Chu vu diep anh rev 2 230311 full

1.1 Phân tích đặc điểm nguồn điện.

Hệ thống điện cần thiết kế gồm 2 nguồn điện là hệ thống điện và nhà máy nhiệt điện. a Hệ thống điện

Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn, hệ số công suất trên thanh góp cao áp bằng 0,8 Vì vậy cần phải có sự liên hệ giữa hệ thống và nhà máy điện để có thể trao đổi công suất giữa hai nguồn cung cấp khi cần thiết, đảm bảo cho hệ thống thiết kế làm việc bình thường trong các chế độ vận hành Mặt khác, vì hệ thống có công suất vô cùng lớn nên ta chọn hệ thống là nút cân bằng công suất và nút cơ sở về điện áp, không cần phải dự trữ công suất trong nhà máy nhiệt điện, nói cách khác công suất tác dụng và phản kháng dự trữ sẽ được lấy từ hệ thống điện. b Nhà máy nhiệt điện.

Nhà máy nhiệt điện có 4 tổ máy Mỗi tổ máy phát có công suất định mức

Pđm = 50 MW, cos = 0,85, Uđm = 10,5 kV Như vậy, tổng công suất định mức của nhà máy nhiệt điện bằng 4 50 = 200 MW.

Nhiên liệu của nhà máy nhiệt điện có thể là than đá, dầu và khí đốt Hiệu suất của các nhà máy nhiệt điện tương đối thấp (khoảng 30  40 ), đồng thời công suất tự dùng của nhà máy nhiệt điện thường chiếm khoảng 6 đến 15  tuỳ theo loại nhà máy nhiệt điện. Đối với nhà máy nhiệt điện, các máy phát làm việc ổn định khi phụ tải

P  70 Pđm; khi phụ tải P  30 Pđm, các máy phát ngừng làm việc.

Công suất phát kinh tế của các máy phát nhà máy nhiệt điện thường bằng khoảng 8090 Pđm Khi thiết kế chọn công suất phát kinh tế bằng 85 Pđm:

Do đó khi phụ tải cực đại cả 4 máy phát đều vận hành và tổng công suất tác dụng phát ra của nhà máy nhiệt điện bằng:

Pkt = 85% 4 50 = 170 MW Trong chế độ phụ tải cực tiểu, dự kiến ngừng hai máy phát để bảo dưỡng, hai máy phát còn lại sẽ phát 85% Pđm:

Pkt = 85% 2 50 = 85 MW Khi sự cố ngừng một máy phát, 3 máy phát còn lại sẽ phát 100% Pđm:

Psc = 3 50 = 150 MWPhần công suất thiếu trong các chế độ vận hành sẽ được cung cấp từ hệ thống.

Hình 1-1 Bản đồ vị trí nguồn và phụ tải Bảng 1-1 Thông tin phụ tải điện

Các số liệu Phụ tải

T max (h) 5200 Độ tin cậy yêu cầu I I I I I I I I I

Yêu cầu điều chỉnh điện áp KT KT KT KT KT KT KT KT KT

Trong hệ thống điện thiết kế có 9 phụ tải, trong đó tất cả phụ tải đều là phụ tải loại 1 Các phụ tải có hệ số công suất giống nhau, có cùng thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax = 5200 h Các phụ tải đều có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường Điện áp định mức của mạng điện hạ áp của các trạm bằng 22 kV. Công suất phụ tải cực tiểu bằng 50% công suất phụ tải cực đại.

Q1min = P1min tan φ1 = 11,5 0,484 = 5,57 MVAr Các phụ tải còn lại tính toán tương tự phụ tải 1 ta có bảng tổng kết:

Bảng 1-2 Thông số các phụ tải

Phụ tải ´S max = P max + jQ max S max ´S min = P min + jQ min S min

1.2 Cân bằng công suất trong hệ thống điện.

1.2.1 Cân bằng công suất tác dụng. Đặc điểm rất quan trọng của các hệ thống điện là truyền tức thời điện năng từ các nguồn đến các hộ tiêu thụ và không thể tích trữ Tính chất này xác định sự đồng bộ của quá trình sản xuất và tiêu thụ điện năng.

Tại mỗi thời điểm trong chế độ xác lập của hệ thống điện, các nhà máy của hệ thống cần phải phát công suất bằng với công suất của các hộ tiêu thụ, kể cả tổn thất công suất trong các mạng điện, nghĩa là cần phải thực hiện đúng sự cân bằng giữa công suất phát và công suất tiêu thụ.

Ngoài ra để đảm bảo cho hệ thống vận hành bình thường, cần phải có dự trữ nhất định của công suất tác dụng trong hệ thống Dự trữ trong hệ thống điện là một vấn đề quan trọng, liên quan đến vận hành cũng như sự phát triển của hệ thống.

Vì vậy phương trình cân bằng công suất tác dụng trong chế độ phụ tải cực đại đối với hệ thống điện thiết kế có dạng:

PNĐ + PHT = Ptt = mPmax + P + Ptd + Pdt

PNĐ - Tổng công suất do nhà máy nhiệt điện phát ra.

PHT - Công suất tác dụng lấy từ hệ thống. m - Hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại (m = 1).

Pmax - Tổng công suất của các phụ tải trong chế độ cực đại.

P - Tổng tổn thất trong mạng điện.

Ptd - Công suất tự dùng trong nhà máy điện.

Pdt - Công suất dự trữ trong hệ thống Vì hệ thống điện có công suất vô cùng lớn, cho nên công suất dự trữ lấy ở hệ thống, nghĩa là Pdt = 0.

Ptt - Công suất tiêu thụ trong mạng điện

PHT = Ptt - PNĐ = 267,95 - 170 = 97,95 MW Vậy trong chế độ phụ tải cực đại, hệ thống điện cần cung cấp 97,95 MW cho lưới điện.

1.2.2 Cân bằng công suất phản kháng.

Sản xuất và tiêu thụ điện năng bằng dòng điện xoay chiều đòi hỏi sự cân bằng công suất giữa điện năng sản xuất ra và điện năng tiêu thụ tại mỗi thời điểm Sự cân bằng đòi hỏi không những chỉ đối với công suất tác dụng, mà cả đối với công suất phản kháng.

Sự cân bằng công suất phản kháng có quan hệ với điện áp, phá hoại sự cân bằng công suất phản kháng sẽ dẫn đến thay đổi điện áp trong mạng điện Nếu công suất phản kháng phát ra lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ thì điện áp trong mạng sẽ tăng, ngược lại nếu thiếu công suất phản kháng điện áp trong mạng sẽ giảm Vì vậy, để đảm bảo chất lượng cần thiết của điện áp ở các hộ tiêu thụ trong mạng điện và trong hệ thống, cần tiến hành cân bằng sơ bộ công suất phản kháng.

Phương trình cân bằng công suất trong mạng điện thiết kế có dạng:

QNĐ + QHT ≥ Qtt = mQmax + QL - Qc + Qb + Qtd + Qdt

QNĐ - công suất phản kháng của nhà máy nhiệt điện

QNĐ = PNĐ tanφNĐ = 170 0,62 = 105,36 MVAr

QHT - Công suất phản kháng do hệ thống cung cấp

QHT = PHT tanφHT = 97,95 0,75 = 73,46 MVAr

Qtt - Tổng công suất phản kháng tiêu thụ

Qmax - Tổng công suất phản kháng phụ tải cực đại

QL - Tổng tổn thất công suất phản kháng tiêu thụ bởi cảm kháng của các đường dây trong mạng điện

Qc - Tổng công suất phản kháng do điện dung của các đường dây sinh ra, khi tính sơ bộ lấy QL = Qc [MVAr]

Qb - Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các trạm biến áp, trong tính toán sơ bộ lấy

Qtd - Công suất phản kháng tự dùng trong nhà máy điện, ta lấy cosφtd trong nhà máy điện bằng 0,75 nên Qtd = Ptd tanφtd = 17 0,88= 14,99 MVAr

Qdt - Công suất phản kháng dự trữ trong hệ thống (Qdt = 0).

Tổng công suất phản kháng tiêu thụ trong mạng điện:

Qtt = 115,75 + 23,15 + 14,99 = 153,90 MVAr Tổng công suất phản kháng do nguồn phát ra:

QNĐ + QHT = 105,36 + 73,46 = 178,82 MVArTổng công suất phản kháng do nguồn phát ra lớn hơn tổng công suất phản kháng yêu cầu trong mạng điện, vậy ta không cần bù công suất phản kháng.

