Đề tài Thiết kế trạm biến áp 110/22kv

MỤC LỤC Lời nói đầu 7 Phần I THIẾT KẾ TRẠM BIẾN ÁP 110/22KV 8 Chương 1 TỔNG QUAN 1.1 Giới thiệu hệ thống điện 9 1.2 Trạm biến áp 9 1.2.1 Theo điện áp 9 1.2.2 Theo địa dư 9 1.3 Cấu trúc của trạm biến áp 9 1.3.1 Các thành phần chính của trạm biến áp 9 1.3.2 Những vấn đề chính khi chọn vị trí đặt trạm 10 1.4 Yêu cầu khi thiết kế 10 Chương 2 ĐỒ THỊ PHỤ TẢI 11 2.1 Khái niệm 11 2.2 Các đại lượng đặc trưng của đồ thị phụ tải 11 2.3 Xây dựng đồ thị phụ tải 12 2.4 Xác định 13 Chương 3 CÁC PHƯƠNG ÁN SƠ ĐỒ TRẠM 15 3.1 Giới thiệu về sơ đồ cấu trúc 15 3.2 Các phương án chọn sơ đồ cấu trúc 15 3.3 Phân tích ưu khuyết điểm của từng phương án 15 3.3.1 Phương án 1 15 3.3.2 Phương án 2 16 3.3.3 phương án 3 16 3.4 Lựa chọn phương án 17 Chương 4 CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHO CÁC PHƯƠNG ÁN 18 4.1 Chọn máy biến áp 18 4.1.1 Khái niệm chung 18 4.1.2 Tính toán chọn máy biến áp cho trạm 19 4.2 Sơ đồ nối điện cho các phương án 22 4.2.1 Khái niệm 22 4.2.2 Một số sơ đồ nối điện cơ bản 23 4.2.3 Chọn sơ đồ nối điện cho các phương án 25 Chương 5 TÍNH TOÁN DÒNG ĐIỆN NGẮN MẠCH VÀ LỰA CHỌN MÁY CẮT CHO CÁC PHƯƠNG ÁN 27 5.1 Tính toán dòng điện ngắn mạch 27 5.1.1 Khái niệm 27 5.1.2 Nguyên nhân và hậu quả của ngắn mạch 27 5.1.3 Phương pháp tính ngắn mạch 27 5.1.4 Tính toán ngắn mạch cho trạm 29 5.2 Chọn máy cắt cho các phương án 34 5.2.1 Yêu cầu và điều kiện chọn máy cắt 34 5.2.2 Chọn máy cắt cho các phương án 35 Chương 6 TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG MÁY BIẾN ÁP TÍNH TOÁN KINH TẾ - KỸ THUẬT QUYẾT ĐỊNH PHƯƠNG ÁN KINH TẾ 41 6.1 Tổn thất điện năng trong máy biến áp 41 6.1.1 Khái niệm 41 6.1.2 Tổn thất điện năng trong máy biến áp 3 pha 2 cuộn dây 41 6.1.3 Tính tổn thất điện năng cho các phương án 42 6.2 Tính toán kinh tế- kỹ thuật 43 6.2.1 Khái niệm 43 6.2.2 Tính toán kinh tế-kỹ thuật, so sánh các phương án 43 6.2.3 Tính toán chi phí kinh tế cho từng phương án 45 6.2.4 Đánh giá và lựa chọn phương án 46 Chương 7 CHỌN CÁC KHÍ CỤ ĐIỆN VÀ CÁC PHẦN DẪN ĐIỆN 48 7.1 Khái niệm chung 48 7.2 Lựa chọn các khí cụ điện và các phần dẫn điện 48 7.2.1 Chọn máy cắt 48 7.2.2 Chọn dao cách ly 49 7.2.3 Chọn thanh dẫn-thanh góp 50 7.2.3.1 Điều kiện chọn và kiểm tra thanh dẫn-thanh góp 51 7.2.3.2 Chọn thanh dẫn-thanh góp cho trạm 53 7.2.4 Chọn sứ cách điện 57 7.2.5 Chọn cáp điện lực 58 7.2.6 Chọn máy biến dòng điện 61 7.2.7 Chọn máy biến điện áp 65 7.3 Chọn máy biến áp tự dùng cho trạm 69 Chương 8 TỔNG KẾT PHƯƠNG ÁN THIẾT KẾ 71 8.1 Sơ đồ cấu trúc 71 8.2 Máy biến áp chính của trạm 71 8.3 Sơ đồ nối điện 71 8.4 Dòng điện ngắn mạch 72 8.5 Máy cắt 72 8.6 Tổn hao, chi phí tính toán 73 8.7 Các khí cụ và phần dẫn điện 73 8.7.1 Dao cách ly 110 kV 73 8.7.2 Thanh góp – thanh dẫn 73 8.7.3 Sứ cách điện 74 8.7.4 Cáp điện lực 74 8.7.5 Máy biến dòng điện 75 8.7.6 Máy biến điện áp 76 8.8 Máy biến áp tự dùng 76 Chương 9 THIẾT KẾ HỆ THỐNG CHỐNG SÉT 77 9.1 Khái niệm chung 77 9.2 Một số yêu cầu kinh tế - kỹ thuật 77 9.3 Cột thu sét và phạm vi bảo vệ 77 9.3.1 Cột chống sét sử dụng kim thu sét 77 9.3.2 Phạm vi bảo vệ của cột thu sét 78 9.4 Tính toán bảo vệ cột chống sét 79 Chương 10 THIẾT KẾ HỆ THỐNG NỐI ĐẤT 87 10.1 Các vấn đề cơ bản khi thiết kế hệ thống nối đất 87 10.1.1 Nối đất tự nhiên 87 10.1.2 Hệ thống nối đất nhân tạo (Rnt) 88 10.2 Tính toán và thiết kế hệ thống nối đất 90 10.2.1 Tính toán nối đất tự nhiên 90 10.2.2 Tính toán nối đất nhân tạo 91 10.2.3 Kết luận 93 10.3 Tính tổng trở xung của hệ thống nối đất có bổ sung 93 10.4 Kiểm tra hệ thống nối đất theo điều kiện chống sét 96 10.5 Thiết kế hệ thống thanh cân bằng điện thế 97 Phần II THIẾT KẾ ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI 98 Chương 11 THIẾT KẾ ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI 101 11.1 Khái niệm 101 11.2 Tính toán thiết kế 101 11.2.1 Tính toán sụt áp và chọn dây cho 101 đường dây phân phối 101 11.2.1.1 Tính sụt áp cho một đoạn của phát tuyến 101 11.2.1.2 Trình tự chọn dây cho phát tuyến 103 11.2.2 Tính toán tổn thất công suất trên đường dây phân phối 106 11.2.3 Tính toán tổn thất điện năng 108 11.3 Tính toán chi phí hàng năm 108 11.4 Tính toán thiết kế 110 11.4.1 Chọn dây cho phát tuyến và tính tổn thất điện áp 110 11.4.2 Tính toán tổn thất công suất trên đường dây 111 11.4.3 Tính tổn thất điện năng 111 11.4.4 Tính tổng chi phí hàng năm của phát tuyến 112 Chương 12 TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG VÀ BÙ ỨNG ĐỘNG 113 12.1 Khái niệm 113 12.2 Tính toán bù công suất kháng 113 12.3 Tính toán mẫu cho phương án 4 vị trí bù 114 12.4 Phương án 5 vị trí tụ bù 119 12.5 Phương án 6 vị trí tụ bù 120 12.6 Phương án 7 vị trí tụ bù 121 12.7 So sánh lựa chọn phương án bù 122 12.8 Tính toán tổn thất lúc phụ tải cực đại có bù công suất kháng 124 12.9 Tính toán bù ứng động 127 12.10 Tính toán lúc phụ tải cực tiểu và có bù ứng động 130 Chương 13 PHÂN BỐ CÔNG SUẤT CHO TRẠM 136 13.1 Kết quả bù công suất kháng 136 13.2 Kết quả tổng tiết kiệm theo bù tổng Ct 137 13.3 Sơ đồ tuyến đường dây lúc phụ tải max và lúc phụ tải min = 40% phụ tải max 140 13.4 Phân bố công suất và phân bố trạm cho tuyến đường dây sau khi có bù công suất kháng 140 13.5 Tính phân bố công suất lúc phụ tải cực đại 142 13.6 Tính phân bố công suất lúc phụ tải cực tiểu 149 Chương 14 TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH VÀ PHỐI HỢP BẢO VỆ 157 14.1 Tính toán ngắn mạch 157 14.1.1 Các công thức tính tổng trở trong đường dây phân phối hình tia 157 14.1.2 Các dạng ngắn mạch 158 14.1.3 Tính dòng ngắn mạch 159 14.1.3.1 Tính dòng ngắn mạch ứng với Zf = 0 161 14.1.3.2 Tính dòng ngắn mạch ứng với Zf = 10 163 14.1.3.3 Tính dòng ngắn mạch cho đường dây nhánh đến trạm biến áp 164 14.2 Phối hợp bảo vệ 166 14.2.1 Phối hợp Recloser và cầu chì (ACR - FCO) 166 14.2.2 Tính toán bảo vệ 167 Chương 15 KẾT LUẬN 170 Tài liệu tham khảo 171 Lời nói đầu Ngày nay điện năng được sử dụng rộng rãi trong các ngành công nghiệp, giao thông vận tải, thông tin liên lạc… Ở nước ta cùng với quá trình công nghiệp hoá- hiện đại hoá nền kinh tế, điện năng càng giữ vai trò chủ đạo đóng góp giá trị không nhỏ cho ngân sách nhà nước. Trong những năm qua ngành điện Việt Nam đã đạt những thành tựu to lớn, cơ bản đáp ứng được nhu cầu điện năng của nền kinh tế quốc dân với tốc độ tăng trưởng bình quân 15%/năm.Dự báo đến năm 2010 sản lượng điện sẽ đạt tới 80 tỉ KWh và bình quân đầu người là 900KWh/người/năm. Qua đó chúng ta thấy rằng việc việc sản xuất điện năng là vấn đề quan trọng, cần được quan tâm và chú trọng nhiều hơn. Dù đã rất cố gắng, nhưng bài luận văn này sẽ không tránh khỏi những thiêu sót. Vì vậy mong thầy cô và các bạn tận tình góp ý để bài luận văn của em được hoàn thiện hơn PHẦN I THIẾT KẾ TRẠM BIẾN ÁP 110/22KV Chương 1 TỔNG QUAN VỀ TRẠM BIẾN ÁP 1.1 Giới thiệu hệ thống điện - Hệ thống điện là một bộ phận của hệ thống năng lượng, bao gồm các nhà máy điện, mạng điện và các hộ tiêu thụ điện - Điện năng được sản xuất ở nhà máy được truyền tải và phân phối đến nhà tiêu thụ bằng dây dẫn. Trong quá trình truyền tải điện có phát sinh tổn thất trên đường dây nên trước khi truyền đi xa phải đưa lên điện cao áp để truyền tải và hạ xuống thấp ở điện áp tương ứng để đưa đến phụ tải. Do đó trạm biến áp là một phần không thể thiếu trong hệ thống điện 1.2 Trạm biến áp Trạm biến áp dùng để biến đổi điện áp từ cấp này sang cấp khác tuỳ thep yêu cầu, trạm biến áp còn là nơi phân phối điện năng đến các phụ tải Người ta phân loại trạm theo: 1.2.1 Theo điện áp - Trạm biến áp tăng: đặt ở các nhà máy điện làm nhiệm vụ tăng từ cấp điện áp máy phát lên cấp điện áp truyền tải - Trạm biến áp hạ áp: đặt gần ở các phụ tải làm nhiệm vụ biến đổi từ cấp điện áp truyền tải đến cấp điện áp phân phối theo yêu cầu của phụ tải - Trạm biến áp trung gian: làm nhiệm vụ liên lạc giữa hai lưới điện khác nhau 1.2.2 Theo địa dư Trạm biến áp khu vực: được cấp điện từ mạng chính cung cấp cho các khu vực lớn: thành phố, khu công nghiệp… Trạm biến áp địa phương: được cấp điện từ mạng phân phối cấp điện cho các địa phương, nhà máy xí nghiệp nhỏ… 1.3 Cấu trúc của trạm biến áp 1.3.1 Các thành phần chính của trạm biến áp - Máy biến áp(MBA) trung tâm - Hệ thống thanh cái, dao cách ly - Hệ thống bảo vệ rơle - Hệ thống chống sét nối đất - Hệ thống điện tự dùng - Khu vực phòng điều hành - Khu vực phòng phân phối 1.3.2 Những vấn đề chính khi chọn vị trí đặt trạm - Gần các phụ tải - Thuận tiện trong giao thông - Đặt ở những nơi khô ráo - Tránh các vùng đất dễ bị sạt lỡ - Tránh xa các khu vực dễ gây cháy nổ 1.4 Yêu cầu khi thiết kế - Đảm bảo chất lượng điện năng - Độ tin cậy cao( tuỳ theo tính chất loại phụ tải) - Vốn đầu tư thấp - An toàn cho người và thiết bị - Thuận tiện sữa chữa vận hành Chương 2 ĐỒ THỊ PHỤ TẢI 2.1 Khái niệm: - Mức tiêu thụ điện năng luôn thay đổi theo thời gian.Quy luật biến thiên của phụ tải theo thời gian được biểu diễn trên hình vẽ gọi là đồ thị phụ tải.Trục tung của đồ thị phụ tảicó thể là: công suất tác dụng,công suất phản kháng, công suất biểu kiến. Còn trục hoành biểu diễn theo thời gian. - Đồ thị phụ tải cần thiết cho thiết kế và vận hành hệ thống điện khi biết đồ thị phụ tải toàn hệ thống có thể phân bố tối ưu công suất cho các nhà máy điện trong hệ thống, xác định mức tiêu hao nhiên liệu…Đồ thị phụ tải ngày của nhà máy hay trạm biến áp dùng để chọn dung lượng máy biến áp, tính toán tổn thất điện năng trong máy biến áp, chọn sơ đồ nối dây… 2.2 Các đại lượng đặc trưng của đồ thị phụ tải: * Công suất trung bình: A: điện năng sản suất ra trong thời gian * Hệ số điền kín đồ thị phụ tải: Pmax: công suất cực đại trong thời gian t * Hệ số sử dụng công suất đặc: Pdat :công suất đặt bằng tổng công suất cực đại của thiết bị * Thời gian sử dụng công suất cực đại: * Thời gian tổn thất công suất cực đại: * Thời gian sử dụng công suất đặt: 2.3 Xây dựng đồ thị phụ tải Bảng tổng hợp phân bố công suất giờ của phụ tải: giờ %Pmax P(Mw) Q(Mvar) S(MVA) Std (MVA) S∑(MVA) 0-3 30 6 4.5 7.8 0.3 8.1 3-4 40 8 6 10.3 0.3 10.6 4-5 50 10 7.5 12.8 0.3 13.1 5-6 60 12 9 15.3 0.3 15.6 6-8 70 14 10.5 17.8 0.3 18.1 8-11 80 16 12 20.3 0.3 20.6 11-14 50 10 7.5 12.8 0.3 13.1 14-16 70 14 10.5 17.8 0.3 18.1 16-17 50 10 7.5 12.8 0.3 13.1 17-20 70 20 15 25.3 0.3 25.6 20-21 80 16 12 20.3 0.3 20.6 21-23 50 10 7.5 12.8 0.3 13.1 23-24 40 8 6 10.3 0.3 10.6 * Đồ thị phụ tải công suất P(MW) Thông số của phụ tải: Pmax =20MW cos= 0.8 Công suất tự dùng STD = 0,3MVA Từ bảng tổng hợp trên xây dựng được đồ thị phụ tải của toàn trạm: 2.4 Xác định , Từ đồ thị phụ tải suy ra các thời gian đặc trưng: - Thời gian sử dụng công suất cực đại - Thời gian tổn thất công suất cực đại * Tính theo công thức: (giờ/ngày) Suy ra (giờ/năm) * Tính theo công thức: (giờ/ngày) Suy ra (giờ/năm) * Xác định thời gian sử dụng công suất cực đại: =5480.7(giờ/năm) * Xác định thời gian tổn thất công suất cực đại: = 3809.6(giờ/năm) Chương 3 CÁC PHƯƠNG ÁN SƠ ĐỒ TRẠM 3.1 Giới thiệu về sơ đồ cấu trúc - Sơ đồ cấu trúc của nhà máy điện và trạm biến áp là sơ đồ diễn tả sự liên quan giữa nguồn,tải và hệ thống điện - Các yêu cầu chính khi chọn sơ đồ cấu trúc: + Có tính khả thi + Linh hoạt + Hiện đại + Đảm bảo kỹ thuật + Phát triển về sau + Kinh tế + Khi thiết kế trạm biến áp người ta đưa ra rất nhiều phương án khả thi trên cơ sở phân tích ưu khuyết điểm của từng phương án, so sánh điều kiện kỹ thuật- kinh tế rồi chọn phương án tối ưu nhất 3.2 Các phương án chọn sơ đồ cấu trúc Phương án 1: chỉ láp đặt một máy biến áp Phương án 2: hai máy biến áp vận hành song song Phương án 3:chọn 3 máy biến áp vận hành song song 3.3 Phân tích ưu khuyết điểm của từng phương án: 3.3.1 Phương án 1: Ưu điểm: - Việc thiết kế và lắp đặt rất đơn giản - Chi phí xây dựng ít, diện tích mặt bàng nhỏ - Thích hợp cung cấp điện cho các vùng phụ tải không quan trọng(phụ tải loạ 3) và có nguồn dự trữ từ trạm khác đến cho phụ tải khi gặp sự cố Khuyết điểm: - Độ tin cậy cung cấp điện không cao - Khi bảo trì trạm và máy biến áp bị sự cố thì khu vực phụ tải hoàn toàn bị mất điện 3.3.2 Phương án 2: Ưu điểm: - Sơ đồ vận hành rõ ràng, linh hoạt - Giải quyết được vấn đề máy biến áp khi gặp sự cố - Đảm bảo cung cấp điện liên tục - Thích hợp cho việc cung cấp điện cho các phụ tải quan trọng Khuyết điểm: - Máy biến áp thường làm việc non tải - Chi phí xây dựng ban đầu tương đối cao 3.3.3 Phương án 3: Ưu điểm: - Vận hành rõ ràng, linh hoạt - Giải quyết được vấn đề máy biến áp khi gặp sự cố - Đảm bảo cung cấp điện liên tục trong mọi trường hợp - Thích hợp cho việc cung cấp điện cho các phụ tải quan trọng Khuyết điểm: - Máy biến áp thường làm việc non tải - Chi phí xây dựng ban đầu tương đối cao - Chiếm nhiều diện tích mặt bằng 3.4 Lựa chọn phương án Sau khi phân tích ưu điểm của từng phương án nhận thấy rằng phương án 1 đảm bảo về mặt kinh tế nhưng không đảm bảo về độ liên tục cung cấp điện. Phương án 2 và 3 tuy chi phí xây dựng tương đối cao nhưng có nhiều ưu điểm hơn phương án 1, do đó ta chọn phương án 2 và 3 để khảo sát và so sánh để tìm ra phương án tối ưu nhất để thi công và thiết kế Ta gọi: phương án 2 = phương án I Phương án 3 = phương án II Chương 4 CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHO CÁC PHƯƠNG ÁN 4.1 Chọn máy biến áp 4.1.1 Khái niệm chung: - Máy biến áp là thiết bị truyền tải điện năng từ cấp điện áp này sang cấp điện áp khác. Điện năng được sản xuất từ nhà máy điện được truyền tải đến nơi tiêu thụ ở xa qua đường dây cao thế 110, 220,500Kv… Ở cuối đường dây cao áp lại cần máy biến áp giảm về điện áp thích hợp với mạng phân phối(22,15,0.4Kv) - Khi sử dụng máy biến áp cần lưu ý những đặc điểm sau: - Máy biến áp là thiết bị không tự phát ra điện năng mà chỉ truyền tải điện năng từ cấp này sang cấp khác - Công suất của máy biến áp được chế tạo theo tiêu chuẩn của mỗi nước tuổi thọ và khả năng quá tải của máy biến áp tuỳ thuộc vào nhiệt độ môi trường xung quanh và phương pháp làm lạnh - Khi chọn máy biến áp phải chú ý đến khả năng phát triển phụ tải, tránh trường hợp vừa xây dựng xong trạm biến áp lại phải thay đổi hay đặt thêm máy khi phụ tải tăng - MBA hiện nay có nhiều loại: + MBA một pha,ba pha + MBA hai cuộn dây, ba cuộn dây + MBA có cuộn dây phân chia + MBA tự ngẫu một pha, ba pha + MBA tăng, máy biến áp hạ + MBA có và không có điều chỉnh dưới tải - Hệ thống làm mát máy biến áp + Có nhiều phương pháp làm lạnh, mỗi phương pháp yêu cầu diều kiện vận hành nhất định + Làm lạnh máy biến áp theo quy luật tự nhiên + Làm mát biến áp bằng dầu có thêm quạt để tăng cường khả năng trao đổi nhiệt và tản nhiệt + Làm mát bằng phương pháp tuần hoàn dầu cưỡng bức và có tăng thêm quạt + Làm mát dầu bằng nước + Làm lạnh kiểu khô - Các yêu cầu khi chọn máy bến áp + Đảm bảo tính liên tục khi cấp điện + An toàn, vốn đầu thấp + Dung lượng và lượng máy trong trạm nên đồng nhất tính đến khả năng quá tải của máy biến áp 4.1.2 Tính toán chọn máy biến áp cho trạm Phương án I: Đồ thị phụ tải của trạm: Chọn công suất máy biến áp: - Trong phương án này công suất máy biến áp được chọn theo điều kiện một máy nghỉ máy còn lại với khả năng quá tải sự cố cho phép phải tải hơn công suất cực đại của phụ tải tức là: - Máy biến áp đặt ngoài trời nên Nên : Do đó ta chọn máy biến áp có công suất định mức là 20MVA + Kiểm tra điều kiện quá tải: Từ đồ thị phụ tải với SdmB=20MVA thì tổng thời gian quá tải là 7h lớn hơn 6h + Kiểm tra điều kiện K1<0.93 + Kiểm tra điều kiện K2<1.3 Các bước tính toán với SdnB=20MVA và kết quả thu được ghi trong bảng sau: Si(MVA) 8.1 10.6 13.8 15.6 18.1 20.6 25.6 Ki=Si/SdmB 0.405 0.53 0.655 0.78 0.905 1.03 1.28 Ki2 0.164 0.28 0.43 0.6 0.82 1.06 1.64 Ti 3 2 7 1 4 4 3 K2i.Ti 0.492 0.56 3.01 0.6 3.28 4.24 4.92 Xác định K2 bằng cách đẳng trị vùng có Ki > 1 Nên K2 = 0,9.Kmax = 1.15< 1.3 Kết luận: ta thấy mặt dù thời gian quá tải lớn hơn 6h nhưng K1,K2 thoã điều kiện nên máy biến áp này chấp nhận được *Các thông số của máy biến áp: Máy biến áp do SIEMENS chế