp - dl Với thanh dẫn đồng scp = 1400 kG/cm2. Vậy khoảng cách lớn nhất giữa các miếng đệm mà thanh dẫn đảm bảo ổn định động là: l2max = 323,532 cm > 1=160 cm Do đó không cần đặt đệm trên khoảng vượt giữa hai sứ mà điều kiện ổn định động khi không xét đến dao động đã được đảm bảo. Khi xét đến dao động, tần số riêng của dao động thanh dẫn được xác định theo công thức sau: Trong đó: E: Moduyl đàn hồi của vật liệu, ECu = 1,1.106kG/cm2 Jy0-y0: Mô men quán tính Jy0-y0 = 2190 cm4 S: Tiết diện thanh dẫn, S = 2.24,4 = 48,8 cm2 g: Khối lượng riêng của vật liệu, gCu = 8,93 g/cm3 Thay số vào ta có: Giá trị wr nằm ngoài khoảng 45-55 Hz và 90-110 Hz. Vì vậy thanh dẫn đã chọn cũng thoả mãn điều kiện ổn định động khi có xét đến dao động. 5.2.2.3. Chọn sứ đỡ thanh dẫn: Sứ đỡ thanh dẫn đầu cực máy phát được chọn theo các điều kiện sau: - Loại sứ: sứ đặt trong nhà - Điện áp : Udmsứ ³ Udmmạng Sau đó ta kiểm tra ổn định động. Theo điều kiện trên ta chọn sứ đặt trong nhà loại 0F - 10-4250KBY3. Cấp điện áp: UdmS = 10kV Lực phá hoại: Gph =4250 kG Chiều cao: H = 230 mm Lực điện động đặt lên đầu sứ khi ngắn mạch 3 pha: Trong đó Ftt là lực điện động tác động lên dây dẫn khi ngắn mạch 3 pha, tính ở trên Ftt = 422,52 kG. Ta thấy: F’tt< 0,6.Fph = 0,6.4250 = 2550 kG nên điều kiện ổn định động của sứ được thoả mãn. 5.3. Chọn máy biến điện áp và máy biến dòng điện: - Máy biến dòng điện được chọn theo các điều kiện: Điện áp: UdmBI ³ Umạng Dòng điện: IđmBI³ Ilvcb Phụ tải: Z2đmBI ³ Z2=r2 ổn định động: ổn định nhiệt: (Knh.Ildm)2³ BN Ngoài các điều kiện trên ta còn phải chú ý đến cấp chính xác vì ứng với mỗi cấp chính xác đều có phụ tải thứ cấp nhất định. Tổng trở thứ cấp của máy biến dòng bao gồm tổng phụ tải các dụng cụ ZSđược và tổng trở dây dẫn nối từ thứ cấp của máy biến dòng đến dụng cụ đo Zdd. Z = ZSđược+ Zdd Biến dòng điện được đặt trên cả 3 pha, mắc hình sao, cách đầu nối BI như sau: - Máy biến điện áp được chọn theo các điều kiện: Điện áp: UdmBU ³ Umạng Cấp chính xác: phù hợp với các yêu cầu của các dụng cụ đo. Công suất định mức: S2đmBU ³ S2 Trong đó phụ tải thứ cấp: S2= và là tổng công suất tác dụng và công suất phản kháng của các dụng cụ đo xác định dựa trên sơ đồ nối dây của các dụng cụ đo vào thứ cấp của máy biến điện áp. 5.3.1. Cấp điện áp 220kV: - Để kiểm tra cách điện và cung cấp cho bảo vệ rơle ta chọn biến điện áp kiểu HKF một pha nối dây theo sơ đồ Yo/Yo/ 3xHKF-220-58 Udm = 220/kV/100/ V/100 V Cấp chính xác: 1 SdmBU = 600 VA - Máy biến dòng dùng cho bảo vệ rơle được chọn là: TFH-220-3T Dòng định mức: IdmSC/IdmTC=1200/5 A Cấp chính xác 0,5 ứng với phụ tải định mức 2 W Điều kiện ổn định động: ildd= 108 kA > ixk= 19,97 kA Ta không cần kiểm tra ổn định nhiệt với máy biến dòng có dòng điện định mức sơ cấp lớn hơn 1000 A. 5.3.2. Cấp điện áp 110 kV: - Tương tự như cấp điện áp 220 kV, để kiểm tra cách điện và cung cấp cho bảo vệ rơle ta chọn biến điện áp kiểu HKF một pha theo sơ đồ Yo/Yo/D 2xHKF-110-57 Udm =110/ kV/100/ V/100 V Cấp chính xác: 1 SdmBU = 600 VA ứng với cấp chính xác là 1. - Máy biến dòng dùng cho bảo vệ rơle được chọn là: TFH-110M Dòng định mức: IdmSC/IdmTC = 1500/5 A Cấp chính xác: 0,5 ứng với phụ tải định mức 0,8 W Bội số ổn định động: kd= 75 Điều kiện ổn định động: kd.IdmSC = .75.1,5 = 159,1 kA > ixk= 38,494 kA Ta không cần kiểm tra ổn định nhiệt với máy biến dòng có dòng điện định mức sơ cấp lớn hơn 1000 A. 5.3.3. Mạch máy phát: a. Chọn máy biến điện áp: Dụng cụ phía thứ cấp dùng công tơ nên ta dùng hai biến điện áp một pha nối kiểu: V/V: 2xHOM-10-66T UdmSC= 10000 V Cấp chính xác: 0,5 Phụ tải của biến điện áp được phân bố đồng đều cho cả hai theo cách bố trí đồng hồ phía thứ cấp như bảng 5-10 sau: Tên đồng hồ Ký hiệu Phụ tải biến điện áp AB Phụ tải biến** W Var W Var Vôn kế B-2 7,2 - - - Oát kế 341 1,8 - 1,8 - Oát kế phản kháng 324/1 1,8 - 1,8 - Oát kế tự ghi -33 8,3 - 8,3 - Tần số kế -340 - - 6,5 - Công tơ -670 0,66 1,62 0,66 1,62 Công tơ phản kháng WT-672 0,66 1,62 0,66 1,62 Tổng - 