2.1 Phương pháp tính toán và các lựa chọn chung cho mạng điện.

Sơ đồ lưới điện phải được lập cho chế độ max của hệ thống, trong đó các nguồn vận hành tối ưu Sơ đồ hay phương án lưới điện được vạch ra trên địa hình lý tưởng có thể đi dây tùy ý.

Hình 2-2 Bản đồ khoảng cách giữa các phụ tải và nguồn

2.1.1 Nguyên tắc chung thành lập phương án nối điện.

- Đảm bảo độ tin cậy theo yêu cầu: Mạng điện phải đảm bảo tính an toàn cung cấp điện liện tục, mức độ đảm bảo an toàn cung cấp điện phụ thuộc vào hộ tiêu thụ Đối với phụ tải loại 1 phải đảm bảo cấp điện liên tục không được phép gián đoạn trong bất cứ tình huống nào Vì vậy trong phương án nối dây phải có đường dây dự phòng, mỗi phụ tải loại 1 đều được cấp điện bằng 2 đường dây độc lập, 2 đường dây song song hoặc mạch vòng kín Phụ tải loại 3 được cấp điện bằng 1 đường dây Để đảm bảo liên lạc chắc chắn giữa hai nhà máy điện, đường dây liên lạc được thiết kế 2 lộ song song.

- Đảm bảo chất lượng điện năng (tần số, điện áp…)

- Chỉ tiêu kinh tế cao, vốn đầu tư thấp, tổn thất nhỏ, chi phí vận hành nhỏ.

- Đảm bảo an toàn cho người và thiết bị Vận hành đơn giản, linh hoạt và có khả năng mở rộng, phát triển trong tương lai.

2.1.2 Chọn điện áp định mức. Điện áp định mức của mạng điện ảnh hưởng chủ yếu đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật, cũng như các đặc trưng kỹ thuật của mạng Khi tăng điện áp định mức thì tổn thất công suất và điện năng sẽ giảm tức là giảm chi phí vận hành, tăng công suất giới hạn truyền tải trên đường dây, tuy nhiên lại làm cho vốn đầu tư tăng và ngược lại khi điện áp định mức của mạng điện thấp thì vốn đầu tư nhỏ nhưng tổn thất công suất và điện năng lớn làm cho chi phí vận hành tăng Vì vậy chọn đúng điện áp định mức của mạng điện khi thiết kế là rất cần thiết. Điện áp định mức của mạng điện cũng phụ thuộc vào nhiều yếu tố: công suất của các phụ tải, khoảng cách giữa các phụ tải với nguồn cung cấp, vị trí tương đối giữa các phụ tải với nhau, sơ đồ của mạng điện…

Như vậy chọn điện áp định mức của mạng điện được xác định chủ yếu bằng các điều kiện kinh tế Việc chọn sơ bộ điện áp của mạng điện có nhiều phương pháp khác nhau:

- Theo khả năng tải và khoảng cách truyền tải.

- Theo các đường cong thực nghiệm.

- Theo các công thức kinh nghiệm.

Trong phạm vi đề tài thiết kế, công thức kinh nghiệm được dùng để chọn điện áp tối ưu về mặt kinh tế:

Trong đó: P là công suất đường dây cần truyền tải [MW]

L là khoảng cách cần truyền tải công suất [km]

U là điện áp định mức của mạng điện [kV]

Công thức trên được gọi là công thức Still, được áp dụng cho các đường dây có chiều dài đến 220 km và công suất truyền tải P ≤ 60 (MW).

Tính Ukt cho tất cả nhánh, nếu 65 kV < mọi Ukt < 170 kV thì chọn

2.1.3 Chọn kết cấu đường dây và tiết diện dây dẫn.

Trong bài toán quy hoạch thiết kế lưới điện, chọn dây dẫn là bài toán cơ bản nhất Chọn dây dẫn bao gồm chọn loại dây dẫn và chọn tiết diện dây dẫn.

Dây nhôm lõi thép được sử dụng hợp lý nhất đối với các mạng điện và đường dây truyền tải điện năng Dây dẫn nhôm thường dùng cho mạng điện có điện áp lên đến 35 kV Các mạng điện và đường dây truyền tải điện áp từ 110 kV trở lên thường dùng dây nhôm lõi thép, đồng thời các đường dây truyền tải điện áp

330 kV và cao hơn sử dụng các dây dẫn có tiết diện lớn hơn, trong đó tiết diện phần nhôm không nhỏ hơn 240 ÷ 300 mm 2 Trong bản đồ án này dự kiến dùng loại đường dây trên không, dây nhôm lõi thép, đặt hai lộ trên cùng một cột thép. Khoảng cách trung bình hình học giữa các dây dẫn là Dtb = 5 m.

Tiết diện dây dẫn ảnh hưởng nhiều đến vốn đầu tư để xây dựng đường dây và chi phí vận hành đường dây, tăng tiết diện dây dẫn làm tăng chi phí xây dựng và vận hành đường dây, nhưng giảm tổn thất điện năng và chi phí về tổn thất điện năng Vì vậy ta cần phải chọn tiết diện dây dẫn sao cho hàm chi phí tính toán là nhỏ nhất Ta sẽ sử dụng phương pháp mật độ dòng điện kinh tế để tìm tiết diện của dây dẫn:

Fkt: tiết diện kinh tế của dây dẫn (mm 2 )

Jkt: mật độ kinh tế của dòng điện (A/mm 2 ), Jkt chọn chung cho toàn lưới điện theo thời gian sử dụng công suất cực đại.

Imax: dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại (A) Giá trị dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại được xác định theo công thức:

Trong đó: n: số mạch đường dây

Uđm: điện áp định mức của mạng điện, [kV]

Pmax: dòng công suất tác dụng trên đường dây [MW]

Qmax: dòng công suất phản kháng trên đường dây [MVAr]

2.1.4 Kiểm tra các chỉ tiêu kỹ thuật.

Với cấp điện áp 110 kV, để không xuất hiện vầng quang thì tiết diện dây dẫn tối thiểu phải là 70 mm 2

Trong đó: Ibt - Dòng điện làm việc bình thường trên đường dây.

Isc - Dòng điện sự cố trên đường dây.

Icp - Dòng điện cho phép của dây dẫn.

2.1.4.3 Điều kiện tổn thất điện áp.

Các mạng điện 1 cấp điện áp đạt tiêu chuẩn kĩ thuật nếu trong chế độ phụ tải cực đại các tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường và chế độ sự cố nằm trong khoảng sau đây: ΔUUmaxbt ≤ 15% ΔUU maxsc ≤ 25%

Trong đó: ΔUUmaxbt là tổn thất điện áp lớn nhất lúc bình thường. ΔUUmaxsc là tổn thất điện áp lớn nhất lúc xảy ra sự cố.

Tổn thất điện áp được tính theo công thức: ΔU=U=P.R+Q.X

U đm 2 Trong đó: P và Q lần lượt là công suất tác dụng và công suất phản kháng chạy trên đoạn đường dây đang xét (MW,MVAr)

R và X là điện trở và điện kháng của đường dây (Ω))

Udm là điện áp định mức của mạng điện (kV)

2.2 Dự kiến các phương án nối dây.

Hình 2-3 Sơ đồ nối dây phương án 1

2.3 Tính toán kỹ thuật chi tiết từng phương án.

2.3.1.1 Chọn điện áp định mức của mạng điện. a Dòng công suất chạy trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực đại.

Dòng công suất trên các đường dây hình tia bằng công suất phụ tải ở cuối đường dây.

Công suất tác dụng trên đường dây N-7:

PN-7 = Pkt - Ptd - ΣPPN - ΔUPN

Trong đó PN-7: Công suất tác dụng trên đường dây N-7

Pkt - Công suất tác dụng phát kinh tế của nhà máy nhiệt điện.

Ptd - Công suất tác dụng tự dùng của nhà máy nhiệt điện.

Ptd = 10%.Pkt = 0,1 170 = 17 MW ΣPPN - Tổng công suất tác dụng phụ tải nhận điện trực tiếp từ nhà máy nhiệt điện. ΔUPN - Tổn thất công suất tác dụng trên mạng điện cung cấp cho các phụ tải nhận điện trực tiếp từ nhà máy nhiệt điện. ΔUPN = 5%.ΣPPN

Vậy PN-7 = Pkt - Ptd - ΣPPN - ΔUPN

Công suất phản kháng trên đường dây N-7:

QN-7 = Qkt - Qtd - ΣPQN - ΔUQN - ΔUQBA

Trong đó QN-7 - Công suất phản kháng trên đường dây N-7

Qkt - Công suất phản kháng phát của nhà máy nhiệt điện.

