Đồ án Thiết kế trạm biến áp kiểu treo 100 kVA, 22/0,4 kV

Lời nói đầu Ngày nay điện năng đã trở thành dạng năng lượng không thể thay thế trong các lĩnh vực của đời sống và sản xuất. Đi đôi với việc tăng cường năng lực sản xuất điện phục vụ đời sống là vấn đề truyền tải điện năng. Việc truyền tải điện là một trong ba khâu cơ bản của quá trình sản xuất, tiêu thụ và phân phối điện năng. Thực tế một hệ thống điện có vận hành ổn định hay không là phụ thuộc rất nhiều và các hệ thống truyền tải. Tổn thất điện áp cao hay thấp phụ thuộc hoàn toàn và các đường dây tải điện. Đồng thời mức độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện cũng được quyết định bởi hệ thống truyền tải điện năng. Do vậy việc thiết kế, xây dựng và vận hành hệ thống điện luôn luôn phải được đề cao. Trong khuôn khổ của đồ án này có rất nhiều chi tiết đã được đơn giản hoá nhưng đây là những cơ sở quan trọng cho việc thiết kế một hệ thống điện lớn. Đồ án tốt nghiệp của em bao gồm hai nhiệm vụ lớn như sau: Phần 1: Thiết kế lưới điện khu vực Phần 2: Thiết kế trạm biến áp kiểu treo 100 kVA, 22/0,4 kV Với sự nỗ lực của bản thân em cũng như sự giúp đỡ tận tình của các thầy cô trong bộ môn Hệ thống điện, bản đồ án này đã được hoàn thành. Cuối cùng em xin được gửi lời cảm ơn chân thành tới TS Nguyễn Lân Tráng là người trực tiếp hướng dẫn em thực hiện đồ án này. Em kính mong được sự góp ý, chỉ bảo của các thầy cô để bản đồ án của em được hoàn thiện. Hà Nội, tháng 11 năm 2006 Sinh viên Nguyễn Ngoc Hùng Phần 1: thiết kế lưới điện khu vực Chương 1 Phân tích nguồn và phụ tải - cân bằng sơ bộ công suất trong hệ thống 1.1. Các số liệu về nguồn cung cấp và phụ tải 1.1.1. Vị trí các nguồn cung cấp và phụ tải Theo đầu bài ta có vị trí các nguồn cung cấp và 9 phụ tải như hình vẽ: Hình 1.1. Sơ đồ vị trí nguồn điện và phụ tải 1.1.2. Nguồn cung cấp a. Hệ thống điện Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn, hệ số công suất trên thanh góp 110 kV của hệ thống là 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 cho nên chọn hệ thống là nút cân abừng công suất và nút cơ sở về điện áp. Ngoài ra do hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên không cần phải dự trữ công suất trong nhà máy 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 nhiết điện gồm có 4 tổ máy công suất Pđm = 60 MW, cos =0,8, Uđm=10,5 kV. Như vậy tổng công suất định mức của nhà máy bằng: 4 60 = 240 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 nhiệt điện thường chiếm khoảng 6 % đến 15 % tùy 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; còn khi P 30 % Pđm thì các máy phát ngừng làm việc. Công suất phát kinh tế của các nhà máy nhiệt điện thường bằng (80 90 %)Pđm. Khi thiết kế chọn công suất phát kinh tế bằng 85 % Pđm, nghĩa là: Pkt=85%Pđm Do đó kho phụ tải cực đại cả 4 máy phát đều vận hành và tổng công suất tác dụng phát ra của nhà máy nhiệt điện là: Pkt = 85%460 = 204 MW Trong