20,4 3,24 19,72 3,24 Biến điện áp AB STC = cosj = Vậy ta chọn hai biến điện áp loại HOM-10-66T có công suất định mức mỗi cái ứng với cấp chính xác 0,5 là: 75 VA. b. Chọn dây dẫn nối từ biến điện áp tới đồng hồ đo: Dòng điện trong các dây dẫn thứ cấp: Từ giá trị moduyl và góc pha của dòng điện trong dây dẫn thứ cấp pha a và pha c ta có thể coi Ia = Ic=0,2 A. Do đó Ib = .Ia=0,34 A Trị số điện áp giáng trên dây dẫn pha a và b: DU = (Ia + Ib). Giả sử khoảng cách từ biến điện áp đến đồng hồ đo là l = 60m. Mạch điện có công tơ nên DU% Ê 0,5%, do đó: Theo tiêu chuẩn độ bền cơ của dây dẫn đồng ta chọn dây dẫn đồng có tiết diện S = 1,5 mm2 c. Chọn biến dòng điện và dây dẫn nối tới dụng cụ đo: Biến dòng điện đặt trên cả ba pha, mắc hình sao. Ta chọn biến dòng điện kiểu thanh dẫn loại: TЩл-20-1 UdmBI=20 kV IdmSC/IdmTC=8000/5 A Cấp chính xác: 0,5 có phụ tải định mức 1,2W Công suất tiêu thụ của các cuộn dây máy biến dòng được phân bố như bảng 5-11 sau: Bảng 5-11 Tên đồng hồ Ký hiệu Phụ tải Pha A Pha B Pha C Ampe kế Э-302 1 1 1 Oát kế tác dụng Д-341 5 0 5 Oát kế phản kháng Д -342/1 5 0 5 Oát kế tự ghi Д -33 10 0 10 Công tơ tác dụng Д -670 2,5 0 2,5 Công tơ phản kháng ИT-672 2,5 5 2,5 Tổng - 26 6 26 Pha A mang tải nhiều nhất S = 26 VA Tổng trở dụng cụ đo mắc vào các pha này: Zồdc= Giả sử chiều dài dây dẫn từ máy biến dòng đến dụng cụ đo là l = 30 m. Do ba pha cùng có máy biến dòng nên chiều dài tính toán ltt=l=30m. Tiết diện dây dẫn đồng: Ta chọn dây dẫn đồng có tiết diện S = 4 mm2 Điều kiện ổn định của máy biến dòng kiểu thanh dẫn được quyết định bởi ổn định động của thanh dẫn. Không cần kiểm tra ổn định nhiệt của máy biến dòng có dòng điện định mức sơ cấp lớn hơn 1000 A. Sơ đồ nối các dụng cụ đo vào BU và BI 5.4. Chọn thiết bị chống sét: Thiết bị chống sét là thiết bị được ghép song song với thiết bị điện để bảo vệ chống quá tải điện áp khí quyển. Khi xuất hiện quá điện áp, nó sẽ phóng điện trước nhằm giảm trị số quá điện áp đặt trên cách điện của thiết bị và khi hết quá điện áp sẽ tự động dập tắt hồ quang của dòng điện xoay chiều, phục hồi trạng thái làm việc bình thường. Ta chọn chống sét van đặt tại các thanh góp 110 kV, 220 kV và các đầu ra của máy biến áp tự ngẫu. 5.4.1. Chọn chống sét van cho thanh góp: Do đường dây là các phần tử dài nên thường bị sét đánh và chịu tác dụng của quá điện áp khí quyển. Quá điện áp không những chỉ gây nên phóng điện trên cách điện đường dây mà còn truyền sóng vào trạm biến áp gây sự cố phá hoại cách điện trong trạm. Để ngăn chặn các sóng quá điện áp này ta cần đặt các chống sét trên các thanh góp 220 kV, 110 kV. Các chống sét van này được chọn theo điện áp định mức của mạng. - Trên thanh góp 220 kV ta chọn chống sét van loại PBC-220 có điện aps định mức Udm=220 kV đặt trên cả 3 pha. - Trên thanh góp 110 kV ta chọn chống sét van loại PBC-110 có Udm=110 kV đặt trên cả 3 pha. 5.4.2. Chọn chống sét van cho máy biến áp: Ta biết rằng phóng điện trên cách điện trong trạm tương đương với ngắn mạch trên thanh góp và ngay cả khi có các bảo vệ phương tiện hiện đại cũng vẫn đưa đến sự cố trầm trọng trong hệ thống. Ngoài ra mặc dù trong kết cấu cách điện của thiết bị thường cố gắng sao cho mức cách điện trong lớn hơn mức cách điện ngoài nhưng trong vận hành do quá trình già cỗi của cách điện trong mạch hơn nhiều nên sự phối hợp đó có thể bị phá hoại và dưới tác dụng của quá điện áp có khả năng xảy ra chọc thủng điện môi mà không phải chỉ là phóng điện men theo bề mặt của cách điện ngoài. Bảo vệ chống sét cho trạm biến áp bao gồm bảo vệ chống sét đánh thẳng và bảo vệ chống sét từ đường dây truyền vào trạm, ở đây ta chỉ tính tới bảo vệ đường dây truyền vào máy biến áp. a. Chống sét van cho máy biến áp tự ngẫu: Các máy biến áp tự ngẫu do có sự liên hệ về điện giữa cao áp và trung áp nên sóng quá điện áp có thể truyền từ cao sang trung và ngược lại. Vì vậy ở các đầu ra cao áp và trung áp của máy biến áp tự ngẫu ta phải đặt các chống sét van. - Phía cao áp của máy biến áp tự ngẫu ta chọn chống sét van loại PBC-220 có Udm= 220 kV đặt trên cả 3 pha. - Phía trung áp của máy biến áp tự ngẫu ta chọn chống sét van loại PBC-110 có Udm= 110 kV đặt trên cả 3 pha. b. Chống sét van cho máy biến áp hai dây quấn: Mặc dù trên thanh góp 110 kV đã đặt chống sét van nhưng đôi khi có những dòng sét có biên độ lớn truyền vào trạm, các chống sét van trên thanh góp phóng điện. Điện áp còn dư lại truyền tới cuộn dây của máy biến áp, điện áp này có thể phả hỏng cách điện cuộn dây, đặc biệt là phần cách điện ở gần trung tính nếu trung tính cách điện. Vì vậy tại trung tính của máy biến áp, biên độ dòng sét khi tới điểm trung tính sẽ giảm một phần. Do đó chống sét van đặt ở trung tính được chọn có điện áp định mức giảm một cấp. Phía cao 110kV chọn chống sét van PBC-35. Chương VI. Chọn sơ đồ nối điện và thiết bị tự dùng Điện tự dùng là một phần điện năng không lớn nhưng lại giữ một vai trò quan trọng trong quá trình vận hành nhà máy điện. Điện tự dùng trong nhà máy nhiệt điện cơ bản có thể chia thành hai phần khác nhau: - Một phần cung cấp cho các máy công tác đảm bảo sự làm việc của lò hơi và tua bin các tổ máy. - Phần kia cung cấp cho các máy công tác phục vụ chung không liên quan trực tiếp đến lò hơi và tua bin, tuy nhiên cần thiết cho sự làm việc của nvm. Nhà máy thiết kế có điện tự dùng chiếm 6% công suất phát ra. Ta chọn sơ đồ tự dùng theo nguyên tắc kinh tế và đảm bảo cung cấp. Đối với nhà máy nhiệt điện thiết kế ta dùng hai cấp điện áp tự dùng 6 kV và 0,4 kV nối theo sơ đồ biến áp nối tiếp, số phân đoạn bằng số bộ và một máy biến áp dự trữ lấy điện từ phía dưới cuộn hạ và phía trên máy cắt các bộ phận máy phát-máy biến áp tự ngẫu. Máy biến áp dự trữ bậc một không chỉ dùng thay thế máy biến áp công tác khi sửa chữa mà còn cung cấp cho hệ thống tự dùng trong quá trình khởi động và dừng lò. 6.1. Sơ đồ nối điện tự dùng: Sơ đồ nối điện tự dùng như trên hình vẽ. Sơ đồ nối điện tự dùng 6.2. Chọn máy biến áp cấp một: * Máy biến áp công tác: Với mỗi máy phát ta dúng một biến áp cấp 1. Các máy biến áp cấp 1 có nhiệm vụ nhận điện từ đầu cực máy phát cung cấp cgho các phụ tải tự dùng 6 kV, còn lại cung cấp điện cho phụ tải tự dùng cấp điện áp 0,4 kV. Từ dó công suất của chúng cần phải lựa chọ cho phù hợp vớiư phụ tải cực đại của các động cơ ở cấp điện áp 6 kV và tổng công suất của các máy biến áp caaps 2 nối tiếp với nó. Ta dùng 4 máy biến áp công tác có công suất: Vậy ta chọn máy biến áp dầu có thông số như bảng 6-1: Bảng 6-1 Loại SdmB,kVA điện áp, kV Tổn thất, kV UN% I0% Cuộn cao Cuộn hạ DP0 DP0 TДHC 10000 10,5 6,3 12,3 85 14 0,8 * Máy biến áp dự trữ: Máy biến áp dự trữ có nhiệm vụ dự phòng cho các máy biến áp cấp 1 và cung cấp cho hệ thống tự dùng trong quá trình dừng và khởi động lò, do vậy công suất của nó phải lớn hơn các máy biến áp công tác trên. Máy biến áp dự trữ chọn công suất bằng 1,5 lần công suất máy biến áp công tác. Vậy ta chọn máy biến áp dầu có thông số như bảng 6-2: Bảng 6-2 Loại SdmB,kVA điện áp, kV Tổn thất, kV UN% I0% Cuộn cao Cuộn hạ DP0 DP0 TДHC 16000 10,5 6,3 17,8 105 10 0,75 6.3. Chọn máy biến áp cấp hai: Máy biến áp tự dùng cấp 2 dùng để cấp cho các động cơ 380/220 V và chiếu sáng. Các phụ tải tự dùng này thường chiếm khoảng 10% công suất phụ tải cấp một. Khi đó ta chọn công suất mỗi máy: Vậy ta chọn máy biến áp dầu có thông số cho trong bảng 6-3 sau: Bảng 6-3 Loại SdmB,kVA điện áp, kV Tổn thất, kV UN% I0% Cuộn cao Cuộn hạ DP0 DP0 TM 1000 6 0,4 2,1 12,2 5,5 1,4 Nhà máy thiết kế đặt 4 máy công tác cấp 1 do đó ta cũng đặt 1 máy biến áp cấp 2 dự trữ cho các máy biến áp công tác, công suất chọn bằng các máy công tác có thông số như bảng 6-3 6.4. Chọn máy cắt: 6.4.1. Chọn máy cắt cho mạch tự dùng cấp điện áp 10 kV: Các máy cắt của cấp 10 kV được chọn giống nhau, ta xét tại điểm ngắn mạch N4 đã tính ở chương 3: I”N4=79,892kA; ixk= 203,37 kA Dòng điện làm việc bình thường qua máy cắt: Chọn dòng cưỡng bức bằng dòng điện làm việc bình thường: Icb=Ilvbt=388 A Chọn