Q - Công suất phản kháng tự dùng của nhà máy nhiệt điện.td

Qtd = Ptd.tanφtd = 17 0,88 = 14,99 MVAr ΣPQN - Tổng công suất phản kháng phụ tải nhận điện trực tiếp từ nhà máy nhiệt điện ΔUQN - Tổn thất công suất phản kháng trên mạng điện cung cấp cho các phụ tải nhận điện trực tiếp từ nhà máy nhiệt điện. ΔUQN = 15%.ΣPQN ΣPQN - Tổn thất công suất phản kháng trên máy biến áp tăng áp của nhà máy nhiệt điện ΔUQBA = 15%.(Qkt - Qtd) Vậy QN-7 = Qkt - Qtd - ΣPQN - ΔUQN - ΔUQBA

= 19,44 MVAr Dòng công suất trên đường dây 7-5: ´S 7-5 = ´ S N-7 - ´ S 7

Dòng công suất trên đường dây H-5: ´S H-5 = ´ S 5 - ´ S 7-5

Trong chế độ phụ tải cực đại, nút số 5 nhận công suất từ cả 2 phía, vậy 5 là điểm phân công suất trên đường dây liên lạc. b Dòng công suất chạy trên các đường dây trong chế độ sự cố 1 máy phát.

Trong chế độ sự cố máy phát, chỉ có dòng công suất trên đường dây liên lạc thay đổi.

Công suất tác dụng trên đường dây N-7:

PN-7 = Psc - Ptd - ΣPPN - ΔUPN

Trong đó PN-7: Công suất tác dụng trên đường dây N-7

Psc - Công suất tác dụng phát sự cố của nhà máy nhiệt điện.

Ptd - Công suất tác dụng tự dùng của nhà máy nhiệt điện.

Ptd = 10%.Psc = 0,1 150 = 15 MW ΣPPN - Tổng công suất tác dụng phụ tải nhận điện trực tiếp từ nhà máy nhiệt điện. ΔUPN - Tổn thất công suất tác dụng trên mạng điện cung cấp cho các phụ tải nhận điện trực tiếp từ nhà máy nhiệt điện. ΔUPN = 5%.ΣPPN

Vậy PN-7 = Psc - Ptd - ΣPPN - ΔUPN

Công suất phản kháng trên đường dây N-7:

QN-7 = Qkt - Qtd - ΣPQN - ΔUQN - ΔUQBA

Trong đó QN-7 - Công suất phản kháng trên đường dây N-7

Qsc - Công suất phản kháng phát của nhà máy nhiệt điện.

Q - Công suất phản kháng tự dùng của nhà máy nhiệt điện.td

Qtd = Ptd.tanφtd = 15 0,88 = 13,22 MVAr ΣPQN - Tổng công suất phản kháng phụ tải nhận điện trực tiếp từ nhà máy nhiệt điện ΔUQN - Tổn thất công suất phản kháng trên mạng điện cung cấp cho các phụ tải nhận điện trực tiếp từ nhà máy nhiệt điện. ΔUQN = 15%.ΣPQN ΣPQN - Tổn thất công suất phản kháng trên máy biến áp tăng áp của nhà máy nhiệt điện ΔUQBA = 15%.(Qkt - Qtd) Vậy QN-7 = Qsc - Qtd - ΣPQN - ΔUQN - ΔUQBA

= 10,41 MVAr Dòng công suất trên đường dây 5-7: ´S 5-7 = ´ S 7 - ´ S N-7

Dòng công suất trên đường dây H-5: ´S H-5 = ´ S 5 + ´ S 5-7

SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN CHỌN PHƯƠNG ÁN THIẾT KẾ

3.1 Phương pháp so sánh kinh tế.

Vì các phương án so sánh của mạng điện có cùng điện áp định mức, do đó để đơn giản không cần tính vốn đầu tư vào các trạm hạ áp.

Chỉ tiêu kinh tế được dùng khi so sánh các phương án là chi phí tính toán hàng năm, được xác định theo công thức:

Y - Tổng các chi phí vận hành hàng năm atc - Hệ số hiệu quả của vốn đầu tư (atc = 0,125) avhd - Hệ số vận hành đối với các đường dây trong mạng điện (avhd = 0,07)

Kd - Tổng các vốn đầu tư về đường dây.

A - Tổng tổn thất điện năng hàng năm. c - Giá 1 kWh điện năng tổn thất (c = 1200 đ/kWh) Đối với các đường dây trên không hai mạch đặt trên cùng một cột, tổng vốn đầu tư để xây dựng các đường dây có thể xác định theo công thức sau:

Trong đó: koi - Giá thành 1 km đường dây một mạch, đ/km. li - Chiều dài đường dây thứ i, km.

Tổn thất điện năng trên đường dây được xác định theo công thức:

A = Pimax  Trong đó: Pimax - Tổn thất công suất trên đường dây thứ i khi phụ tải cực đại.

 - Thời gian tổn thất công suất cực đại.

Tổn thất công suất trên đường dây thứ i có thể tính như sau: ΔU=P imax =√ P imax

U đm 2 R i Trong đó: Pi max, Qi max - Công suất tác dụng và phản kháng chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại.

Ri - Điện trở tác dụng của đường dây thứ i.

Uđm - Điện áp định mức của mạng điện.

Thời gian tổn thất công suất cực đại có thể tính theo công thức:

3.2 Tính toán chi tiết cho các phương án.

Bảng 3-50 Tổn thất công suất và vốn đầu tư phương án 1 Đường dây

L (km) Số mạch F tc

Tổn thất điện năng hàng năm: ΔUA = ΔUP τ = 6,935 3633 = 25194 MWh Chi phí vận hành hàng năm:

Y = avhd Kd + ΔUA c = 0,07 1782422 10 6 + 25194 10 3 1200 = 155,0 (tỷ đồng)

Chi phí tính toán hàng năm:

Y = avhd Kd + ΔUA c = 0,07 1768022 10 6 + 25140 10 3 1200 = 153,9 (tỷ đồng) Chi phí tính toán hàng năm:

Y = avhd Kd + ΔUA c = 0,07 1715629 10 6 + 28147 10 3 1200 = 153,9 (tỷ đồng) Chi phí tính toán hàng năm:

3.3 Tổng kết chỉ tiêu kinh tế.

Bảng 3-55 Bảng tổng kết chỉ tiêu kinh tế

Theo bảng tổng kết chỉ tiêu kinh tế, phương án 4 và phương án 5 có chi phí tính toán thấp nhất và chênh lệch nhau số tiền: ΔUZ = Z4 - Z5 = 368,3 - 367,3 = 1 (tỷ đồng)

Do tỉ lệ chênh lệch giữa chi phí tính toán của phương án 4 và phương án 5 nhỏ hơn 5% nên có thể coi 2 phương án này tương đương về mặt kinh tế Tuy nhiên, phương án 4 có tổn thất điện áp và tổn thất điện năng thấp hơn phương án

5 nên ta chọn phương án 4 làm phương án thiết kế.

4.1 Chọn máy biến áp cho trạm tăng áp.

Trạm biến áp là một phần tử rất quan trọng của hệ thống điện, nó có nhiệm vụ tiếp nhận điện năng từ hệ thống, biến đổi từ cấp điện áp này sang cấp điện áp khác và phân phối cho các mạng điện tương ứng Vì vậy việc lựa chọn các máy biến áp cần đảm bảo tính chất cung cấp điện liên tục và yêu cầu về kinh tế, kĩ thuật.

Do nhà máy điện phát tất cả công suất vào mạng điện 110kV (trừ phần công suất tự dùng) nên ta thực hiện nối máy biến áp theo sơ đồ bộ máy phát điện – máy biến áp Công suất của mỗi máy được xác định như sau:

0,85 = 58,82 (MVA) Trong đó: PđmF: công suất định mức của mỗi máy phát điện cosφF: hệ số công suất định mức của máy phát.

Chọn máy biến áp TDH – 63000/110 có các thông số như bảng sau:

Bảng 4-56 Thông số máy biến áp tăng áp

Các số liệu kỹ thuật

4.2 Chọn công suất máy biến áp trong các trạm hạ áp.

Các phụ tải loại 1 là phụ tải quan trọng, cần cung cấp điện bằng 2 máy biến áp, phụ tải loại 3 ít quan trọng hơn, chỉ cần cung cấp điện bằng 1 máy biến áp.