chế độ khụ tải cực tiểu, dự kiến ngừng một máy phát để bảo dưỡng, ba máy phát còn lại sẽ phát 85%Pđm, nghĩa là tổng công suất phát ra của nhà máy nhiệt điện là: Pkt = 85%360 = 153 MW Khi sự cố ngừng một máy phát, ba máy phát còn lạo sẽ phát 100%Pđm, như vậy: PF = 360 = 180 MW Phần công suất thiếu trong các chế độ vận hành sẽ được cung cấp từ hệ thống điện. 1.1.3. Số liệu phụ tải Hệ thống cấp điện cho 9 phụ tải có Pmin = 0,5 Pmax, Tmax = 5300 h. Công suất tiêu thụ của các phụ tải điện được tính như sau: Phụ tải Số liệu 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pmax (MW) 32 26 30 34 30 32 30 34 30 Pmin (MW) 16 13 15 17 15 16 15 17 15 cos 0,90 0,90 0,90 0,85 0,92 0,90 0,90 0,92 0,92 Qmax (MVAr) 15,49 12,58 14,52 21,08 12,78 15,49 14,52 14,48 12,78 Qmin (MVAr) 7,74 6,29 7,26 10,54 6,39 7,74 7,26 7,24 6,39 Smax (MVA) 35,55 28,89 33,33 40,00 32,61 35,55 33,33 36,96 32,61 Smin (MVA) 17,78 14,44 16,66 20,00 16,30 17,78 16,66 18,48 16,30 Loại phụ tải I I III I I I III I I Yêu cầu điều chỉnh điện áp T KT T KT T T T KT T Điện áp thứ cấp 22 22 22 22 22 22 22 22 22 Tổng công suất max (MVA) 278 + j133,72 Bảng 1.1. Số liệu về các phụ tải 1.1.4. Kết luận ở giữa hai nguồn có phụ tải số 6 nên khi thiết kế đường dây liên lạc giữa nhà máy và hệ thống thì đường dây này sẽ đi qua phụ tải 6. Để đảm bảo kinh tế thì các phụ tải được cấp điện từ các nguồn gần nó nhất. Phụ tải 4 và 1 được cấp điện trực tiếp từ nhà máy, phụ tải 8 và 9 được cấp điện từ hệ thống. Khoảng cách từ nguồn đến phụ tải gần nhất là 53,8 km, đến phụ tải xa nhất là 80,6 km. Đối với các phụ tải gần nguồn thì xác suất sự cố đường dây ít nên thường được sử dụng sơ đồ cầu ngoài, đối với các phụ tải xa nguồn có xác suất sự cố đường dây lớn nên được sử dụng sơ đồ cầu trong. 1.2. Cân bằng công suất tác dụng Đặc điểm rất quan trọng của hệ thống điện là truyền tải tức thời điện năng từ các nguồn đến các hộ tiêu thụ và không thể tích trữ điện năng thành số lượng nhận thấy được. 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, các nhà máy của hệ thống cần phải phát công suất cân bằng với công suất của các hộ tiêu thụ, kể cả các tổn thất công suất trong 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 = (1.1) trong đó: PNĐ - tổng công suất do nhà máy nhiệt điện phát ra. PHT - công suất tác dụng lấy từ hệ thống. Ptt – Công suất tiêu thụ. m – hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại ( m=1). - tổng công suất của các phụ tải trong chế độ cực đại. - tổng tổn thất trong mạng điện, khi tính sơ bộ có thể lấy . Ptd – công suất tự dùng trong nhà máy điện, có thể lấy bằng 10% tổng công suất đặt của nhà máy. Pdt – công suất dự trữ trong hệ thống, khi cân bằng sơ bộ có thể lấy Pdt = 10%, đồng thời công suất dự trữ cần phải bằng công suất định mức của tổ máy phát lớn nhất đối với hệ thống điện không lớn. Bởi vì hệ thống điện có công suất vô cùng lớn nên công suất dự trữ lấy ở hệ thống, nghĩa là Pdt = 0. Tổng công suất tác dụng của các phụ tải khi cực đại được xác định từ bảng 1.1 bằng: = 278 MW Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện có giá trị: =5%278 = 13,9 MW Công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện: Ptd = 10%Pđm =10%240 = 24 MW Vậy tổng công suất tiêu thụ trong mạng điện có giá trị: Ptt = 278 + 13,9 + 24 = 315,9 MW Theo mục 1.1.2.b, tổng công suất do nhà máy điện phát ra theo chế độ kinh tế là: PNĐ = Pkt = 204 MW Như vậy trong chế độ phụ tải cực đại, hệ thống cần cung cấp công suất cho các phụ tải bằng: PHT = Ptt - PNĐ = 315,9 – 204 = 111,9 MW 1.3. cân bằng công suất phản kháng Sản xuất và tiêu thụ điện năng bằng dòng điện xoay chiều đòi hỏi sự cân bằng giữa điện năng sản suất 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 tiêu thụ thì điện áp trong mạng sẽ tăng, ngược lại nếu thiếu công suất phản kháng thì 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 hệ thống, cần tiến hành cân bằng sơ bộ công suất phản kháng. Phương trình cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện thiết kế có dạng: QF + QHT = Qtt = m + +Qtd +Qdt (1.2) trong đó: QF – tổng công suất phản kháng do nhà máy phát ra. QHT – công suất phản kháng do hệ thống cung cấp. Qtt – tổng công suất phản kháng tiêu thụ. - tổng công suất phản kháng trong chế độ phụ tải cực đại của các phụ tải. - tổng tổn thất công suất phản kháng trong cảm kháng của các đường dây trong mạng điện. - tổng công suất phản kháng do điện dung của các đường dây sinh ra, khi tính sơ bộ lấy . - 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. Qdt – công suất phản kháng dự trữ trong hệ thống, khi cân bằng sơ bộ có thể lấy bằng 15% tổng công suất phản kháng ở phần bên phải của phương trình (2.2). Đối với mạng điện thiết kế, công suất Qdt sẽ lấy ở hệ thống nghĩa là Qdt =0. Như vậy tổng công suất phả kháng do nhà máy điện phát ra bằng: QF = PF.tg= 204.0,75 = 153 MVAr Công suất phản kháng do hệ thống cung cấp bằng: QHT = PHT.tg= 111,9.0,75 = 83,93 MVAr Tổng công suất phản kháng của các phụ tải trong chế độ cực đại theo mục (1.1.2.b): = 133,72 MVAr Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các máy biến áp: =15%133,72 = 20,06 MVAr Tổng công suất phản kháng tự dùng trong nhà máy điện có giá trị: Qtd = Ptd.tg Với cos=0,75 thì tg=0,88 thì: Qtd = 24.0,88 = 21,12 MVAr Như vậy tổng công suất tiêu thụ trong mạng điện: Qtt = 133,72 + 20,06 +21,12 = 174,9 MVAr Tổng công suất do nhà máy và hệ thống có thể phát ra: QF + QHT = 153 + 83,93 = 236,93 MVAr Từ kết quả tính toán trên nhận thấy rằng, công suất phản kháng do các nguồn cung cấp lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ, vì vậy không cần bù công suất phản kháng trong mạng điện thiết kế. Chương 2. Dự kiến các phương án nối dây – so sánh các phương án về mặt kỹ thuật 2.1. dự kiến các phương án Các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện phụ thuộc