máy cắt theo điều kiện: + Điện áp: UdmMC³ Udm + Dòng điện: IdmMC³ Icb + Điều kiện cắt: ICdm³ I” + Điều kiện ổn định động: ildd³ ixk + Điều kiện ổn định nhiệt: (điều kiện này chỉ xét khi Idm< 1000 A) Từ đó ta chọn được loại máy cắt có thông số cho trong bảng 6-4 sau: Bảng 6-4 Loại máy cắt Udm, kV Idm, A ICdm, kA ildd, kA MΓ-10-5000/1800 10 5000 105 300 6.4.2. Chọn dao cách ly: Các điều kiện chọn cũng giống như chọn máy cắt, chỉ khác là không có điều kiện cắt. Tương tự như trên ta có: Icb=388 A và ixk= 203,37 kA. Do đó ta chọn loại dao cách ly loại PBK-20/6000 có các thông số sau: UdmCL= 20 kV UdmCL = 6 kA Ildd = 250 kA Các máy cắt điện và dao cách ly đã chọn ở trên có dòng định mức > 1000 A nên ta không cần kiểm tra ổn định nhiệt. 6.4.3. Chọn máy cắt cho mạch tự dùng cấp điện áp 6,3 kV: Để chọn máy cắt ta tính dòng điện ngắn mạch ba pha tại N7 dưới máy biến áp tự dùng cấp 1 với nguồn cung cấp là cả hệ thống phía trên gồm hệ thống và nhà máy điện thiết kế. Chọn Scb= 1000 A, Ucb= Utbdm. Điện kháng hệ thống tính đến trước máy biến áp tự dùng cấp 1: Để tính toán điện kháng XB của máy biến áp tự dùng cấp 1 ta thấy rằng có 2 chủng loại máy biến áp đó là máy biến áp công tác và máy biến áp dự trữ. Máy biến áp công tác có UN% = 14%, công suất 10 MVA nên: Máy biến áp dự trữ có UN%, công suất 16 MVA nên: Ta chọn XB= min{SB1, XB2}= 6,25 vì để khi ngắn mạch tại N7 thì mới có được tình trạng nặng nề nhất cho việc chọn máy cắt. Điện kháng tính toán: =13,6685 > 3 Dòng điện ngắn mạch siêu quá độ tại N7: Dòng điện xung kích: ixkN7= .kxk.I”N7=.1,8.13,208 kA Coi dòng điện làm việc cưỡng bức bằng dòng điện làm việc ở mạch dự trữ khi khởi động hoặc dừng lò: (Công suất định mức của máy biến áp dự trữ = 16000 kVA). Từ các giá trị tính được, kết hợp với điều kiện chọn máy cắt ta chọn loại máy cắt hợp bộ ít dầu có thông số như trong bảng 6-5: Bảng 6-5 Loại máy cắt Udm, kV Idm, A ICdm, kA ildd, kA BMPP-10-1600-31,5 10 1600 31,5 80 Phần II Chọn kháng điện cho phụ tải cấp điện áp máy phát Chương VII: Chuyên đề Chọn kháng điện đường dây cấp phụ tải điện áp máy phát Mục đích lựa chọn kháng điện đường dây là để hạn chế dòng ngắn mạch và chọn được các khí cụ điện sau kháng như máy cắt, cáp có tiết diện bé mà vấn đảm bảo điều kiện ổn định nhiệt Để chọn kháng điện đường dây thì việc trước tiên là phải chọn cáp cho phụ tải cấp điện áp máy phát. Theo nhiệm vụ thiết kế thì cấp điện máy phát 10kV có các thông số: Pmax = 14MW, cosj = 0,86 gồm 4 đường dây kép x 2,5 MW x 2km và 2 đường dây đơn x 2MW x 2km. Ta tiến hành chọn kháng điện cho mạch đường dây cáp nào có tiết diện nhỏ nhất. Khi đó mạch đường dây cáp có tiết diện lớn hơn cũng thoả mãn điều kiện chọn kháng điện. Chọn kháng điện đường dây cho cáp phụ tải điện theo các điều kiện sau: + Điện áp : UđmK = Umạng + Dòng điện: IđmK ³ Icb Trị số kháng điện XK% được chọn xuất phát từ việc hạn chế dòng ngắn mạch để đảm bảo ổn định nhiệt cho cáp từ đó có thể chọn được các khí cụ điện đóng cắt hạng nhẹ và cáp có tiết diện bé. 7.1. Chọn cáp cho phụ tải địa phương: Theo yêu cầu thiết kế, phụ tải địa phương có Pmax = 14MW, cosj = 0,86 bao gồm 4 đường dây cáp kép x 2,5MW x 2km và 2 đường dây đơn x 2MW x 2km. Từ đồ thị phụ tải địa phương ta tính được thời gian sử dụng công suất cực đại trong năm: Tmax = 365. Tra bảng với Tmax = 7446h, đối với cáp điện lực cách điện bằng giấy tẩm dầu, lõi nhôm có Jkt = 1,2A/mm2 Vì khoảng cách tải điện tương đối ngắn, thời gian sử dụng công suất lớn nên tiết diện cáp được chọn theo tiêu chuẩn mật độ dòng điện kinh tế Jkt nhằm đảm bảo chi phí tính toán hàng năm nhỏ nhất, tiết diện cáp được tính theo công thức: Skt = + Với đường dây kép dòng điện làm việc bình thường là: Ibt = Dòng điện làm việc cưỡng bức: Icb = 2.Ibt = 2.83,917 = 167,834A Tiết diện cáp kinh tế của đường dây kép: Skt = + Với đường dây đơn dòng điện làm việc bình thường là:j Ibt = Tiết diện cáp kinh tế của đường dây đơn: Skt = Tra bảng chọn loại cáp 3 pha lõi nhôm cách điện bằng giấy