tạo Số lượng: 2 máy Công suất định mức: SdnB = 20MVA Tổn hao không tải: 20Kw Tổn hao ngắn mạch: 56Kw Điện áp ngắn mạch: 9,6% Trọng lượng(có dầu): 54 tấn Đơn giá: 320000USD Phương án 2: Đồ thị phụ tải của trạm: 3 máy biến áp vận hành song song: - Trong phương án này công suất máy biến áp dược chọn theo công thức - Kiểm tra điều kiện khi một máy nghỉ 2 máy còn lại với khả năng quá tải sự cố có thể tải được công suất cực đại của phụ tải. Do đó ta chọn máy biến áp có công suất định mức là 10MVA - Với máy biến áp có SdmB = 10MVA khi sự cố một máy thì 2 máy còn lại có nhiệm vụ duy trì cung cấp cho phụ tải. Tổng công suất máy biến áp lúc này là 20MVA Từ đồ thị phụ tải với SdmB = 20MVA luôn lớn hơn công suất max của phụ tải, điều này cho ta thấy rằng 2 máy biến áp còn lại luôn đảm bảo vận hành lâu dài và liên tục trong khi một máy bị sự cố thật vậy ta luôn có: - Vì thế cho nên ta không cần xét đến khả năng quá tải của máy biến áp Vậy máy biến áp có SdmB = 10MVA thoã mãn các điều kiện sự cố *Các thông số của máy biến áp: Máy biến áp do SIEMENS chế tạo Số lượng: 3 máy Công suất định mức: SdmB = 10MVA Tổn hao không tải: 13Kw Tổn hao ngán mạch: 42Kw Điện áp ngắn mạch: 9,6% Trọng lượng (có dầu): 39 tấn Đơn giá: 240000USD 4.2 Sơ đồ nối điện cho các phương án 4.2.1 Khái niệm - Sơ đồ nối điện là một hình vẽ biểu diễn quan hệ giữa các thiết bị, khí cụ điện có nhiệm vụ nhận điện từ các nguồn để cung cấp phân phối cho các phụ tải cùng cấp điện áp - Sơ đồ nối điện thoã mãn các yêu cầu sau: + Tính đảm bảo liên tục cung cấp điện + Tính linh hoạt + Tính phát triển + Tính kinh tế 4.2.2 Một số sơ đồ nối điện cơ bản Sơ đồ hệ thống một thanh góp: - Đặc điểm của sơ đồ này là: tất cả các phần tử được nối vào thanh góp chung, mỗi phần tử có một máy cắt liên lạc, hai bên máy cắt nói chung có dao cách ly - Ưu điểm: đơn giản, rõ ràng, mỗi phần tử được thiết kế riêng cho mạch đó.Khi sữa chữa mạch này không ảnh hưởng trực tiếp đến mạch khác - Khuyết điểm: khi có sự cố trên thanh góp tất cả các phần tử nối vào thanh góp bị mất điện Do những ưu khuyết điểm trên, sơ đồ hệ thống một thanh góp chỉ được sử dụng kh yêu cầu về cung cấp cấp điện không cao, các hộ tiêu thụ loại 3 Để tăng cường tính đảm bảo cung cấp điện thì sơ đồ này có thể thực hiện bằng cách phân đoạn thanh góp dùng máy cắt và dao cách ly - Đặc điểm: thanh góp được chia thành nhiều phân đoạn bằng máy cắt và dao cách ly - Khi sữa chữa chỉ tiến hành cho từng phân đoạn, việc cung cấp điện được chuyển cho phân đoạn kia - Khi bị sự cố trên phân đoạn nào, máy cắt phân đoạn đó sẽ cắt cùng với máy cắt của các mạch trên phân đoạn đó, phân đoạn còn lại vẫn đảm bảo cung cấp điện - Với những ưu điểm trên thì sơ đồ này được sử dụng rất rộng rãi trong các trạm biến áp cũng như nhà máy điện Sơ đồ hệ thống 2 thanh góp - Đặc điểm của sơ đồ này là có hai hệ thống thanh góp đồng thời. Hai hệ thống thanh góp có giá trị như nhau - Một hệ thống thanh góp làm việc, một hệ thống thanh góp dự phòng, các phần tử nối vào thanh góp làm việc qua máy cắt và dao cách ly thuộc thanh góp đó đóng, còn dao cách ly kia mở.Với chế độ làm việc này, sơ đồ trở thành sơ đồ tương đương một hệ thống thanh góp không phân đoạn, do đó có các ưu khuyết điểm nêu trên - Ưu điểm của sơ đồ này là khi một thanh góp bị sự cố, hay sữa chữa thì toàn bộ được chuyển sang thanh góp thứ 2, chỉ mất điện trong thời gian ngắn - Ưu điểm nổi bật của sơ đồ này là kh sữa chữa một máy cắt của phần tử nào đó, dùng máy cắt lên lạc thay cho máy cắt này bằng cách chuyển đường đi qua thanh góp thứ hai - Đồng thời làm việc cả hai thanh góp, các mạch tải được phân bố đều trên hai thanh góp - Khuyết điểm của sơ đồ này là phức tạp khi xây dựng cũng như vận hành, đặc biệt khi đóng nhầm dao cách ly có thể gây hậu quả nghiêm trọng và chỉ dược ứng dụng khi điện áp cao từ 110KV trở lên, số đường dây nhiều. Sơ đồ là nơi tập trung của nhiều nguồn lớn 4.2.3 Chọn sơ đồ nối điện cho các phương án Dựa vào các sơ đồ nối điện cơ bản kết hợp với yêu cầu của sơ đồ nối điện, ta chọn được sơ đồ nối điện cho các phương án sau: Phương án I: Phương án II: Chương 5 TÍNH TOÁN DÒNG ĐIỆN NGẮN MẠCH VÀ LỰA CHỌN MÁY CẮT CHO CÁC PHƯƠNG ÁN 5.1 Tính toán dòng điện ngắn mạch 5.1.1 Khái niệm - Ngắn mạch là hiện tượng các pha chập nhau hay các pha chạm với đất, nói cách khác ngắn mạch là hiện tượng các mạch bị nối tắt - Ngắn mạch là hiện tượng nghiêm trọng thường xảy ra trong hệ thống điện - Mục đích tính toán dòng ngắn mạch để phục vụ cho việc chọn các khí cụ điện và các phần dẫn điện. Vì vậy phải dự đoán các tình trạng ngắn mạch. Có nhiều phương pháp tính dòng ngắn mạch nhưng vơí yêu cầu trên chỉ dùng phương pháp cơ bản - Trong thực tế thường gặp các dạng ngắn mạch + Ngắn mạch 3 pha + Ngắn mạch 2 pha + Ngán mạch 1 pha ( thường xảy ra trong hệ thống điện) + Ngắn mạch 2 pha chạm đất 5.1.2 Nguyên nhân và hậu quả của ngắn mạch Nguyên nhân: - Do các thiết bị vận hành lâu ngày có cách điện không tốt, chập điện giữa 2 vật dẫn điện khác - Do sét đánh vào đường dây, thiết bị phân phối ngoài trời Hậu quả: - Sự xuất hiện hồ quang làm hỏng cách điện, kết dính vật dẫn gây cháy nổ và nguy hiểm đến tính mạng con người và thiết bị - Quá nhiệt gây hư hỏng và đốt nóng thiết bị - Làm biến dạng thanh góp, đứt dây dẫn, phá nổ thiết bị - Làm mất ổn định hệ thống điện nếu sự cố lớn có thể làm tan rã hệ thống điện 5.1.3 Phương pháp tính ngắn mạch - Việc tính toán trị số dòng điện một cách chính xác là rất khó khăn. Vì vậy để tính dòng điện ngắn mạch trong thực tế thường chấp nhận một số giả thiết - Ta tính dòng ngắn mạch 3 pha, vì thường dòng ngắn mạch 3 pha lớn hơn dòng ngắn mạch 2 pha và một pha - Khi tính toán ngắn mạch trong hệ thống có U > 1000V có thể bỏ qua thành phần điện trở R, chỉ xét kháng điện X. Vì X thường rất lớn so với R - Khi mạng điện có U < 1000V mới xét dến R - Thời gian tồn tại ngắn mạch bằng thời gian bảo vệ rơle (tbv) và thời gian máy cắt làm việc (tmc) tN = tbv + tmc - Có thể xem dòng ngắn mạch không đổi trong thời gian tồn tại ngắn mạch đó I” = It = Iod Trong đó: I”: dòng điện quá độ It: dòng ngắn mạch tại thời điểm t Iod: dòng ngắn mạch ổn định - Tính ngắn mạch trong hệ tương đối vớ công suất cơ bản (Scb) và điện áp cơ bản (Ucb) và suy ra dòng điện cơ bản (khi chỉ có 1 hoặc 2 cấp điện áp mới tính trong hệ có tên): - Xác định điện kháng của các phần tử trong sơ đồ thay thế trong hệ đơn vị tương đối cơ bản: Hệ thống: Kháng điện: Đường dây: Máy biến áp 2 cuộn dây: 5.1.4 Tính toán ngắn mạch cho trạm - Khi tính toán ngắn mạch cho mạng điện có U > 1000V ta cần giả thiết: - Bỏ qua điện trở R mà chỉ xét kháng điện X - Tất cả các sức điện động đều cùng pha - Sức điện động các nguồn ở xa điểm ngắn mạch xem như không đổi - Không xét đến phụ tải - Bỏ qua dòng từ hoá trong máy biến áp - Dòng ngắn mạch không đổi trong thời gian ngắn mạch Chọn: Ucb1 = 115KV Ucb2 = 23KV Scb = 100MVA - Điện kháng trên 1Km đường dây - Điện kháng đường dây - Điện kháng hệ thống - Hệ số xung kích Phương án I: Sơ đồ hệ thống: Sơ đồ biến đồ tương đương: Ngắn mạch tại N1: Điện kháng tổng tại vị trí ngắn mạch N1 Dòng ngắn mạch 3 pha tại N1 Dòng ngắn mạch xung kích Ngắn mạch tại N2: Điện kháng tương đương của máy biến áp Điện kháng tổng tại vị trí ngắn mạch N2 Dòng ngắn mạch 3 pha tại N2 Dòng ngắn mạch xung kích Phương án II: Sơ đồ hệ thống: Sơ đồ biến đổi tương đương Ngắn mạch tại N1: Điện kháng tổng tại vị trí ngắn mạch N1 Dòng ngắn mạch 3 pha tại N1 Dòng ngắn mạch xung kích Ngắn mạch tại N2: Điện kháng tương đương của máy biến áp Điện kháng tổng tại vị trí ngắn mạch N2 Dòng ngắn mạch 3 pha tại N2 Dòng ngắn mạch xung kích Tổng hợp kết quả tính toán các phương án: Vị trí Điện áp (KV) Phương án I Phương án II IN(kA) Ixk(kA) IN(kA) Ixk(kA) N1 110 7.13 18.15 7.13 18.15 N2 22 8.08 20.36 6.043 16.37 5.2 Chọn máy cắt cho các phương án 5.2.1 Yêu cầu và điều kiện chọn máy cắt - Máy cắt điện là khí cụ điện dùng để đóng cắt một phần tử của hệ thống điện như máy phát, máy biến áp, đường dây…Trong lúc làm việc bình thường cũng như sự cố - Các điều kiện chọn máy cắt Để vận hành và bảo dưỡng dễ dàng thường chọn một loại máy cắt ở một cấp điện áp + Chọn tương ứng với điện áp của lưới điện + Dòng điện định mức + Kiểm tra ổn định nhiệt khi ngắn mạch Inh,tnh: dòng điện ổn dịnh nhiệt, thời gian ổn định nhiệt : dòng ngắn mạch ổn định, thời gian tác dụng nhệt tương đương Ttd: phụ thuộc vào thời gian ngắn mạch và tỉ số giữa dòng siêu quá độvà dòng ngắn mạch ổn định () Tức là: Vì trạm biến áp ở xa nguồn nên: Thời gian ngắn mạch phụ thuộc vào thời gian tác động của bảo vệ rơle và máy cắt Tra đồ thị , ta dược Vậy ta được Đối với máy có dòng điện định mức trên 1000A thì không cần kiểm tra ổn định nhiệt + Ổn định động khi ngắn mạch : dòng ngắn mạch xung kích cho phép + Dòng điện cắt 5.2.2 Chọn máy cắt cho các phương án Phương án I Cấp điện áp 110KV Dòng điện cưỡng bức trên đường dây nối với hệ thống : công suất cực đại của trạm : Tổng công suất của 2 đường dây nối với trạm khác Dòng điện cưỡng bức trên đường dây nối đến trạm khác Dòng điện cưỡng bức qua máy biến áp Trên quan điểm thiết kế trong luận văn này, việc lựa chọn máy cắt ở cấp điện áp 110KV là cùng các thông số định mức và cùng loại. Nên việc tính toán được thực hiện dựa trên thông số thiết bị nào lớn nhất để lựa chọn chung Vậy nên: Dòng điện cưỡng bức Dòng điện ngắn mạch Dòng ngắn mạch xung kích Từ kết quả trên ta chọn được máy cắt SF6 có các thông số sau: Kiểu máy cắt Яэ 110-23 Hãng sản xuất AEG Điện áp định mức 110KV Dòng điện định mức 1250A Dòng điện cắt định mức 40KA Dòng ổn định động 50KA Đơn giá 21420USD Số lượng 7 Kiểm tra máy cắt đã chọn theo các điều kiện: Do nên không cần kiểm tra ổn định nhiệt Vậy máy cắt đã chọn đạt yêu cầu Cấp điện áp 22KV: - Phía 22KV ta dùng máy cắt hợp bộ cho lộ tổng máy biến áp, phân đoạn và các lộ xuất tuyến, đây là loại máy cắt được chế tạo theo nhiều modun ghép lại với nhau đặt trong nhà - Chọn máy cắt cho lộ tổng và phân đoạn 22KV:( 2 máy cho lộ tổng và 1 máy cho phân đoạn) - Dòng điện cưỡng bức lớn nhất qua máy cắt(được xác định khi 1 máy biến áp bị sự cố máy còn lại phải tải hết công suất của phụ tải) Dòng điện ngắn mạch Dòng ngắn mạch xung kích Từ các kết quả trên ta chọn máy cắt SF6 đặt trong nhà có các thông số sau: Kiểu máy cắt 8DA10 Hãng sản xuất SEMENS Điện áp định mức 24KV Dòng điện định mức 2500A Dòng điện cắt định mức 40KA Dòng ổn định động 110KA Đơn giá 36000USD Số lượng 3 Kiểm tra máy cắt đã chọn theo các điều kiện: Do nên không cần kiểm tra ổn định nhiệt Vậy máy cắt đã chọn đạt yêu cầu Chọn máy cắt cho phát tuyến 22KV(8 phát tuyến) Dòng điện