- Nếu trạm có 2 máy biến áp, khi sự cố 1 máy biến áp, máy biến áp còn lại được phép quá tải 40% trong vòng 5 ngày đêm, mỗi ngày không quá 6 tiếng, công suất của máy biến áp được chọn như sau:

- Nếu trạm có 1 máy biến áp, công suất của máy biến áp được chọn như sau:

Từ công thức trên ta tính toán chọn máy biến áp cho các phụ tải:

Bảng 4-57 Chọn công suất máy biến áp cho trạm hạ áp

Các số liệu Phụ tải

S max (MVA) 25,56 27,78 33,33 27,78 44,44 22,22 33,33 31,11 20,00 Độ tin cậy yêu cầu I I I I I I I I I

Bảng 4-58 Thông số máy biến áp

Các số liệu kỹ thuật

4.3 Chọn sơ đồ trạm và sơ đồ hệ thống điện.

4.3.1 Sơ đồ trạm tăng áp nhà máy điện. Ở các trạm biến áp tăng áp của 1 nhà máy, máy biến áp và máy phát được nối theo sơ đồ mỗi máy phát có một máy biến áp riêng, hệ thống thanh góp được sử dụng trong sơ đồ là hệ thống 2 thanh góp và máy cắt đời mới, cách điện bằng khí SF6.

Hình 4-14 Sơ đồ nối dây trạm tăng áp nhà máy điện

4.3.2 Sơ đồ trạm biến áp trung gian.

Ta sử dụng sơ đồ 2 thanh góp:

Hình 4-15 Sơ đồ trạm biến áp trung gian

4.3.3 Trạm cuối. Để cung cấp điện tới các phụ tải ta dùng sơ đồ cầu, đặc điểm của sơ đồ này là số máy cắt dùng ít hơn số mạch mà tính bảo trì vẫn được duy trì Sơ đồ cầu được áp dụng khi trạm biến áp có 4 mạch.

 Sơ đồ cầu ngoài (máy cắt đặt phía máy biến áp)

Trong sơ đồ này về phía đường dây không có máy cắt mà chỉ có dao cách ly Khi sửa chữa hay sự cố một máy biến áp, hai đường dây vẫn làm việc bình thường Ngược lại khi sự cố một đường dây thì một máy biến áp tạm thời bị mất điện Sơ đồ này chỉ thích hợp với các đường dây ngắn hoặc các trạm phải thường xuyên đóng cắt máy biến áp.

 Sơ đồ cầu trong (máy cắt đặt phía đường dây)

Trong sơ đồ này về phía cao áp của máy biến áp không đặt máy cắt.

Sơ đồ này có ưu nhược điểm ngược lại với sơ đồ cầu trong và nó thích hợp với các trạm biến áp ít phải đóng cắt máy biến áp và chiều dài đường dây lớn.

Hình 4-16 Sơ đồ cầu ngoài và sơ đồ cầu trong

Trong phạm vi đồ án, phương án tối ưu được chọn là phương án 4, trong đó ta có:

- Trạm biến áp số 1, 2, 5, 8 là trạm biến áp trung gian, ta chọn sơ đồ 2 hệ thống thanh góp.

- Trạm biến áp số 3, 4, 6, 7, 9 là trạm cuối, đồng thời các đường dây cấp điện cho các trạm này đều có chiều dài nhỏ hơn 70 km, xác suất phải thao tác phía đường dây nhỏ, ta chọn sơ đồ cầu ngoài.

5.1 Chế độ phụ tải cực đại.

5.1.1 Tính công suất truyền vào phía cao áp trạm biến áp.

S´1 = 23 + j11,14 (MVA) Trạm biến áp B1 có 2 máy biến áp làm việc:

Tổn thất công suất trong trạm biến áp B1: ΔU=S´ B 1 = P1 2

110 2 (1,27 + j27,775) = 0,069 + j1,499 (MVA) Công suất trước tổng trở máy biến áp:

Công suất đi vào cuộn cao áp máy biến áp:

= 23,069 + j12,638 + 0,058 + j0,4 = 23,127 + j13,038 (MVA)Tính toán tương tự cho các trạm biến áp còn lại ta tổng kết được bảng sau:

Bảng 5-59 Dòng công suất phân bố trong các trạm biến áp ở chế độ phụ tải cực đại

Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ thay thế của đường dây H-8-9 như sau:

Hình 5-17 Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ thay thế đường dây H-8-9

 Tính toán dòng công suất trên đường dây 8-9:

Công suất cuối đường dây:

= 18,115 + j10,433 (MVA) Công suất do điện dung đầu và cuối đường dây sinh ra:

2 = 110 2 164,91 10 -6 = 2 (MVAr) Công suất sau tổng trở đường dây:

Tổn thất công suất trên đường dây: ΔU=S´ d 8-9 = ( P 8-9

Công suất trước tổng trở đường dây:

Công suất đầu đường dây:

 Tính toán dòng công suất trên đường dây H-8:

Công suất do điện dung đầu và cuối đường dây sinh ra:

2 = 110 2 96,99 10 -6 = 1,17 (MVAr) Công suất sau tổng trở đường dây:

Tổn thất công suất trên đường dây: ΔU=S´ d H-8 = ( P H-8

Các đường dây hình tia còn lại được tính toán tương tự đường dây H-8-9

Hình 5-18 Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ thay thế đường dây N-1-5-H

 Tính toán dòng công suất trên đường dây N-1:

Trong chương 1 ta đã tính toán được công suất phát kinh tế của nhà máy nhiệt điện và công suất tự dùng của nhà máy Như vậy công suất truyền tải vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp nhà máy bằng:

Tổn thất công suất trong trạm tăng áp: ΔU=S´ B =[4 ΔU= P 0 +ΔU= P n

Công suất truyền vào thanh góp cao áp trạm biến áp:

Tổng công suất phụ tải lấy điện từ nhiệt điện:

Công suất truyền vào đường dây:

2 = 110 2 132,07 10 -6 = 1,6 (MVAr) Công suất trước tổng trở đường dây:

Tổn thất công suất trên đường dây: ΔU=S´ dN-1 = ( P N-1

Công suất sau tổng trở đường dây:

Tổn thất công suất trên đường dây: ΔU=S´ d1-5 = ( P 1-5

Tổn thất công suất trên đường dây: ΔU=S´ dH-5 = ( P H-5

Tính toán tương tự cho các đường dây còn lại ta tổng hợp được bảng sau:

Bảng 5-60 Dòng công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực đại Đường dây Qc/2

5.1.4 Cân bằng chính xác công suất phản kháng chế độ phụ tải cực đại.

Công suất tại thanh cái cao áp hệ thống:

Công suất phản kháng hệ thống có thể phát ra:

Công suất phản kháng hệ thống có thể phát ra lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu của mạng điện, vậy hệ thống đáp ứng đủ công suất phản kháng trong chế độ phụ tải cực đại.

5.2 Chế độ phụ tải cực tiểu.

5.2.1 Vận hành kinh tế trạm biến áp.

Trong chế độ phụ tải cực tiểu, công suất của phụ tải bằng 50% công suất khi phụ tải cực đại Để vận hành kinh tế ta có thể xem xét cắt bớt một số máy biến áp ở các trạm Điều kiện để có thể cắt bớt 1 máy biến áp là:

Trong đó m là số máy biến áp trong trạm.