tẩm dầu trang 288-Thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp – PGS.TS. Nguyễn Hữu Khái ta có tiết diện lõi nhôm như sau: - Tiết diện đường dây kép: S = 95mm2 tương ứng với Icp = 205A - Tiết diện đường dây đơnS= 120mm2 tương ứng với Icp = 240A *Kiểm tra điều kiện phát nóng bình thường: I’cp = k1.k2.Icp ³Ibt k1: Hệ số điều chỉnh theo môi trường đặt cáp k2: Hệ số điều chỉnh theo số cáp đặt song song Đặt cáp trong đất nhiệt độ 150C, nhiệt độ phát nóng của ruột cáp 10kV cho phép là 600C, nhiệt độ tiêu chuẩn là 250C, khoảng cách giữa hai cáp đặt song song là 100mm. Do đó: k1 = k2 = 0,9 Dòng điện cho phép với cáp kép: I’cp = 0,88.0,9.205 = 162,36A > Ibt = 83,917A Dòng điện cho phép với cáp đơn: I’cp = 0,88.0,9.240 = 190,08A > Ibt = 134,268A *Kiểm tra phát nóng khi làm việc cưỡng bức (chỉ kiểm tra với đường dây kép): Dây dẫn thoả mãn điều kiện phát nóng lâu dài nếu: IcbÊkqt.I’cp Ta có: do đó ta lấy kqt = 1,3 Iqtcp = kqt.k1.k2.I’cp = 1,3.162,36 = 211,068A Ta thấy Iqtcp > Icb = 167,834A nên cáp đã chọn đảm bảo điều kiện phát nóng lâu dài khi làm việc cưỡng bức. Tóm lại: Các đường dây cung cấp điện cho các trạm địa phương từ nhà máy điện đều dùng một loại cáp điện lực cách điện bằng giấy tẩm dầu, lõi nhôm và tại các trạm địa phương dùng cáp nhôm tiết diện nhỏ nhất là 50mm2 7.2. Đề xuất các phương án: Việc phân bố phụ tải cho các phân đoạn thanh góp điện áp máy phát phải được tuân theo các nguyên tắc sau: - Phụ tải tập trung nhiều hơn ở phân đoạn giữa của thanh góp điện áp máy phát khi cấp điện áp này có ba phân đoạn, nhằm mục đích giảm tổn thất qua kháng khi làm việc bình thường. - Các phụ tải điện áp máy phát phải được phân bố một cách đối xứng - Đường dây đơn được lấy từ một phân đoạn - Đường dây kép phải được lấy từ hai phân đoạn để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Đối với phương án thiết kế đã chọn, phụ tải điện áp máy phát được lấy rẽ nhánh từ đầu cực máy phát điện F1, F2 nối theo sơ đồ bộ với máy biến áp tự ngẫu. 7.2.1. Phương án 1: Dùng kháng điện đơn + Đặc điểm: Mỗi kháng điện đơn được nối với một đường dây riêng rẽ + Ưu điểm: Các đường dây hoạt động độc lập với nhau nên đơn giản trong vận hành. + Nhược điểm: Dùng số lượng kháng điện nhiều, diện tích bố trí kháng điện sẽ chiếm nhiều hơn. 7.2.2. Phương án 2: Dùng kháng điện đơn nhóm: + Đặc điểm: Mỗi kháng điện đơn nhóm phụ trách nhiều đường dây + Ưu điểm: Số lượng kháng điện sử dụng ít hơn so với kháng điện đơn. + Nhược điểm: Các đường dây hoạt động phụ thuộc vào nhau nên phức tạp trong vận hành. 7.2.3. Phương án 3: Dùng kháng điện kép: + Đặc điểm: Mỗi kháng điện kép phụ trách nhiều đường dây + Ưu điểm: Số lượng kháng điện sử dụng ít. Khi làm việc bình thường tổn thất điện áp trên kháng điện kép bé hơn so với kháng điện đơn. + Nhược điểm: Khi ngắn mạch, điện kháng của kháng điện kép lớn hơn kháng điện đơn nên tổn thất điện áp, tổn thất công suất lớn hơn so với kháng điện đơn. 7.3. Tính toán kinh tế, kỹ thuật cho các phương án: 7.3.1.Phương án 1 7.3.1.1.Chọn kháng điện: Căn cứ vào nhiệm vụ thiết kế cấp phụ tải điện áp máy phát ta có sơ đồ bố trí kháng điện đơn như sau: Dòng điện làm việc bình thường qua cáp kép: Ibtkép = 83,917A Dòng điện cưỡng bức qua cáp kép: Icb kép = 167,834A Chọn kháng điện bê tông loại PbA – 10-400-XK% với các thông số: + Uđm K = 10kV + Iđm K = 400A > Icb kép = 167,834A Điều kiện chọn XK%: IN5Ê{ICđm1 và Inh C1} Trong đó:Inh C là dòng ổn định nhiệt của cáp được xác định theo công thức: Inh C1 = C là hệ số phụ thuộc vật liệu dây dẫn, với cáp nhôm có C = 90. S là tiết diện cáp, mm2 tcắt là thời gian cắt của máy cắt, đã cho tcắt = 0,3s Tại đầu đường cáp phía nhà máy thời gian cắt lớn hơn một cấp nên: tcắt 1 = tcắt 2 + Dt = 0,3+0,2 = 0,5s Từ đó: Inh C1 = Dòng điện ổn định nhiệt của cáp S2 là: Inh C2 = Trong phần tính toán ngắn mạch ở chương III ta đã chọn các đại lượng cơ bản: Scb = 1000MVA, Ucb = 10,5kV Icb = XHT = Điện kháng của cáp C1: XC1 = x0.l. Điện kháng tổng tính từ hệ thống đến