rất nhiều vào sơ đồ của nó. Vì vậy các sơ đồ mạng điện cần phải có các chi phí nhỏ nhất, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cần thiết và chất lượng điện năng yêu cầu của các hộ tiêu thụ, thuận tiện và an toàn trong vận hành, khả năng phát triển trong tương lai và tiếp nhận các phụ tải mới. Trong thiết kế hiện nay, để chọn được sơ đồ tối ưu của mạng điện người ta sử dụng phương pháp nhiều phương án. Từ các vị trí đã cho của các phụ tải và các nguồn cung cầp cần dự kiến một số phương án và phương án tốt nhất sẽ chọn được trên cơ sở so sánh kinh tế – kỹ thuật các phương án. Những yêu cầu kỹ thuật chủ yếu đối với các mạng là độ tin cậy và chất lượng cao của điện năng cung cấp cho các hộ tiêu thụ. Khi dự kiến sơ đồ của mạng điện thiết kế, trước hết cần chú ý đến hai yêu cầu trên. Để thực hiện yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ loại I, cần đảm bảo dự phòng 100% trong mạng điện, đồng thời dự phòng đóng tự động. Vì vậy để cung cấp cho các hộ tiêu thụ loại I có thể sử dụng đường dây hai mạch hay mạch vòng. Đối với các hộ tiêu thụ loại II, trong nhiều trường hợp được cung cấp bằng đường dây hai mạch hoặc bằng đường dây riêng biệt. Nhưng nói chung cho phép cung cấp điện cho các hộ loại II bằng đường dây trên không một mạch, bởi vì thời gian sửa chữa sự cố cho các đường dây trên không rất ngắn. Các hộ tiêu thụ loại III được cung cấp điện bằng đường dây một mạch. Trên cơ sở phân tích những đặc điểm của nguồn cung cấp và các phụ tải, cũng như vị trí của chúng, có 5 phương án được dự kiến như ở hình 2.1a, b, c, d, e. Hình 2.1.a Sơ đồ mạch điện phương án 1 Hình 2.1.b. Sơ đồ mạch điện phương án 2. Hình 2.1.c. Sơ đồ mạch điện phương án 3 Hình 2.1.d. Sơ đồ mạch điện phương án 4. Hình 2.1.e. Sơ đồ mạch điện phương án 5. 2.1.1. Phương án 1 Phương án 1 có sơ đồ mạng điện như sau: Hình 2.2. Sơ đồ mạng điện phương án 1 a. Chọn điện áp định mức của mạng điện Điện áp định mức của đường dây được tính theo công thức kinh nghiệm: kV (2.1) trong đó: - khoảng cách truyền tải, km P – công suất truyền tải trên đường dây, MW Tính điện áp định mức trên đường dây NĐ - 6 – HT: Công suất tác dụng từ NĐ truyền vào đường dây NĐ - 6 được xác định như sau: PN6 =Pkt – Ptd – PN - PN trong đó: Pkt – tổng công suất phát kinh tế của NĐ Ptd – công suất tự dùng trong nhà máy điện PN – tổng công suất các phụ tải nối với NĐ (1, 2,3 4, 5) PN = P1 + P2 + P3 + P4 + P5 PN – tổn thất công suất trên các đường dây do nhà máy cung cấp PN = 5%PN Theo kết quả tính toán trong phần (1.2) ta có: Pkt = 204 MW, Ptd = 24 MW Từ sơ đồ mạng điện (2.2) ta có: PN = P1 + P2 + P3 + P4 + P5 = 152 MW PN = 5%PN = 7,60 MW Do đó: PN6 = 204- 24- 152- 7,60 = 20,4 MW Công suất phản kháng do NĐ truyền vào đường dây NĐ - 6 có thể tính gần đúng như sau: QN6 = PN6 tg = 20,4.0,48 = 9,79 MVAr Như vậy: =20,4 + j9,79 MVAr Dòng công suất truyền tải trên đường dây HT- 6 là: = 11,6 + j5,71 MVAr