Bảng 5-61 Vận hành máy biến áp trong chế độ phụ tải cực tiểu

5.2.2 Tính công suất truyền vào phía cao áp trạm biến áp.

S´1 = 11,5 + j5,57 (MVA) Trạm biến áp B1 có 1 máy biến áp làm việc:

Tổn thất công suất trong trạm biến áp B1: ΔU=S´ B 1 = P 1 2 + Q 1 2

110 2 (2,54 + j55,55) = 0,034 + j0,75 (MVA)Công suất trước tổng trở máy biến áp:

Công suất đi vào cuộn cao áp máy biến áp:

Tính toán tương tự cho các trạm biến áp còn lại ta tổng kết được bảng sau:

Bảng 5-62 Dòng công suất phân bố trong các trạm biến áp ở chế độ phụ tải cực tiểu

Sơ đồ nguyên lý của đường dây N-1-5-H như sau:

Hình 5-19 Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ thay thế đường dây N-1-5-H

Trong chương 1 ta đã tính toán được công suất phát trong chế độ phụ tải cực tiểu của nhà máy nhiệt điện và công suất tự dùng của nhà máy Công suất truyền tải trên các đường dây và trạm biến áp không lớn, yêu cầu công suất phản kháng của hệ thống giảm nhẹ, tổn thất công suất phản kháng cũng ít hơn Trong chế độ phụ tải cực tiểu, công suất phản kháng nhà máy phát ra dư thừa sẽ truyền vào đường dây liên lạc gây ra điện áp cao phía nhà máy điện và các phụ tải nhận điện từ nhà máy Vì vậy, ta có thể cho nhà máy điện phát ít công suất phản kháng hơn so với chế độ cực đại để hạn chế sự tăng áp trong chế độ phụ tải cực tiểu, lấy hệ số công suất nhà máy nhiệt điện bằng 0,9 Như vậy công suất truyền tải vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp nhà máy bằng:

Tổn thất công suất trong trạm tăng áp: ΔU=S´ B =[2 ΔU= P 0 +ΔU= P n

Tổng công suất phụ tải lấy điện từ nhiệt điện:

= 19,925 + j8,511 - (0,291 + j0,416) = 19,634 + j8,095 (MVA) Công suất cuối đường dây:

Bảng 5-63 Dòng công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực tiểu Đường dây Qc/2

5.2.4 Cân bằng chính xác công suất phản kháng chế độ phụ tải cực tiểu.

Công suất phản kháng hệ thống có thể phát ra lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu của mạng điện, vậy hệ thống đáp ứng đủ công suất phản kháng trong chế độ phụ tải cực tiểu.

5.3 Chế độ sau sự cố.

Sự cố trong mạng điện thiết kế có thể xảy ra khi ngừng một máy phát, ngừng một mạch trên đường dây hai mạch liên kết nhà máy điện với hệ thống, ngừng một mạch trên các đường dây hai mạch nối từ nguồn cung cấp đến các phụ tải

Trường hợp đứt 1 mạch đường dây nối phụ tải với nhà máy thì công suất truyền trên các đường dây khác không bị ảnh hưởng mà chỉ có dòng công suất trên đường dây bị sự cố và đường dây liên lạc bị thay đổi nhưng không đáng kể Trường hợp đứt 1 mạch đường dây nối phụ tải với HT thì chỉ có công suất trên đường dây sự cố thay đổi còn công suất trên các đường dây khác vẫn như cũ. Tính toán dòng công suất chạy vào đường dây sự cố và đường dây liên lạc tương tự như ở chế độ phụ tải cực đại.

5.3.1 Chế độ sự cố một mạch đường dây kép.

Khi sự cố một mạch đường dây mạch kép, điện trở và điện kháng của đường dây bị sự cố tăng gấp 2 lần, điện dung giảm 2 lần Tính toán tương tư chế độ phụ tải cực đại.

5.3.2 Chế độ sự cố một máy phát nhà máy nhiệt điện.

Trong chế độ sự cố một máy phát nhà máy nhiệt điện, cần xác định lại dòng công suất trên đường dây liên lạc.

Trong chương 1 ta đã tính toán được công suất phát kinh tế của nhà máy nhiệt điện và công suất tự dùng của nhà máy Như vậy công suất truyền tải vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp nhà máy bằng:

Tổn thất công suất trong trạm tăng áp: ΔU=S´ B =[ 3 ΔU=P 0 + ΔU= P 3 n ( S S H đm ) 2 ] + j [ 3 ΔU=Q 0 +3 100 SU n % S H 2 đm ] ΔU=S´ B =[3 0,059 +0,26

= 135 + j79,73 - (0,71 + j14,89) = 134,29 + j64,85 (MVA) Tổng công suất phụ tải lấy điện từ nhiệt điện:

= 19,775 + j9,659 - (0,3 + j0,429) = 19,475 + j9,23 (MVA) Công suất cuối đường dây:

Bảng 5-64 Dòng công suất trên các đường dây trong chế độ sự cố

Sự cố Đường dây ảnh hưởng

5.3.3 Cân bằng chính xác công suất phản kháng chế độ sự cố máy phát.

Công suất phản kháng hệ thống có thể phát ra lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu của mạng điện, vậy hệ thống đáp ứng đủ công suất phản kháng trong chế độ sự cố máy phát nhà máy nhiệt điện.

6.1 Tính điện áp các nút trong mạng điện.

Trong mạng điện thiết kế có hai nguồn cung cấp, hệ thống được chọn là nhà máy cân bằng công suất nên chọn thanh góp 110 kV của hệ thống làm nút điện áp cơ sở.

Trong các chế độ phụ tải cực đại và chế độ sau sự cố, chọn điện áp cơ sở

Ucs = 121 kV còn trong chế độ cực tiểu chọn điện áp cơ sở Ucs = 115,5 kV.

6.1.1 Chế độ phụ tải cực đại. Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 5:

121 = 116,06 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm 5 quy về cao áp:

116,06 = 111,45 (kV) Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 1:

116,06 = 118,07 (kV) Điện áp trên thanh góp cao áp nhà máy nhiệt điện:

Các đường dây còn lại tính tương tự đường dây H-5, ta có bảng tổng kết điện áp nút:

Bảng 6-65 Điện áp các nút hạ áp quy về cao áp chế độ phụ tải cực đại

6.1.2 Chế độ phụ tải cực tiểu. Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 5:

115,5 = 113,47 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm 5 quy về cao áp:

Tính toán tương tự chế độ phụ tải cực đại ta được:

Bảng 6-66 Điện áp các nút hạ áp quy về cao áp chế độ phụ tải cực tiểu

6.1.3 Chế độ sau sự cố.

Xét trường hợp sự cố máy phát: Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 5:

121 = 112,36 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm 5 quy về cao áp:

Tính toán tương tự chế độ phụ tải cực đại ta được:

Bảng 6-67 Điện áp các nút hạ áp quy về cao áp chế độ sự cố

Tất cả các phụ tải trong mạng điện thiết kế đều có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường Đồng thời các giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp của các trạm trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố khác nhau tương đối nhiều Do đó, để đảm bảo chất lượng điện áp cung cấp cho các hộ tiêu thụ cần sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải.

Các trạm dùng các loại máy biến áp là TDH - 16000/110, TDH - 25000/110,

TDH - 32000/110, TDH - 40000/110, TDH - 63000/110 có phạm vi điều chỉnh ± 9x1,78%, Ucđm = 115 kV, Uhđm = 23,0 kV. Đối với các trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy định như sau:

 Trong chế độ phụ tải cực đại: δU = +5%U = +5%

 Trong chế độ phụ tải cực tiểu: δU = +5%U = 0%

 Trong chế độ sự cố: δU = +5%U = 0-5% Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp được xác định như sau:

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 yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải cực đại bằng:

100 22 = 23,10 kV Khi phụ tải cực tiểu:

Trong chế độ sự cố:

Sử dụng máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải cho phép thay đổi các đầu điều chỉnh không cần tắt các máy biến áp Do đó cần chọn đầu điều chỉnh riêng cho chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố.

Bảng 6-68 Thông số đầu điều chỉnh máy biến áp điều áp dưới tải

Thứ tự đầu điều chỉnh Điện áp bổ sung (%) Điện áp bổ sung (kV) Điện áp đầu điều chỉnh (kV)

6.2 Tính chọn đầu phân áp cho các trạm có điều áp dưới tải trong các chế độ.

6.2.1 Chế độ phụ tải cực đại.

Xét trạm biến áp số 1: Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp được xác định theo công thức:

23,10 = 114,36 kV Chọn đầu điều chỉnh n = 10 có điện áp tiêu chuẩn Utc = 115 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp:

115 = 22,97 kV Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: δU = U = U ht - U đm

22 100 = 4,4 %Vậy đầu phân áp đã chọn phù hợp với yêu cầu điều chỉnh điện áp.

Tính toán tương tự với các trạm biến áp còn lại:

Bảng 6-69 Chọn đầu phân áp cho các trạm biến áp trong chế độ phụ tải cực đại

6.2.2 Chế độ phụ tải cực tiểu.

Chọn đầu điều chỉnh n = 9 có điện áp tiêu chuẩn Utc = 117,05 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp:

1,34 23,0 117,05 = 21,88 kV Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: δU = U = U ht - U đm

22 100 = 0,6 % Vậy đầu phân áp đã chọn phù hợp với yêu cầu điều chỉnh điện áp.