điểm ngắn mạch N6: Xồ = Từ sơ đồ thay thế tính toán ngắn mạch tại điểm N6 ta có điện kháng tính từ EHT đến điểm N6: Xồ = XHT + XK + XC1 Do vậy điện kháng của kháng điện là: XK = Xồ - XHT-XC1 = 6,6926 - 0,6883 - 1,4512 = 4,5531 Điện kháng của kháng tính trong hệ đơn vị tương đối định mức: XK% = XK. Như vậy ta chọn kháng điện đơn có XK% = 4%, tức là ta dùng loại kháng điện PbA - 10- 400- 4 với các thông số như sau: Loại kháng điện Tổn thất định mức trong 1 pha, kW Dòng điện ổn định động, kA Dòng điện ổn định nhiệt , kA/s PbA-10-400-4 3,9 23,5 19 7.3.1.2. Tính toán kiểm tra lại kháng điện khi ngắn mạch sau kháng: Điều kiện kiểm tra : IN5 Ê{ICđm1 và Inh C1} Trong đó: IN5 = Với XK = Ta thấy: IN5 = 8,888 kA < ICđm1 = 25 kA IN5 = 8,888 kA < InhC1 = 12,092 kA Tính điện áp dư khi ngắn mạch sau kháng: Udư% = XK%. Nên kháng điện đã chọn thoả mãn yêu cầu. 7.3.1.3. Tính tổn thất điện áp khi làm việc bình thường và khi sự cố: j * Khi làm việc bình thường tổn thất điện áp trên kháng lớn nhất là lúc phụ tải cực đại: Từ cosj = 0,86 ta có sinj = 0,51 Do đó: DU1% = 4. Khi phụ tải cực tiểu thì tổn thất điện áp là: DU2% = 0,65.DU1% = 0,65.0,408 = 0,265% Vậy dao động điện áp là: DU% = DU1% - DU2% = 0,408-0,265 = 0,143% *Khi sự cố một kháng dòng điện qua kháng còn lại là: Ilvmax = 167,834 A Từ cosj = 0,86 ta có sinj = 0,51 Do đó tổn thất điện áp trên kháng lúc này là: DU% = 4. Như vậy kháng đã chọn thoả mãn điều kiện tổn thất điện áp lúc làm việc bình thường và khi làm việc sự cố. 7.3.1.4. Tính toán kinh tế Vốn đầu tư xây dung và lắp ráp được tính theo công thức: V = 3.n.V1 pha (1 + Trong đó: n là số kháng điện đơn (theo sơ đồ bố trí có n = 10) V1pha = 335.40.103 đồng = 134.105 đồng là giá tiền 1 pha của kháng đơn b là hệ số có tính đến việc xây dựng lắp ráp kháng điện, b = 60 Do đó: V = 3.10.134.105.(1 + ) = 6432.105 đồng Tổn thất điện năng trong kháng điện đơn tính theo công thức: DA = 3.n. Trong đó: n = 10 là số kháng đơn DP = 3,9kW là tổn thất công suất tác dụng trên 1 pha của kháng đơn Imax = 0,08kA là dòng cực đại qua kháng khi làm việc bình thường t là thời gian tổn thất công suất lớn nhất, t = f(Tmax, cosj) Với Tmax = 7446h ta có thể tính gần đúng thời gian tổn thất công suất lớn nhất t = 6120h t = (0,124+Tmax.10-4)2.8760 = (0,124+7446.10-4)2.8760 = 6609h Do đó: DA = 3.10. Phí tổn vận hành hàng năm được tính theo công thức: P = PT + PA = a.V +b.DA Trong đó PT =a.V là phí tổn có kể đến các sửa chữa, khấu hao thiết bị a = 0,08 là hệ số khấu hao và sửa chữa V = 6432.105 đồng là vốn đầu tư xây dựng và lắp kháng điện PA =b.DA là chi phí tổn thất điện năng hàng năm b = 500đồng/1kWh DA = 30930kWh Vậy phí tổn vận hành hàng năm là: P = 0,08.6432.105 + 500.30930 = 66921.103 đồng Chi phí tính toán hàng năm là: Z = đồng Với Tđm = 8 năm là thời gian thu hồi vốn đầu tư chênh lệch 7.3.2. Phương án 2 7.3.2.1. Chọn kháng điện Căn cứ vào nhiệm vụ thiết kế cấp phụ tải điện áp máy phát ta có sơ đồ bố trí kháng điện đơn nhóm như sau: Phân bố công suất cho các kháng trong bảng Công suất, MW Chế độ Kháng 1 Kháng 2 Bình thường 7 7 Sự cố kháng 1 0 12 Sự cố kháng 2 12 0 Dòng điện cưỡng bức qua kháng là dòng khi sự cố một kháng hay khi đó phụ tải địa phương cực đại qua một kháng IcbK = Chọn kháng điện bê tông loại PbA-10-1000-XK% với các thông số: + UđmK = 10kV + Iđm K = 1000A > Icb = 767,242A Điều kiện chọn XK%: IN5 Ê{ICđm1 và Inh C1} Trong đó : Inh C là dòng ổn định nhiệt của cáp được xác định theo công thức Inh C1 = C là hệ số phụ thuộc vật liệu dây dẫn, với cáp nhôm có C = 90. S là tiết diện cáp, mm2 tcắt là thời gian cắt của máy cắt, đã cho tcắt = 0,3s Tại đầu đường cáp phía nhà máy thời gian cắt lớn hơn một cấp nên: tcắt 1 = tcắt 2 + Dt = 0,3+0,2 = 0,5s Từ đó: Inh C1 = Inh C2 = Trong phần tính toán ngắn mạch ở chương III ta đã chọn các đại lượng cơ bản: Scb = 1000MVA, Ucb = 10,5kV Icb = Điện kháng tổng của hệ thống tính đến điểm ngắn mạch N4 XHT = Điện kháng của cáp C1: XC1 = x0.l. Điện kháng tổng tính từ hệ thống