cưỡng bức qua máy cắt phát tuyến được tính: Dòng điện ngắn mạch Dòng ngắn mạch xung kích Từ các kết quả trên ta chọn máy cắt SF6 đặt trong nhà có các thông số sau: Kiểu máy cắt 8DC11 Hãng sản xuất SEMENS Điện áp định mức 24KV Dòng điện định mức 1250A Dòng điện cắt định mức 25KA Dòng ổn định động 63KA Đơn giá 24500USD Số lượng 8 Kiểm tra máy cắt đã chọn theo các điều kiện: Do nên không cần kiểm tra ổn định nhiệt Vậy máy cắt đã chọn đạt yêu cầu Phương án II: Cấp điện áp 110 KV Tương tự như ở phương án I ta chọn máy cắt SF6 có các thông số kỹ thuật sau: Kiểu máy cắt Яэ 110-23 Hãng sản xuất AEG Điện áp định mức 110KV Dòng điện định mức 1250A Dòng điện cắt định mức 40KA Dòng ổn định động 50KA Đơn giá 21420USD Số lượng 8 Cấp điện áp 22KV Chọn máy cắt cho lộ tổng máy biến áp và phân đoạn 22 KV( 3 máy cho lộ tổng, 3 máy cho phân đoạn) Dòng điện cưỡng bức lớn nhất qua máy cắt(được xác định khi 1 MBA bị sự cố 2 máy còn lạ phải tải hết công suất cực đại của phụ tải) Dòng điện ngán mạch Dòng ngắn mạch xung kích Từ các kết quả trên ta chọn máy cắt SF6 đặt trong nhà có các thông số sau: Kiểu máy cắt 8DA10 Hãng sản xuất SEMENS Điện áp định mức 24KV Dòng điện định mức 2500A Dòng điện cắt định mức 40KA Dòng ổn định động 110KA Đơn giá 36000USD Số lượng 6 Chọn máy cắt cho phát tuyến 22KV(8 phát tuyến) Dòng điện cưỡng bức qua máy cắt phát tuyến được tính: Dòng điện ngán mạch Dòng ngắn mạch xung kích Từ các kết trên ta chọn máy cắt SF6 đặt trong nhà có các thông số sau: Kiểu máy cắt 8DC11 Hãng sản xuất SEMENS Điện áp định mức 24KV Dòng điện định mức 1250A Dòng điện cắt định mức 25KA Dòng ổn định động 63KA Đơn giá 24500USD Số lượng 8 Chương 6 TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG MBA TÍNH TOÁN KINH TẾ-KỸ THUẬT QUYẾT ĐỊNH PHƯƠNG ÁN THIẾT KẾ 6.1 Tổn thất điện năng trong MBA 6.1.1 Khái niệm - Khi MBA vận hành, bản thân nó tiêu thụ một lượng công suất gọi là tổn thất qua MBA và được xác định theo biểu thức: Trong đó: : tổn thất ngắn mạch : tổn thất không tải : công suất định mức của MBA : công suất truyền qua đồ thị phụ tải qua các cuộn dây MBA 6.1.2 Tổn thất điện năng trong MBA 3 pha 2 cuộn dây - Khi không có đồ thị phụ tải: - Khi có đồ thị phụ tải xác định theo biểu thức Trong đó: n: số MBA làm việc song song t : thời gian làm việc của máy biến áp(giờ) Si:công suất của n MBA tương ứng với thờ gian ti :thời gian tổn thất công suất cực đại phụ thuộc vào thời gian sử dụng công suất cực đại và 6.1.3 Tính tổn thất điện năng cho các phương án Phương án I: Các thông số MBA Máy biến áp do SIEMENS chế tạo Số lượng: 2 máy Công suất định mức: SdnB = 20MVA Tổn hao không tải: 20Kw Tổn hao ngắn mạch: 56Kw Điện áp ngắn mạch: 9,6% Trọng lượng(có dầu): 54 tấn Đơn giá: 320000USD Áp dụng công thức tính tổn thất cho MBA 3 pha 2 cuộn dây, ta có tổn thất điện năng trong một năm của phương án I là: = 525165.6Kwh/năm Phương án II: Các thông số của máy biến áp Máy biến áp do SIEMENS chế tạo Số lượng: 3 máy Công suất định mức: SdmB = 10MVA Tổn hao không tải: 13Kw Tổn hao ngán mạch: 42Kw Điện áp ngắn mạch: 9,6% Trọng lượng (có dầu): 39 tấn Đơn giá: 240000USD = 691171.2Kwh/năm Tổn thất đện năng các phương án: Phương án Tổn thất (kWh/năm) I 525165.6 II 691171.2 6.2 Tính toán kinh tế kỹ thuật 6.2.1 Khái niệm - Trong thiết kế trạm biến áp, khi tiến hành so sánh lựa chọn một phương án hợp lý để thiết kế chúng ta dựa trên cơ sở phân tích toàn diện về kinh tế-kỹ thuật - Về kinh tế: vốn đầu tư và chi phí vận hành hàng năm thấp - Về kỹ thuật: Độ tin cậy cung cấp điện cao, thuận tiện trong vận hành, mức độ tự động hoá cao, đủ khả năng đáp ứng nhu cầu phụ tải đi cho hiện tại và có dự trữ cho tương lai - So sánh và phân tích các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật đặc trưng cho các phương án cho phép ta chọn được phương án hợp lý nhất để thiết kế 6.2.2 Tính toán kinh tế kỹ thuật, so sánh các phương án Về kinh tế Vốn đầu tư V Tổng vốn đầu tư của phương án V=kB.VB+VTBPP Trong đó: VB: giá tiền MBA kB: hệ số tính đến chi phí chuyên chở và xây lắp VTBPP: giá tiền chi phí để xây dựng thiết bị phân phối điện Phí tổn vận hành hàng năm P P=PB+a.V+Y Do tổn thất điện năng qua MBA : giá thành điện năng tiêu thụ Chi phí bảo quản thiết bị khấu hao vốn đầu tư a%: hệ số khấu hao (a%=0.094) Chi phí bồi thường thệt hại do mất điện: Y Khi sơ bộ phân tích ta không xét đến Y Về kỹ thuật: Đánh giá về kỹ thuật một phương án là vấn đề phức tạp phụ thuộc vào quan điểm, kinh nghiệm, thời điểm và thực tế của từng nước… So sánh kinh tế-kỹ thuật Phương án được đánh giá về mặt kỹ thuật tốt hơn nhưng về mặt kinh tế lại không tốt.Trong thực tế thì ngược lại.Trong trường hợp này quyết định chọn phương án nào phải căn cứ vào hàm chi phí C Xét trường hợp xây dựng trong một năm Tổng chi phí tính toán của phương án được tính theo công thức C=PV.V+P Trong đó: P: phí tổn vận hành hàng năm V: vốn đầu tư của phương án PV:hệ số hiệu quả sử dụng vốn đầu tư (Pv=0.12) Vậy tổng vốn đầu tư của phương án là: C=PV.V+P Phương án tối ưu nhất là phương án có hàm chi phí C nhỏ nhất Bảng hệ số KB phụ thuộc vào điện áp, công suất MBA Thông số MBA Điện áp cuộn cao(KV) 35 110 220 Công suất định mức(MVA) 16 >16 32 >32 160 >160 Hệ số KB 2 1.6 1.7 1.5 1.4 1.3 6.2.3 Tính toán chi phí kinh tế cho từng phương án Phương án I: Loại thiết bị