Điện áp tính toán trên đoạn đường dây NĐ-6 là: kV Đối với đường dây HT-6: kV Tính điện áp trên các đường dây còn lại được tiến hành tương tự như đối với các đường dây trên. Kết quả tính toán cho trong bảng 2.1: Đường dây Công suất truyền tải Chiều dài đường dây , km Điện áp tính toán U, kV Điện áp định mức của mạng Uđm , kV NĐ-1 32 + j15,49 58,3 103,64 110 NĐ-2 26 +j12,58 72,1 95,88 NĐ-3 30 + j14,52 78,1 102,53 NĐ-4 34 +j21,08 51 105,86 NĐ-5 30 +j12,78 80,6 102,76 NĐ-6 20,4 + j9,79 80,6 87,56 HT-6 11,6 + j5,71 63,2 68,46 HT-7 30 +j14,52 63,2 101,15 HT-8 34 +j14,48 53,8 106,11 HT-9 30 +j12,78 63,2 101,15 Bảng 2.1. Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện Từ kết quả tính toán trên ta chọn điện áp định mức cho mạng điện ở tất cả các phương án là Uđm = 110 kV b. Chọn tiết diện dây dẫn Các mạng điện 110 kV được thực hiện chủ yếu bằng các đường dây trên không. Các dây dẫn được sử dụng là dây nhôm lõi thép (AC), đồng thời các dây dẫn thường được đặt trên các cột bê tông ly tâm hay cột thép tùy theo địa hình đường dây chạy qua. Đối với các đường dây 110 kV, khoảng cách trung bình hình học giữa dây dẫn các pha bằng 5 m (Dtb = 5m). Đối với các mạng điện khu vực, các tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ kinh tế của dòng điện, nghĩa là: trong đó: Imax - dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại, A Jkt - mật độ kinh tế của dòng điện, A/mm2. Với dây AC và Tmax = 5300 h thì Jkt = 1 A/mm2. Dòng điện chạy trên đường dây trong các chế độ phụ tải cực đại được xác định theo công thức: ,A trong đó: n-số mạch của đường dây (đường dây một mạch n=1; đường dây hai mạch n=2). Uđm- điện áp định mức của mạng điện, kV Smax- công suất chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại, MVA Dựa vào tiết diện dây dẫn tính được theo công thức trên, tiến hành chọn tiết diện tiêu chuẩn gần nhất và kiểm tra các điều kiện về sự tạo thành vầng quang, độ bền cơ của đường dây và phát nóng dây dẫn trong các chế độ sau sự cố. Đối với đường dây 110 kV, để không xuất hiện vầng quang các dây nhôm lõi thép cần phải có tiết diện F 70 mm2. Độ bền cơ của đường dây trên không thường được phối hợp về vầng quang của dây dẫn, cho nên không cần phải kiểm tra điều kiện này. Để đảm bảo cho đường dây vận hành bình thường trong các chế độ sau sự cố, cần phải có điều kiện sau: Isc ICP trong đó: Isc- dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ sự cố. ICP- dòng điện làm việc lâu dài cho phép của dây dẫn. Khi tính tiết diện các dây dẫn cần sử dụng các dòng công suất ở bảng 2.1. * Chọn tiết diện các dây dẫn của đường dây NĐ-6: Dòng điện chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại bằng: IN6 = A Tiết diện dây dẫn: FN6 = mm2 Để không xuất hiện vầng quang trên đường dây, cần chọn dây AC có tiết diện F=70 mm2 và dòng điện ICP = 265 A. Sau khi chọn tiết diện tiêu chuẩn cần kiểm tra dòng điện chạy trên đường dây trong các chế độ sau sự cố. Đối với đường dây liên kết NĐ-6-HT, sự cố có thể xảy ra trong hai trường hợp sau: - Ngừng một mạch trên đường dây. - Ngừng một tổ máy phát điện. Nếu ngừng một mạch của đường dây thì dòng điện chạy trên mạch còn lại bằng: I1sc = 2IN6 = 259,38 = 118,76 A Như vậy Isc < Icp. Khi ngừng một tổ máy phát điện thì ba máy phát còn lại sẽ phát 100 % công suất. Do đó tổng công suất phát ra của NĐ bằng: PF = 360 = 180 MW Công suất tự dùng của nhà máy bằng: Ptd = 10%.180 = 18 MW Công suất chạy trên đường dây bằng: PN6 = PF -Ptd-PN-PN Trong mục (2.1.1.a) đã tính được: PN = 152 MW, PN = 7,60 MW Do đó: PN6 = 180-18-152-7,60 = 2,4 MW QN6 = 2,4.0,48 = 1,15 MVAr Vì vậy dòng điện chạy trên đường dây NĐ-6 sẽ không lớn hơn trường hợp đứt một mạch. * Chọn tiết diện cho đường dây HT-6 Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại bằng: A Tiết diện dây dẫn bằng: FH6 = A Chọn dây AC-70, ICP = 265 A Khi ngừng một mạch trên đường dây, dòng điện chạy trên mạch còn lại có giá trị: I1sc =2.33,93 = 67,86 A Như vậy I1sc < ICP. Trường hợp ngừng một tổ máy phát, hệ thống phải cung cấp cho phụ tải 6 lượng công suất là: =32 +j15,5 -(2,4 + j1,15) = 29,6 + j14,35 MVAr Dòng điện chạy trên HT-6 khi đó là: A Như vậy I2sc < ICP * Chọn tiết diện của đường dây NĐ-1 Dòng điện chạy trên đường dây bằng: A Tiết diện của đường dây có giá trị: mm2 Chọn dây AC-95, có ICP = 330 A Khi ngừng một mạch của đường dây, dòng điện chạy trên mạch còn lại bằng: Isc =2.93,31 = 186,62 A Như vậy Isc < ICP Sau khi chọn các tiết diện dây dẫn tiêu chuẩn, cần xác định các thông số đơn vị của đường dây là r0, x0, b0 và tiến hành tính các thông số tập trung R, X và B/2 trong sơ đồ thay thế hình của các đường dây theo công thức sau: R=; X=; (2.2) trong đó n là số mạch đường dây. Tính toán đối với các đường dây còn lại được tiến hành tương tự như đối với đường dây NĐ-1. Kết quả tính các thông số của tất cả các đường dây trong mạng điện cho ở bảng 2.2. B/2 (10-4), S 1,54 1,86 1,11 1,35 2,14 2,08 1,63 0,90 1,43 1,67 Bảng 2.2. Thông số của các đường dây trong mạng điện phương án 1 X, Ω 12,51 15,86 31,94 10,97 17,33 17,73 13,90 25,91 11,57 13,59 R, Ω 9,62 16,58 13,28 8,42 13,30 18,54 14,54 10,74 8,88 10,43 b0 (10-6). Ω/km 2,65 2,58 2,84 2,65 2,65 2,58 2,58 2,84 2,65 2,65 x0, Ω/km 0,43 0,44 0,41 0,43 0,43 0,44 0,44 0,41 0,43 0,43 r0, Ω/km 0,33 0,46 0,17 0,33 0,33 0,46 0,46 0,17 0,33 0,33 l, km 58,3 72,1 78,1 51 80,6 80,6 63,2 63,2 53,8 63,2 ISC, A 186,60 151,60 - 209,97 171,15 118,76 86,33 - 193,96 171,15 ICP, A 330 265 510 330 330 265 265 510 330 330 Ftc, mm2 95 70 185 95 95 70 70 185 95 95 Ftt, mm2 93,30 75,80 174,93 104,98 85,58 59,38 33,93 174,93 96,98 85,58 IBT, A 93,30 75,80 174,93 104,98 85,58 59,38 33,93 174,93 96,98 85,58 S, MVA 32+j15,49 26+j12,58 30+j14,52 34+j21,08 30+j12,78 20,40+j9,79 11,6+j5,71 30+j14,52 34+j14,48 30+j12,78 Đường dây NĐ-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 HT-6 HT-7 HT-8 HT-9 c. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện Điện năng cung cấp cho các hộ tiêu thụ được đặc trưng bằng tần số của dòng điện và độ lệch điện áp so với điện áp định mức trên các cực của thiết bị dùng điện. Khi thiết kế mạng điện, ta giả thiết rằng hệ thống hoặc các nguồn cung cấp có đủ công suất tác dụng để cung cấp cho các phụ tải. Do đó không xét đến những vấn đề duy trì tần số. Vì vậy chỉ tiêu chất lượng của điện năng là giá trị của độ lệch điện áp ở các hộ tiêu thụ so với điện áp định mức ở mạng điện thứ cấp. Khi chọn sơ bộ các phương án cung cấp điện có thể đánh giá chất lượng điện năng theo các giá trị của tổn thất điện áp. Khi tính sơ bộ các mức điện áp trong các trạm hạ áp, có thể chấp nhận là phù hợp nếu trong chế độ phụ tải cực đại các tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện một cấp điện áp không vượt quá 1015% trong chế độ làm việc bình thường, còn trong các chế độ sau sự cố các tổn thất điện áp lớn nhất không vượt quá 1520%, nghĩa là: Umaxbt%=1015% Umaxsc%=1020% Đối với những mạng điện phức tạp, có thể chấp nhận các tổn thất điện áp lớn nhất đến 1520% trong chế độ phụ tải cực đại khi vận hành bình thường và đến 2025% trong chế độ sau sự cố, nghĩa là: Umaxbt%=1520% Umaxsc%=2025% Đối với các tổn thất điện áp như vậy, cần sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải trong các trạm hạ áp. Tổn thất điện áp trên đường dây thứ i nào đó khi vận hành bình thường được xác định theo công thức: (2.3) Trong đó: Pi, Qi- công suất chạy trên đường dây thứ i Ri, Xi- điện trở và điện kháng của đường dây thứ i. Khi tính tổn thất điện áp, các thông số trên được lấy trong bảng 2.2. Đối với đường dây có hai mạch, nếu ngừng một mạch thì tổn thất điện áp trên đường dây bằng: Uisc%=2Uibt% * Tính tổn thất điện áp trên đường dây NĐ-1 Trong chế độ làm việc bình thường tổn thất điện áp trên đường dây bằng: Khi một mạch đường dây ngừng làm việc, tổn thất điện áp trên đường dây có giá trị: U1sc% = 2.U1bt% = 24,14 = 8,28 % Tính các tổn thất điện áp trên các đường dây còn lại được tiến hành tương tự như với đường dây trên. Kết quả tính tổn thất điện áp trên các đường dây cho trong bảng 2.3. Đường dây Ubt, % Usc, % Đường dây Ubt, % Usc, % NĐ-1 4,14 8,28 NĐ-6 4,56 9,12 NĐ-2 5,21 10,42 HT-6 2,05 4,10 NĐ-3 7,12 - HT-7 5,77 - NĐ-4 4,27 8,54 HT-8 3,88 7,76 NĐ-5 5,13 10,26 HT-9 4,02 8,04 Bảng 2.3. Các giá trị tổn thất điện áp trong mạng điện phương án 1. Từ các kết quả trong bảng 2.3 nhận thấy rằng, tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện trong phương án 1 có giá trị: Umaxbt% = UNĐ2% = 5,21% Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố bằng: UmaxSC% = UNĐ2SC% = 10,42% 2.1.2. Phương án 2 Phương án 2 có sơ đồ như sau: Hình 2.3. Sơ đồ mạng điện phương án 2 a. Chọn điện áp định mức của mạng điện Dòng công suất chạy trên NĐ-4 có giá trị: = 34 +j21,08 + 30 + j14,52 = 64 +j35,6 