đến điểm ngắn mạch N6: Xồ = Từ sơ đồ thay thế tính toán ngắn mạch tại điểm N6 ta có điện kháng tính từ EHT đến điểm N6: Xồ = XHT + XK + XC1 Do vậy điện kháng của kháng điện là: XK = Xồ - XHT-XC1 = 6,6926 - 0,6883 - 1,4512 = 4,5531 Điện kháng của kháng tính trong hệ đơn vị tương đối định mức: XK% = XK. Như vậy ta chọn kháng điện đơn có XK% = 4%, tức là ta dùng loại kháng điện PbA - 10- 400- 4 với các thông số như sau: Loại kháng điện Tổn thất định mức trong 1 pha, kW Dòng điện ổn định động, kA Dòng điện ổn định nhiệt , kA/s PbA-10-400-10 11,5 23,5 19 7.3.2.2. Tính toán kiểm tra lại kháng điện khi ngắn mạch sau kháng: Điều kiện kiểm tra : IN5 Ê{ICđm1 và Inh C1} Trong đó: IN5 = Với XK = Ta thấy: IN5 = 8,888 kA < ICđm1 = 25 kA IN5 = 8,888 kA < InhC1 = 12,092 kA Nên kháng điện đã chọn thoả mãn yêu cầu. 7.3.2.3. Tính tổn thất điện áp khi làm việc bình thường và khi sự cố: j * Khi làm việc bình thường tổn thất điện áp trên kháng lớn nhất là lúc phụ tải cực đại: Từ cosj = 0,86 ta có sinj = 0,51 Do đó: DU1% = 4. Khi phụ tải cực tiểu thì tổn thất điện áp là: DU2% = 0,65.DU1% = 0,65.2,285 = 1,485% Vậy dao động điện áp là: DU% = DU1% - DU2% = 2,285- 1,485 = 0,8% *Khi sự cố một kháng, tổn thất điện áp trên kháng còn lại là: j Ilvsc = 767,242A sinj = 0,51 Do đó tổn thất điện áp trên kháng lúc này là: DU% = 10. *Điện áp dư khi ngắn mạch sau kháng điện: Udư% = xK%. Như vậy kháng đã chọn thoả mãn điều kiện tổn thất điện áp lúc làm việc bình thường và khi làm việc sự cố. 7.3.24. Tính toán kinh tế Vốn đầu tư xây dung và lắp ráp được tính theo công thức: V = 3.n.V1 pha (1 + Trong đó: n là số kháng điện đơn nhóm (theo sơ đồ bố trí có n = 2) V1pha = 600.40.103 đồng = 240.105 đồng là giá tiền 1 pha của kháng đơn b là hệ số có tính đến việc xây dựng lắp ráp kháng điện, b = 60 Do đó: V = 3.2.240.105.(1 + ) = 2304.105 đồng Tổn thất điện năng trong kháng điện đơn tính theo công thức: DA = 3.n. Trong đó: n = 2 là số kháng đơn DP = 11,5kW là tổn thất công suất tác dụng trên 1 pha của kháng đơn Imax = 0,448kA là dòng cực đại qua kháng khi làm việc bình thường t là thời gian tổn thất công suất lớn nhất, t = f(Tmax, cosj) Với Tmax = 7446h ta có thể tính gần đúng thời gian tổn thất công suất lớn nhất t = 6120h t = (0,124+Tmax.10-4)2.8760 = (0,124+7446.10-4)2.8760 = 6609h Do đó: DA = 3.10. Phí tổn vận hành hàng năm được tính theo công thức: P = PT + PA = a.V +b.DA Trong đó PT =a.V là phí tổn có kể đến các sửa chữa, khấu hao thiết bị a = 0,08 là hệ số khấu hao và sửa chữa V = 2304.105 đồng là vốn đầu tư xây dựng và lắp kháng điện PA =b.DA là chi phí tổn thất điện năng hàng năm b = 500đồng/1kWh DA = 91525kWh Vậy phí tổn vận hành hàng năm là: P = 0,08.304.105 + 500.91525 = 64194,5.103 đồng Chi phí tính toán hàng năm là: Z = đồng Với Tđm = 8 năm là thời gian thu hồi vốn đầu tư chênh lệch 7.3.3. Phương án 3: 7.3.3.1. Chọn kháng điện Căn cứ vào nhiệm vụ thiết kế cấp phụ tải điện áp máy phát ta có sơ đồ bố trí kháng điện kép như sau: Phân bố công suất cho các kháng trong bảng Công suất, MW Chế độ Kháng 1 Kháng 2 A B C D Bình thường 4,5 2,5 2,5 4,5 Sự cố kháng 1 0 0 5 7 Sự cố kháng 2 7 5 0 0 Dòng điện cưỡng bức qua kháng là dòng khi sự cố một kháng hay khi đó phụ tải địa phương cực đại qua một kháng IcbK = Chọn kháng điện bê tông loại PБA-10-2 x 600-XK% với các thông số: + UđmK = 10kV + Iđm K = 600A > Icb = 448A Điều kiện chọn XK%: IN5 Ê{ICđm1 và Inh C1} Trong đó : Inh C là dòng ổn định nhiệt của cáp được xác định theo công thức Inh C1 = C là hệ số phụ thuộc vật liệu dây dẫn, với cáp nhôm có C = 90. S là tiết diện cáp, mm2 tcắt là thời gian cắt của máy cắt, đã cho tcắt = 0,3s Tại đầu đường cáp phía nhà máy thời gian cắt lớn hơn một cấp nên: tcắt 1 = tcắt 2 + Dt = 0,3+0,2 = 0,5s Từ đó: Inh C1 = Inh C2 = Trong phần tính toán ngắn mạch ở chương III ta đã chọn các đại lượng cơ bản: Scb = 1000MVA, Ucb = 10,5kV Icb = Điện kháng tổng của hệ thống tính đến điểm ngắn mạch N4 XHT = Điện kháng của cáp C1: XC1 = x0.l. Điện kháng