Tên thiết bị Giá thành (USD) (8USD/KVA) Số lượng Phương án I II MBA SdmB=20MVA 320000 2 0 SdmB=10MVA 240000 0 3 M áy cắt Яэ 110-23 21420 7 8 8DA10 36000 3 6 8DC11 24500 8 8 Hàm chi phí khi sử dụng phương án I: C1=PV.V1+P1 Vốn đầu tư của phương án: V1=VB1+VTBPP VB=320000USD Ucaodm=110KV; SdmB=20MVA<32MVA kB=1.7 VB1= VB. kB=320000.1,7=544000USD Giá tiền chi phí dể xây dựng thiết bị phân phối (chỉ tính máy cắt) VTBPP = 7.21420 + 3.36000 + 8.24500 = 453940 USD V1=VB1+VTBPP = 544000 + 453940 = 997940 USD Tổn thất vận hành hàng năm: P1= P1 + a.V1 Do tổn thất điện năng qua MBA Chi phí bảo quản thiết bị khấu hao vốn đầu tư P1 = 26258.3+93806.4 = 120065 USD Tổng chi phí tính toán: C1= PV.V1+P1= 0.12x997940 + 120065 = 239817.8 USD Phương án II: Hàm chi phí khi sử dụng phương án II: C2=PV.V2+P2 Vốn đầu tư của phương án: V2=VB2+VTBPP VB=240000USD Ucaodm=110KV; SdmB=20MVA<32MVA kB=1.7 VB2= VB. kB=240000.1,7=408000 USD Giá tiền chi phí dể xây dựng thiết bị phân phối (chỉ tính máy cắt) VTBPP = 8.21420 + 6.36000 + 8.24500 = 583600 USD V2=VB2+VTBPP = 408000 + 583600 = 991600 USD Tổn thất vận hành hàng năm: P2= PB2 + a.V2 Do tổn thất điện năng qua MBA Chi phí bảo quản thiết bị khấu hao vốn đầu tư P2 = 34558.6 + 93210.5 = 127769USD Tổng chi phí tính toán: C2=PV.V2+P2=0.12x991600 + 127769 = 247301USD 6.2.4 Đánh giá và lựa chọn phương án Về kinh tế Ta có bảng so sánh về chi phí tính toán của 2 phương án Các chi phí Phương án I Phương án II Vốn đầu tư (USD) 997940 996100 Chi phí vận hành hàng năm (USD) 120065 127769 Tổng chi phí tính toán (USD) 239817.8 247301 Từ bảng so sánh trên,ta thấy ở phương án có vốn đầu tư, chi phí vận hành hàng năm thấp hơn phương án II.Dẫn đến tổng chi phí tính toán của phương án I nhỏ hơn phương án II. Do đó ta chọn phương án I Về kỹ thuật Cả hai phương án đều đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật như: - Linh hoạt trong vận hành - Có khả năng phát triển phụ tải trong tương lai - Đảm bảo tính liên tục cung cấp điện khi làm việc bình thường cũng như khi sự cố. Tuy nhiên phương án I có nhiều ưu điểm hơn phương án II: - Chiếm ít diện tích mặt bằng dể xây dựng - Sơ đồ nối điện chính đơn giản, dễ hiểu - Thao tác vận hành đơn giản, dễ dàng - Tổn thất điện năng thấp Từ những phân tích và đánh giá ở trên ta thấy phương án I là tối ưu nhất nên được chọn làm phương án thiết kế Chương 7 CHỌN KHÍ CỤ ĐIỆN VÀ CÁC PHẦN DẪN ĐIỆN 7.1 Khái niệm chung - Trong các thiết bị phân phối ngoài trời, người ta dùng các khí cụ điện khác nhau đóng mở mạch, đo lường…Tuỳ theo chức năng đảm nhận, khí cụ điện được phân thành các nhóm sau + Khí cụ chuyển mạch như máy cắt, dao cách ly + Khí cụ bảo vệ khi có quá dòng hay quá áp như cầu chì, thiết bị chống sét + Khí cụ hạn chế dòng ngắn mạch như điện trở phụ, kháng điện + Khí cụ đo lường như máy biến dòng điện,biến điện áp - Các khí cụ điện và dây dẫn, thanh góp tuy có khác nhau về chức năng nhưng có yêu cầu chung là phải được ổn định nhiệt, ổn định động khi có dòng ngắn mạch đi qua 7.2 Lựa chọn khí cụ điện và các phần dẫn điện 7.2.1 Chọn máy cắt - Ở phần truớc ta đã tính toán lựa chọn máy cắt cho các cấp điện áp 110,22KV và được kiểm tra thoã mãn điều kiện.Nên trong phần này ta chỉ giới thiệu lại các thiết bị đã được chọn * Máy cắt 110KV Kiểu máy cắt Яэ 110-23 Hãng sản xuất AEG Điện áp định mức 110KV Dòng điện định mức 1250A Dòng điện cắt định mức 40KA Dòng ổn định động 50KA Đơn giá 21420USD Số lượng 7 * Máy cắt 22KV(loại máy cắt hợp bộ, dùng cho 2 lộ tổng và phân đoạn) Kiểu máy cắt 8DA10 Hãng sản xuất SEMENS Điện áp định mức 24KV Dòng điện định mức 2500A Dòng điện cắt định mức 40KA Dòng ổn định động 110KA Đơn giá 36000USD Số lượng 3 * Máy cắt 22KV(loại máy cắt hợp bộ, dùng cho các xuất tuyến 22KV) Kiểu máy cắt 8DC11 Hãng sản xuất SEMENS Điện áp định mức 24KV Dòng điện định mức 1250A Dòng điện cắt định mức 25KA Dòng ổn định động 63KA Đơn giá 24500USD Số lượng 8 7.2.2 Chọn dao cách ly - Dao cách ly là một khí cụ dùng để cô lập thiết bị ra khỏi nguồn điện, tạo ra khoảng hở trông thấy được, để cách ly phần có điện và không có điện - Dao cách ly được chọn theo các điều kiện sau: + Điện áp định mức + Dòng điện định mức + Kiểm tra ổn định động + Kiểm tra ổn định nhiệt Đối với dao cách ly có dòng định mức trên 1000A thì không cần kiểm tra điều kiện ổn định nhiệt * Chọn dao cách ly 110KV Số liệu đã được tính toán ở cấp 110KV - Dòng điện cưỡng bức: - Dòng ngắn mạch: - Dòng xung kích: Dựa vào số liệu trên ta chọn dao cách ly có các thông số kỹ thuệt sau: Loại dao cách ly D-123 Điện áp định mức 123KV Dòng điện định mức 1250A Dòng ổn định nhiệt 40/1 KA/s Dòng ổn định động 31.5 KA Số lượng 12 + Kiểm tra dao cách ly đã chọn theo các điều kiện: Do nên không cần kiểm tra ổn định nhiệt Vậy dao cách ly đã chọn đạt yêu cầu * Chọn dao cách ly 22KV: Ở cấp điện áp 22KV vì ta chọn tủ máy cắt hợp bộ nên ta không phải chọn dao cách ly cho cấp điện áp này. Về điều kiện an toàn để tạo khoảng hở trông thấy được, tủ máy cắt hợp bộ được chế tạo thay thế bằng phương pháp báo hiệu vị trí tại bảng điều khiển và máy cắt được rút ra khỏi mạch nhờ bộ truyền động cơ khí 7.2.3 Chọn thanh dẫn – thanh góp - Thanh dẫn, thanh góp là một bộ phận không thể thiếu trong trạm biến áp. Chúng để liên kết các phần tử mang điện trong trạm lại với nhau, tuỳ theo yêu cầu