MVA Dòng công suất chạy trên đường dây 3 - 4: = 30 + j14,52 MVA Dòng công suất chạy trên HT-8: = 34 +j14,48 + 30 +j14,52 = 64 + j29 MVA Dòng công suất chạy trên đường dây 8 - 7: = 30 + j14,52 MVA Kết quả tính toán ghi trong bảng 2.4. Đường dây Công suất truyền tải Chiều dài đường dây , km Điện áp tính toán U, kV Điện áp định mức của mạng Uđm , kV NĐ-1 32 + j15,49 58,3 103,64 110 NĐ-2 26 +j12,58 72,1 95,88 NĐ-4 64 +j35,6 51 142,3 4-3 30 + j14,52 41,2 99,08 NĐ-5 30 +j12,78 80,6 102,76 NĐ-6 20,4 + j9,79 80,6 87,56 HT-6 11,6 + j5,71 63,2 68,46 HT-8 64 + j29 53,8 142,48 8-7 30 + j14,52 41,2 99,08 HT-9 30 +j12,78 63,2 101,15 Bảng 2.4. Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện b. Chọn tiết diện dây dẫn Kết quả tính toán ghi trong bảng 2.5. B/2 (10-4), S 1,54 1,86 1,45 0,59 2,14 2,08 1,63 1,53 0,59 1,67 Bảng 2.5. Thông số của các đường dây trong mạng điện phương án 2 X, Ω 12,51 15,86 10,43 16,85 17,33 17,73 13,90 11 16,85 13,59 R, Ω 9,62 16,58 4,34 7 13,30 18,54 14,54 4,57 7 10,43 b0 (10-6). Ω/km 2,65 2,58 2,84 2,84 2,65 2,58 2,58 2,84 2,84 2,65 x0, Ω/km 0,43 0,44 0,409 0,409 0,43 0,44 0,44 0,409 0,409 0,43 r0, Ω/km 0,33 0,46 0,17 0,17 0,33 0,46 0,46 0,17 0,17 0,33 l, km 58,3 72,1 51 41,2 80,6 80,6 63,2 53,8 41,2 63,2 ISC, A 186,60 151,60 384,38 - 171,15 118,76 86,33 368,78 - 171,15 ICP, A 330 265 510 510 330 265 265 510 510 330 Ftc, mm2 95 70 185 185 95 70 70 185 185 95 Ftt, mm2 93,30 75,80 192,19 174,93 85,58 59,38 33,93 184,39 174,93 85,58 IBT, A 93,30 75,80 192,19 174,93 85,58 59,38 33,93 184,39 174,93 85,58 S, MVA 32+j15,49 26+j12,58 64+j35,6 30+j14,52 30+j12,78 20,40+j9,79 11,6+j5,71 64+j29 30+j14,52 30+j12,78 Đường dây NĐ-1 NĐ-2 NĐ-4 4-3 NĐ-5 NĐ-6 HT-6 HT-8 8-7 HT-9 c. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện * Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ-4-3 trong chế độ làm việc bình thường: Trong chế độ làm việc bình thường tổn thất điện áp trên đường dây NĐ-4 bằng: Tổn thất điện áp trên đường dây 4-3 bằng: Như vậy tổn thất điện áp trên đường dây NĐ-4-3 có giá trị: UN4-3bt% = UN4bt% + U4-3bt% = 5,36%+3,76% = 9,12% Tổn thất điện áp trên đường dây trong chế độ sau sự cố: Khi tính tổn thất điện áp trên đường dây ta không xét các sự cố xếp chồng, nghĩa là đồng thời xảy ra trên tất cả các đoạn của đường dây đã cho, chỉ xét sự cố ở đoạn nào mà tổn thất điện áp trên đường dây có giá trị cực đại. Đối với đường dây NĐ-4-3, khi ngừng một mạch trên đường dây NĐ-4 thì: UN4SC% = 2UN4bt% = 25,36% = 10,72% Đối với đường dây 4-3, vì đường dây chỉ có một mạch nên ta không xét sự cố. * Tổn thất điện áp trên đường dây HT-8-7 trong chế độ làm việc bình thường: Trong chế độ làm việc bình thường tổn thất điện áp trên đường dây HT-8 bằng: Tổn thất điện áp trên đường dây 8-7 bằng: Như vậy tổn thất điện áp trên đường dây HT-8-7 có giá trị: UH-8-7bt% = UH8bt% + U8-7bt% = 5,05%+3,76% = 8,81% Đối với đường dây HT-8-7, khi ngừng một