Tính toán tương tự chế độ phụ tải cực đại ta chọn được đầu phân áp cho chế độ phụ tải cực tiểu:

Bảng 6-70 Chọn đầu phân áp cho các trạm biến áp trong chế độ phụ tải cực tiểu

6.2.3 Chế độ sau sự cố.

23,10 = 108,09 kV Chọn đầu điều chỉnh n = 13 có điện áp tiêu chuẩn Utc = 108,86 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp:

23,10 = 22,94 kV Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: δU = U = U ht - U đm

22 100 = 4,3 % Vậy đầu phân áp đã chọn phù hợp với yêu cầu điều chỉnh điện áp.

Tính toán tương tự chế độ phụ tải cực đại ta chọn được đầu phân áp cho chế độ sau sự cố:

Bảng 6-71 Chọn đầu phân áp cho các trạm biến áp trong chế độ sự cố

7.1 Vốn đầu tư mạng điện.

Tổng các vốn đầu tư xây dựng mạng điện được xác định theo công thức:

Kd – vốn đầu tư xây dựng đường dây

Kt – vốn đầu tư xây dựng các trạm biến áp.

Theo chương 3 ta đã tính được vốn đầu tư xây dựng các đường dây có giá trị:

Kd = 1715,63 (tỷ đồng) Vốn đầu tư cho các trạm hạ áp được xác định theo bảng cho ở đề bài.

Bảng 7-72 Vốn đầu tư cho trạm biến áp

Do đó tổng vốn đầu tư để xây dựng mạng điện bằng:

7.2 Tổn thất công suất trong mạng điện.

Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bao gồm tổn thất công suất trên đường dây và tổn thất công suất tác dụng trong các trạm biến áp ở chế độ phụ tải cực đại.

Theo kết quả tính toán ở chương 5, tổng tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây bằng:

∆Pd = 8,06 MW Tổng tổn thất công suất tác dụng trong các cuộn dây của các máy biến áp có giá trị:

∆Pb = 0,883 MW Tổng tổn thất công suất trong lõi thép của các máy biến áp có giá trị:

∆P0 = 0,502 MW Như vậy tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng:

∆P = ∆Pd + ∆Pb + ∆P0b = 8,06 + 0,883 + 0,502 = 9,445 MWTổn thất công suất tác dụng trong mạng điện tính theo phần trăm (%) bằng: ΔU=P% = ΔU=P

7.3 Tổn thất điện năng trong mạng điện.

Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện có thể xác định theo công thức sau:

∆A = (∆Pd + ∆Pb) τ + ∆P0b t Trong đó: τ – thời gian tổn thất công suất lớn nhất t – thời gian các máy biến áp làm việc trong năm.

Bởi vì các máy biến áp vận hành song song trong cả năm cho nên t = 8760 h.

Thời gian tổn thất công suất lớn nhất có thể tính theo công thức sau: τ = (0,124 + Tmax.10 -4 ) 2 8760 = (0,124 + 5200 10 -4 ) 2 8760 = 3633 h

Do đó tổng tổn thất điện năng trong mạng điện bằng:

Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được trong năm bằng:

Tổn thất điện năng trong mạng điện tính theo phần trăm (%) bằng: ΔU=A% = ΔU=A

7.4 Chi phí và giá thành.

Các chi phí vận hành hàng năm trong mạng điện được xác định như sau:

Y = avhd Kd + avht Kt + ∆A c Trong đó: avhd – hệ số vận hành đường dây (avhd = 0,07) avht – hệ số vận hành các thiết bị trong trạm biến áp (avht = 0,10) c – giá thành 1 kWh điện năng tổn thất.

7.4.2 Giá thành truyền tải điện năng. β = Y

7.4.3 Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải cực đại.

7.5 Bảng tổng hợp chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật.

Bảng 7-73 Bảng tổng hợp chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện

STT Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị

1 Tổng công suất khi phụ tải cực đại MW 239

2 Tổng chiều dài đường dây 2 mạch km 517,36

3 Tổng chiều dài đường dây 1 mạch km 0

4 Tổng công suất các MBA hạ áp MVA 428

5 Tổng vốn đầu tư cho mạng điện tỷ đồng 2059,43

6 Tổng vốn đầu tư cho đường dây tỷ đồng 1715,63

7 Tổng vốn đầu tư cho trạm biến áp tỷ đồng 343,8

8 Tổng điện năng phụ tải tiêu thụ GWh 1242,8

11 Tổng tổn thất công suất ∆P MW 9,445

12 Tổng tổn thất công suất ∆P % 3,95

13 Tổng tổn thất điện năng ∆A MWh 36888

14 Tổng tổn thất điện năng ∆A % 2,97

15 Chi phí vận hành hàng năm tỷ đồng 198,74

16 Giá thành truyền tải điện năng đồng/kWh 159,91

17 Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải cực đại tỷ đồng/MW 8,62

PHẦN II THIẾT KẾ TRẠM BIẾN ÁP TREO 400 KVA; 22/0,4 KV

Trạm biến áp (TBA) thường có các dạng kết cấu phổ biến sau: Trạm treo, trạm bệt, trạm kín, trạm chọn bộ.

Trong đồ án thiết kế ta chọn TBA có kết cấu dạng trạm treo TBA treo là kiểu trạm mà toàn bộ các thiết bị cao áp, hạ áp và máy biến áp (MBA) được đặt trên cột Riêng tủ hạ áp có thể đặt trên cột, cạnh MBA, cũng có thể đặt trong buồng phân phối xây dưới đất tùy theo điều kiện bảo vệ an toàn, điều kiện đất đai và yêu cầu của khách hàng TBA treo có ưu điểm là gọn nhẹ, giá thành thấp và tiết kiệm đất, nó thường được dùng cho các trạm công cộng đô thị, TBA của cơ quan …

Tuy nhiên loại trạm này cũng có nhược điểm là về lâu dài trạm treo sẽ làm mất mỹ quan đô thị

Các số liệu ban đầu:

- Trạm biến áp có công suất 400 kVA - 22/0,4 kV.

- Điện trở suất của đất ρđ = 0,36 10 4 Ωcm = 36 Ωm

Chọn máy biến áp ba pha hai cuộn dây do ABB chế tạo Tra phụ lục 1 (Máy biến áp) tài liệu [1] ta có:

Bảng 1-74 Chọn máy biến áp cho trạm biến áp

2.1 Chọn thiết bị cao áp.

2.1.1 Chọn cầu chì tự rơi. Điều kiện chọn cầu chì tự rơi: Điện áp định mức (kV): Uđmcc ≥ Uđmm

Dòng điện định mức (A): Iđmcc ≥ Icb Điện áp định mức mạng điện cao áp Uđmm = 22 kV

Dòng làm việc cưỡng bức đi qua cầu chì là dòng quá tải của máy biến áp, vào giờ cao điểm cho phép máy biến áp quá tải 25%

√ 3 22 = 13,12 A Tra phụ lục 9 tài liệu [4] ta chọn được cầu chì tự rơi do CHANGE chế tạo:

Bảng 2-75 Thông số cầu chì tự rơi

Loại Mã số U lvmax (kV) I đm (A) I N (kA) Khối lượng

(kg) 35kV có điện áp chịu đựng

2.1.2 Chọn sứ cách điện cao áp. Điều kiện chọn cách điện cao áp: Điện áp định mức (kV): Uđmcđ ≥ Uđmm

Tra phụ lục VII tài liệu [3] ta chọn được sứ cách điện đặt ngoài trời:

Bảng 2-76 Thông số sứ cách điện

Loại sứ Điện áp định mức

Lực phá hoại nhỏ nhất khi uốn tính (kg)

2.1.3 Chọn thanh dẫn xuống máy biến áp.

Thanh dẫn được chọn theo điều kiện phát nóng:

Ta có dòng cưỡng bức đi qua thanh dẫn là 13,12 A

Tra phụ lục XII tài liệu [3] ta chọn được thanh dẫn đồng tiết diện tròn, có sơn phân biệt pha:

Bảng 2-77 Thông số thanh dẫn Đường kính thanh dẫn

(mm2) Dòng điện cho phép

2.1.4 Chọn chống sét van. Điều kiện chọn chống sét van: Uđmcsv ≥ Uđmm

Tra phụ lục 31 tài liệu [4] ta chọn được chống sét van do Cooper chế tạo:

U đm (kV) Giá đỡ ngang Giá đỡ khung

Giá đỡ MBA và đường dây

Giá đỡ công xôn kiểu giàn khung

2.2 Chọn thiết bị hạ áp.

2.2.1 Chọn cáp từ máy biến áp đến tủ phân phối.

Cáp được chọn theo điều kiện phát nóng cho phép:

Icp: Dòng điện cho phép

Icb: Dòng điện cưỡng bức phía hạ áp

Tra bảng B.52.12 tài liệu [6] ta chọn được cáp hạ áp bốn lõi đồng cách điện PVC, loại nửa mềm đặt cố định do CADIVI chế tạo:

Bảng 2-78 Thông số cáp hạ áp

Phụ tải dòng điện Tiết diện định mức Điện trở suất mm 2 mΩ).mm 2 /m A

2.2.2 Chọn áp tô mát tổng. Điều kiện chọn Aptomat: Điện áp định mức (V): UđmA ≥ Uđmm

Dòng điện định mức (A): IđmA ≥ IcbH

Ta có: Điện áp định mức của mạng điện: Uđmm = 400 V

Dòng điện cưỡng bức phía hạ áp: IcbH = 722 A Tra bảng 3.1 tài liệu [8] ta chọn được áp tô mát không khí 4 cực loại cố định, 690V, kiểu hộp, dãy N do Merlin Gerin chế tạo:

Bảng 2-79 Thông số áp tô mát 415V

Chọn tủ tự tạo có: Cao 1,2m – rộng 0,8m – dày 0,5m chứa 1 Aptomat tổng và 4 Aptomat nhánh.

2.2.4 Chọn thanh cái hạ áp.

Thanh dẫn được chọn theo điều kiện phát nóng cho phép: Icp ≥ Icb

Dòng điện cưỡng bức phía hạ áp Icb = 722 A

Tra phụ lục XII tài liệu [3] ta chọn được thanh dẫn đồng tiết diện chữ nhật, có sơn phân biệt pha:

Bảng 2-80 Thông số thanh dẫn

Kích thước thanh dẫn Tiết diện một thanh

Trọng lượng một thanh (kg/m)

2.2.5 Chọn áp tô mát nhánh. Điều kiện chọn Aptomat: Điện áp định mức (V): UđmA ≥ Uđmm

Dòng điện định mức (A): IđmA ≥ Itt Điện áp định mức của mạng điện: Uđm m = 400 V

Phía hạ áp có 4 lộ cần cấp điện do đó dòng điện tính toán trong mỗi mạch là:

4 = 180,5 A Tra bảng 3.1 tài liệu [8] ta chọn được áp tô mát không khí 4 cực loại cố định, 600V, kiểu ABL 103a do LG chế tạo:

Bảng 2-81 Thông số áp tô mát nhánh

Mã số I đm (A) I Nđm (kA)

2.2.6 Chọn các thiết bị đo đếm điện năng.

Tra phụ lục XV tài liệu [3] ta chọn được thiết bị đo đếm điện năng:

Bảng 2-82 Thông số đồng hồ đo điện

Tên đồng hồ Ký hiệu Loại Cấp chính xác Công suất tiêu thụ

Công tơ hữu công kWh H-672M 2 2,5

Công tơ vô công kVArh H-673M 2 2,5

2.2.7 Chọn máy biến dòng điện. Điều kiện chọn máy biến dòng điện: Điện áp định mức (V): UđmBI ≥ Uđmm

Dòng điện định mức (A): IđmBI ≥ Ucb = 722 A Phụ tải thứ cấp của BI gồm:

Ampemet 0,1 VA Công tơ hữu công 2,5 VA Công tơ vô công 2,5 VA Vậy tổng phụ tải của BI là 5,1 VA Các đồng hồ đo có độ chính xác 0,5 Chọn máy biến dòng hạ áp do Công ty Thiết bị đo điện chế tạo, số lượng ba

BI đặt trên ba pha, đấu hình sao.

Bảng 2-83 Thông số máy biến dòng điện

Số vòng dây sơ cấp

Cấp chính xác Đường kính (mm)

2.2.8 Chọn sứ hạ áp. Điều kiện chọn sứ hạ áp: Điện áp định mức (kV): Uđms ≥ Uđmm = 400 V Tra phụ lục VII tài liệu [3] ta chọn được sứ cách điện:

Bảng 2-84 Thông số sứ cách điện hạ áp

Loại U đm (kV) U pđkhô (kV) F pháhoại (kg)

2.2.9 Chọn chống sét hạ áp. Điều kiện chọn chống sét hạ áp: Điện áp định mức (kV): Uđmcs ≥ Uđmm = 400 V Tra bảng 8.2 tài liệu [8] ta chọn được chống sét hạ áp do Siemens chế tạo:

Bảng 2-85 Thông số chống sét

Loại U đm (kV) I pđ (kA) Vật liệu vỏ

Để đảm bảo các thiết bị điện đã chọn là hợp lý cần kiểm tra theo các điều kiện như: Khả năng ổn định động, ổn định nhiệt, khả năng cắt dòng ngắn mạch…

Do đó ta cần tính ngắn mạch tại một số điểm nhất định.

Hình 3-20 Sơ đồ tính toán ngắn mạch

3.1.1 Ngắn mạch tại điểm N 1 (phía cao áp).

Hình 3-21 Sơ đồ thay thế tính toán ngắn mạch tại điểm N 1

Vì không biết cấu trúc của hệ thống nên tính gần đúng điện kháng hệ thống qua công suất cắt ngắn mạch của máy cắt đầu nguồn:

Utb = 1,05Uđm điện áp trung bình sử dụng để tính toán ngắn mạch(kV)

SN: Công suất cắt ngắn mạch của máy cắt đầu nguồn (MVA)

RD và XD là điện trở và điện kháng của đường dây cấp điện cho trạm biến áp. Đường dây 22 kV cấp điện cho TBA là dây ACSR-120 có chiều dài 5 km có các thông số r0 = 0,24 Ω)/km, x0 = 0,42 Ω)/km Do đó điện kháng của đường dây là:

ZD = (r0 + x0) l = (0,24 + j0,42) 5 = 1,2 + j2,11 (Ω)) Vậy dòng điện ngắn mạch 3 pha đối xứng tại điểm N1:

I N1 = I= {I} rsub {∞} = {{U} rsub {tb}} over {sqrt {3 } sqrt {{R} rsub {D} rsup { 2} + { left ({X} rsub {H} + {X} rsub {D} right )} ^ { 2}}

√ 3 √ 1,2 2 + (3,56 + 2,11) 2 = 2,30 (kA) Dòng điện xung kích: iN1.xk = √ 2 1,8 I” = √ 2 1,8 2,30 = 5,86 kA

3.1.2 Ngắn mạch tại điểm N 2 (phía hạ áp).

Coi gần đúng máy biến áp là nguồn công suất đủ lớn Ta có sơ đồ thay thế:

Hình 3-22 Sơ đồ thay thế tính toán ngắn mạch tại điểm N 2

Tổng trở của máy biến áp:

400 10 4 = 3,82 + j16(mΩ) Cáp nối từ máy biến áp đến tủ phân phối dài 5 m, ta tính toán được điện trở và điện kháng của cáp:

Lấy gần đúng cảm kháng đơn vị x0C = 0,08 (mΩ/m) cho mạng điện tần số công nghiệp 50Hz

XC = x0C l = 0,08 5 = 0,4 mΩ Vậy ta có tổng trở cáp:

ZC = RC +jXC = 0,75 + j0,4 mΩ Trở kháng của thanh cái được bỏ qua (RTC = 0), lấy cảm kháng của thanh góp xấp xỉ 0,15 mΩ cho 1m chiều dài Vậy ta có XTC = 0,15 mΩ

Tổng trở của Aptomat tổng:

ZAT = RAT + jXAT = (Rtx + RCD) + jXCD

Rtx: Điện trở tiếp xúc của AT

RCD: Điện trở cuộn dây bảo vệ quá dòng AT

XCD: Điện kháng cuộn dây bảo vệ quá dòng AT

Với Aptomat tổng IđmA = 800 A, tra sổ tay ta có:

ZAT = (0,4 + 0,15) + j0,1 = 0,55 + j0,1 mΩ Điện trở tổng cộng tính đến điểm ngắn mạch N2:

RΣPN2 = RB + RC + RAT + RTC = 3,82 + 0,75 + 0,55 = 5,12 mΩ Điện kháng tổng cộng tính đến điểm ngắn mạch N2:

XΣPN2 = XB + XC + XAT + XTC = 16 + 0,4 + 0,1 + 0,15 = 16,65 mΩ Vậy ta có dòng điện ngắn mạch tại điểm N2:

√ 3 √ 5,12 2 + 16,65 2 = 13,26 (kA) Dòng điện xung kích: iN2.xk = √ 2 1,8 I” = √ 2 1,8 13,26 = 33,75 kA

3.1.3 Ngắn mạch tại điểm N 3 (phía hạ áp).

Dòng ngắn mạch tại điểm N3 nhỏ hơn dòng ngắn mạch tại điểm N2 song không nhiều do có thêm tổng trở của thanh cái hạ áp, tổng trở của áp tô mát nhánh.