tổng tính từ hệ thống đến điểm ngắn mạch N6: Xồ = Từ sơ đồ thay thế tính toán ngắn mạch tại điểm N6 ta có điện kháng tính từ EHT đến điểm N6: Xồ = XHT + XK + XC1 Do vậy điện kháng của kháng điện là: XK = Xồ - XHT-XC1 = 6,6926 - 0,6883 - 1,4512 = 4,5531 Điện kháng của kháng tính trong hệ đơn vị tương đối định mức: XK% = XK. Như vậy ta chọn kháng điện kép có XK% = 6%, tức là ta dùng loại kháng điện PБA - 10- 2 x600- 6 với các thông số như sau: Uđm = 10kV Iđm= 600A XK = 6% Hệ số liên hệ k = 0,51, tổn thất công suất một pha DP = 7,9kW Giá 1 pha của kháng điện kép là 890.40.103 đồng 7.3.3.2. Tính toán kiểm tra lại kháng điện khi ngắn mạch sau kháng: Điều kiện kiểm tra : IN5 Ê{ICđm1 và Inh C1} Trong đó: IN5 = Với XK = Ta thấy: IN5 = 8,888 kA < ICđm1 = 25 kA IN5 = 8,888 kA < InhC1 = 12,092 kA Nên kháng điện đã chọn thoả mãn yêu cầu. 7.3.3.3. Tính tổn thất điện áp khi làm việc bình thường và khi sự cố: Căn cứ vào bảng phân bố phụ tải cho kháng điện kép ta thấy kháng K1 và K2 có công suất truyền tải như nhau * Khi làm việc bình thường tổn thất điện áp trên kháng kép: Dòng điện đi qua nhánh A của kháng kép: Dòng điện đi qua nhánh B của kháng kép: sinj1 = sinj2 = 0,51 k = 0,51 là hệ số ngẫu hợp Tổn thất điện áp ứng với lúc phụ tải cực đại là: Do đó DU1% = 6. Tổn thất điện áp ứng với lúc phụ tải cực tiểu là: DU2% = 0,65.DU1% = 0,65.1,053 = 0,684% Vậy dao động điện áp là: DU% = DU1% - DU2% = 1,053- 0,684 = 0,365% *Khi sự cố một kháng là: Dòng điện đi qua nhánh A của kháng kép: Dòng điện đi qua nhánh B của kháng kép: Do đó: DU% = 6. Như vậy kháng điện đã chọn thoả mãn điều kiện tổn thất điện áp khi làm việc bình thường và khi sự cố một kháng. 7.3.3.4. Tính toán kinh tế Vốn đầu tư xây dung và lắp ráp được tính theo công thức: V = 3.n.V1 pha (1 + Trong đó: n là số kháng điện đơn nhóm (theo sơ đồ bố trí có n = 2) V1pha = 840.40.103 đồng =356.105 đồng là giá tiền 1 pha của kháng kép b là hệ số có tính đến việc xây dựng lắp ráp kháng điện, b = 60 Do đó: V = 3.2.35,6.106.(1 + ) = 341,76.106 đồng Tổn thất điện năng trong kháng điện đơn tính theo công thức: DA = 3.n. Trong đó: n = 2 là số kháng kép DP = 7,9kW là tổn thất công suất tác dụng trên 1 pha của kháng kép Imax = 0,24kA là dòng cực đại qua kháng khi làm việc bình thường t là thời gian tổn thất công suất lớn nhất, t = f(Tmax, cosj) Với Tmax = 7446h ta có thể tính gần đúng thời gian tổn thất công suất lớn nhất t = 6120h t = (0,124+Tmax.10-4)2.8760 = (0,124+7446.10-4)2.8760 = 6609h Do đó: DA = 3.2. Phí tổn vận hành hàng năm được tính theo công thức: P = PT + PA = a.V +b.DA Trong đó PT =a.V là phí tổn có kể đến các sửa chữa, khấu hao thiết bị a = 0,08 là hệ số khấu hao và sửa chữa V = 341,76.106 đồng là vốn đầu tư xây dựng và lắp kháng điện PA =b.DA là chi phí tổn thất điện năng hàng năm b = 500đồng/1kWh DA = 72176kWh Vậy phí tổn vận hành hàng năm là: P = 0,08.341,76.106 + 500.72176,72 = 63428,8.103 đồng Chi phí tính toán hàng năm là: Z = đồng Với Tđm = 8 năm là thời gian thu hồi vốn đầu tư chênh lệch 7.4. So sánh kinh tế kỹ thuật các phương án, chọn phương án tối ưu 7.4.1. So sánh về mặt kỹ thuật Ta thấy cả 3 phương án chọn kháng đều thoả mãn yêu cầu về mặt kỹ thuật, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cho phụ tải cấp điện áp máy phát theo yêu cầu nhiệm vụ thiết kế. Linh hoạt, đơn giản trong vận hành 7.4.2. So sánh về mặt kinh tế các phương án Qua tính toán về mặt kinh tế của các phương án ta lập được bảng tổng kết Chỉ tiêu Phương án Loại kháng điện Vốn đầu tư V, x106 đồng Phí tổn vận hành hàng năm, x 106 đồng Chi phí tính toán hàng năm, x 106 đồng I PbA-10-400-4 643,2 66,921 147,321 II PbA-10-1000-10 230,4 64,1945 92,9945 III PbA-10-2 x600-6 341,76 63,4288 106,1488 Kết luận: Qua kết quả tính toán ta thấy rằng các phương án đều đảm bảo về điều kiện kỹ thuật cho phép, nhưng về mặt kinh tế thì phương án 2 dùng kháng điện nhóm có vốn đầu từ và chi phí tính toán hàng năm là nhỏ nhất. Do đó ta chọn phương án dùng kháng điện nhóm. Mục lục