3.2.1 Kiểm tra cầu chì tự rơi. Điều kiện kiểm tra cầu chì tự rơi:

Dòng cắt định mức: Iđm cắt ≥ IN1

Theo như tính toán ở trên ta có: IN1 = 2,30 kA

Do đó cầu chì tự rơi đã chọn thỏa mãn.

3.2.2 Kiểm tra thanh dẫn xuống máy biến áp. Điều kiện kiểm tra thanh dẫn:

Khả năng ổn định động: δU = +5%cp ≥ δU = +5%tt

Khả năng ổn định nhiệt: F ≥ α.I∞.√ t qđ (mm 2 )

Trong đó: δU = +5%cp : Ứng suất cho phép của vật liệu làm thanh dẫn;

Với thanh dẫn nhôm δU = +5%cp = 700 kG/cm 2 Với thanh dẫn đồng δU = +5%cp = 1400 kG/cm 2 δU = +5%tt: Ứng suất tính toán xuất hiện trong thanh dẫn do tác dụng của lực điện động dòng ngắn mạch δU = +5%tt = M W (kG/cm 2 ) α: Hệ số ổn định nhiệt, với thanh đồng α = 6 tqđ: Thời gian quá độ, lấy bằng thời gian cắt ngắn mạch tqđ = 0,5 s

M: Mô men uốn tính toán M = F tt l

Ftt: Lực tính toán do tác động của dòng ngắn mạch

F tt = 1,76 10 -2 l a i xk 2 (kG) l: Khoảng cách giữa các sứ trong 1 pha (cm), l = 120 cm a: Khoảng cách giữa các pha (cm), a = 80 cm

W: Mô men chống uốn của loại thanh dẫn (kG.cm) Ở đây chọn thanh dẫn tròn có D = 0,6 cm; α = 6; tqđ = tc = 0,5 s

Theo phần trước ta có: ixk = 5,86 kA, Do đó:

Vì thanh dẫn làm bằng đồng nên δU = +5%cp ≥ δU = +5%tt.

Vậy thanh dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện ổn định động.

4 = 28,27 > 6 2,30 √0,5 = 9,77(mm 2 ) Vậy thanh dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện ổn định nhiệt.

3.2.3 Kiểm tra cáp từ máy biến áp sang tủ phân phối. Điều kiện kiểm tra cáp theo khả năng ổn định nhiệt: F ≥ α.I∞.√ t qđ (mm 2 )

Trong đó: α: Hệ số ổn định nhiệt, với thanh đồng α = 6 tqđ: Thời gian quá độ, lấy bằng thời gian cắt ngắn mạch tqđ = 0,4 s

Ta có: α = 6, tqđ = tc = 0,4 s, I∞ = 13,26 kA

Do đó: F = 150 mm 2 > α I∞ √ t qđ = 6 13,26 √0,4 = 50,31 mm 2

Vậy cáp đã chọn thỏa mãn điều kiện ổn định nhiệt.

3.2.4 Kiểm tra thanh cái hạ áp. Điều kiện kiểm tra thanh dẫn:

Khả năng ổn định động: δU = +5%cp ≥ δU = +5%tt

Khả năng ổn định nhiệt: F ≥ α.I∞.√ t qđ (mm 2 )

Trong đó: δU = +5%cp : Ứng suất cho phép của vật liệu làm thanh dẫn;

Với thanh dẫn nhôm δU = +5%cp = 700 kG/cm 2 Với thanh dẫn đồng δU = +5%cp = 1400 kG/cm 2 δU = +5%tt: Ứng suất tính toán xuất hiện trong thanh dẫn do tác dụng của lực điện động dòng ngắn mạch δU = +5%tt = M W (kG/cm 2 )

M: Mô men uốn tính toán M = F tt l

W: Mô men chống uốn của loại thanh dẫn (kG.cm) Ở đây chọn thanh dẫn hình chữ nhật có: b = 0,5 cm, h = 5 cm, α = 6, tqđ = tc = 0,4s Theo phần trước ta có: ixk = 33,75 kA, Do đó:

Vì thanh dẫn làm bằng đồng nên δU = +5%cp ≥ δU = +5%tt.

Vậy thanh dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện ổn định động.

Vậy thanh dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện ổn định nhiệt.

3.2.5 Kiểm tra sứ hạ áp. Điều kiện kiểm tra sứ hạ áp:

Lực phá hoại cho phép (kG): Fcp ≥ k.Ftt k: hệ số hiệu chỉnh

Sứ đã chọn có Fcp = 0,6 Fph = 0,6 400 = 240 kG > k Ftt

Vậy sứ hạ áp đã chọn thỏa mãn.

3.2.6 Kiểm tra áp tô mát tổng. Điều kiện kiểm tra Aptomat tổng:

IN2 = 13,26 kA Vậy IcđmA ≥ IN2 nên Aptomat tổng đã chọn thỏa mãn.

3.2.7 Kiểm tra áp tô mát nhánh. Điều kiện kiểm tra Aptomat nhánh:

IN3 < IN2 = 13,26 kAVậy IcđmA ≥ IN3 nên Aptomat nhánh đã chọn thỏa mãn.

Trong các trạm biến áp thì nối đất an toàn và nối đất làm việc thường được nối chung với nhau Điện trở nối đất của toàn trạm biến áp hạ áp với công suất là

400 kVA thường có Rđ ≤ 4 Ω Căn cứ vào điện trở suất của đất ρ = 36 Ω.m và mặt bằng của trạm có đủ điều kiện đóng cọc tiếp đất thì ta chọn phương án nối đất của trạm, sau đó tính toán điện trở nối đất của phương án đã chọn.

Nếu Rtt ≤ 4 Ω thì phương án nối đất đạt yêu cầu, nếu Rtt > 4 Ω, ta phải xử lý bằng cách đóng cọc cho đến khi điện trở nối đất đạt yêu cầu.

Mặt bằng bố trí tiếp địa:

Ta sử dụng hệ thống nối đất là mạch vòng phức hợp gồm thanh và cọc.Thanh dùng sắt tròn đường kính 30mm chôn ở độ sâu 80cm, kích thước 6mx4m.Cọc dùng sắt tròn đường kính 30mm dài 2m được hàn chặt vào thanh ở độ sâu80cm.

Khi đó điện trở nối đất của cả hệ thống nối đất được tính theo công thức sau:

Rc : Điện trở của cọc

Rt : Điện trở của thanh n : Số cọc μS/km)t, μS/km)c: Hệ số sử dụng của thanh và cọc.

4.2 Tính điện trở nối đất.

Tra bảng phụ lục 3 tài liệu [5] ta được hệ số kmùa = 1,4.

Cọc nối đất có điện trở được tính theo công thức:

Thanh nối đất có điện trở được tính theo công thức:

R t = ρ tt 2πl lnK L 2 dt Trong đó:

K: Hệ số hình dáng phụ thuộc vào cách bố trí thanh nằm ngang, ở đây ta bố trí thanh dẫn hình chữ nhật với tỷ số l1/l2 = 1,5 Tra bảng phụ lục tài liệu [5] ta được K = 5,81

Vậy điện trở nối đất của thanh:

0,8 0,03 = 4,44(Ω) Chọn khoảng cách giữa 2 cọc là 2m, vậy ta cần đóng 10 cọc.

Tỷ số a/l tính được bằng 1 Tra phụ lục 5 và phục lục 7 tài liệu [5] ta được μS/km)c = 0,58 và μS/km)t = 0,27. Điện trở nối đất của hệ thống thanh cọc:

20,77 0,27 + 10 4,44 0,58=2,94(Ω)Vậy nối đất cho trạm đạt yêu cầu kỹ thuật.

Tiêu đề	Thiết Kế Lưới Điện Cao Áp Có 2 Nguồn Cung Cấp Và 9 Phụ Tải
Tác giả	Chu Vũ Diệp Anh
Người hướng dẫn	Tiến Sĩ Lê Thị Minh Châu
Trường học	Hà Nội
Thể loại	đồ án tốt nghiệp
Năm xuất bản	2023
Thành phố	Hà Nội

Định dạng
Số trang	104
Dung lượng	820,73 KB