kết cấu của trạm mà ta lựa chọn thanh dẫn, thanh góp phù hợp - Thanh dẫn, thanh góp được chia thành 2 loại: thanh dẫn cứng và thanh dẫn mềm - Thanh dẫn cứng được làm bằng đồng hay nhôm, thường được dùng làm thanh góp cho các tủ điện cao,hạ áp và trạm phân phối trong nhà - Thanh dẫn mềm dùng làm thanh góp, thanh dẫn cho thiết bị ngoài trời điện áp 35KV trở lên 7.2.3.1 Điều kiện chọn và kiểm tra thanh dẫn, thanh góp * Thanh dẫn, thanh góp cứng Theo dòng cho phép Trong đó: K1: hệ số hiệu chỉnh theo môi trường xung quanh K1 = 0.82 (nhiệt độ môi trường xung quanh 400C) K2: hệ số hiệu chỉnh phụ thuộc số dây song song K2 = 1( một thanh dẫn) K3: hệ số phụ thuộc cách đặt thanh dẫn K3 = 1(một thanh) + Kiểm tra điều kiện ổn định nhiệt Trong đó: C- hệ số phụ thuộc vào vật liệu thanh dẫn CCU = 171 , CAl = 88 + Kiểm tra điều kiện ổn định lực điện động Điều kiện: : ứng suất cho phép của vật liệu thanh dẫn : ứng suất tính toán khi ngắn mạch, được xác định như sau: Lực điện động: Trong đó: : dòng ngắn mạch 3 pha (A) l: khoảng cách giữa 2 sứ thanh đỡ (cm) a: khoảng cách giữa các pha (cm) Moment uốn tác dụng lên thanh dẫn Ứng suất vật liệu + Kiểm tra dao động khi cộng hưởng: Điều kiện kiểm tra với tần số là 50Hz thì tần số riêng của thanh dẫn phải nằm ngoài giới hạn từ 45-50Hz Trong đó: mô men quán tính ( cm4) E: mođun đàn hồi của vật liệu thanh dẫn EAl = 0,65.106 kg/cm2 ; ECu = 1,1.106 kg/cm2 : khối lượng riêng của vật liệu ; * Thanh dẫn- thanh góp mềm Theo dòng cho phép lúc làm việc cưỡng bức + Kiểm tra điều kiện ổn định nhiệt Trong đó: C- hệ số phụ thuộc vào vật liệu thanh dẫn CCU = 171 , CAl = 88 + Kiểm tra điều kiện vầng quang Uvq: điện áp giới hạn phát sinh vầng quang, được tính như sau: m: hệ số xét đến độ xù xì của bề mặt dây dẫn m = 0.93-0.98 với dây dẫn chỉ có một sợi m = 0.83-0.87 với dây dẫn gồm nhiều sợi bện lại r: bán kính ngoài dây dẫn ( cm ) a: khoảng cách giữa các trục dây dẫn (cm ) 7.2.3.2 Chọn thanh dẫn –thanh góp cho trạm * Chọn thanh dẫn- thanh góp 110KV: Trạm biến áp được thiết kế các thiết bị 110KV đặt ngoài trời nên ta chọn dây dẫn nhôm lõi thép làm thanh góp cho cấp điện áp này Các thông số định mức - Dòng điện cưỡng bức: Icb = 232.7 A - Dòng điện ngắn mạch: IN = 7,13 KA Chọn thanh góp mềm theo điều kiện: Với Icp 283,7A ta chọn được dây dẫn có các thông số sau: Loại dây dẫn AC-95/15 Đường kính dây 13,5mm Tiết diện dây 91,7mm2 Dòng điện cho phép 330A + Kiểm tra ổn định nhiệt: Vì trạm biến áp ở xa nguồn nên Thời gian ngắn mạch phụ thuộc vào thời gian tác động của bảo vệ rơle và máy cắt t = tbv + tMC = 0.02 + 0.12 = 0.14 s Tra đồ thị ta được Schọn = 91.7mm2 Vậy dây dẫn đã chọn thoã điều kiện ổn định nhiệt + Kiểm tra điều kiện vầng quang r = 0.675cm a = 500cm m = 0.87 Vậy dây dẫn đã chọn thoã điều kiện vầng quang * Chọn thanh dẫn- thanh góp 22KV Ở cấp điện áp phân phối 22KV được thiết kế đặt trong nhà, các thanh dẫn thanh góp của cấp điện áp này được đặt trong tủ hợp bộ. Nên ta chọn thanh dẫn-thanh góp cứng để thiết kế Các thông số định mức - Dòng điện cưỡng bức: Icb = 672 A - Dòng điện ngắn mạch: IN = 8.08KA Chọn thanh góp cứng theo điều kiện: Với Icp 820A ta chọn được dây dẫn có các thông số sau: Thanh dẫn đồng hình chữ nhật 50 x 5 mm Chiều dài 0.5 cm Chiều rộng 5 cm Dòng điện cho phép 860A Khoảng cách giữa các pha 40 cm Khoảng cách giữa 2 sứ đỡ 120 cm + Kiểm tra ổn định nhiệt: Vì trạm biến áp ở xa nguồn nên Thời gian ngắn mạch phụ thuộc vào thời gian tác động của bảo vệ rơle và máy cắt t = tbv + tMC = 0.02 + 0.12 = 0.14 s Tra đồ thị ta được Schọn = 250mm2 Vậy dây dẫn đã chọn thoã điều kiện ổn định nhiệt + Kiểm tra điều kiện lực điện động Điều kiện: : ứng suất cho phép của vật liệu thanh dẫn : ứng suất tính toán khi ngắn mạch, được xác định như sau: Lực điện động: Trong đó: : dòng ngắn mạch 3 pha (A) l: khoảng cách giữa 2 sứ thanh đỡ (cm) a: khoảng cách giữa các pha (cm) Moment uốn tác dụng lên thanh dẫn Ứng suất vật liệu + Kiểm tra dao động khi cộng hưởng: Điều kiện kiểm tra với tần số là 50Hz thì tần số riêng của thanh dẫn phải nằm ngoài giới hạn từ 45-50Hz Trong đó: ECu = 1,1.106 kg/cm2 Thanh dẫn đã chọn đạt yêu cầu 7.2.4 Chọn sứ cách điện - Sứ cách điện dùng để cách điện giữa các phần dẫn điện với cấu trúc của thiết bị phân phối. Có thể phân loại theo vị trí đặt: sứ trong nhà hay sứ ngoài trời theo công dụng: sứ đỡ, sứ treo,sứ xuyên - Chọn sứ cách điện theo các điều kiện sau: + Theo vị trí đặt: trong nhà hay ngoài trời + Theo điện áp định mức: Udmsu UHT + Đối với sứ treo trong nhà sản xuất chế tạo thống nhất tuỳ điện áp có thể ghép nối tiếp như 35KV ghép từ 3-4 bát sứ, 110KV ghép 7- 8 bát sứ, 220KV ghép từ 11-14 bát sứ + Theo lực cho phép: :Lực tác dụng lên sứ :Lực cho phép trên đỉnh sứ Fcp = 0,6Fph :Lực tác động cho phép lớn nhất lên đỉnh sứ H: chiều cao của lực tác động ; H’: chiều cao của sứ a: khoảng cách giữa các pha l: khoảng cách giữa 2 sứ liên tiếp ixk: trị số xung kích biên độ dòng ngắn mạch 3 pha + Đối với sứ xuyên có thêm điều kiện Icbmax< Idmsu * Chọn sứ cách điện cho cấp 110KV Ta chọn sứ cho cấp điện áp 110KV là dạng sứ treo, mỗi chuỗi sứ gồm 8 bát sứ có các thông số sau Loại C-550 I YXA-T1 Điện áp định mức 110 KV Lực phá hoại: 20 KN/kG Chiều cao 1220 mm * Chọn sứ cách điện cho cấp 22KV Điều kiện độ bền của sứ Ta phải chọn sứ có: ( với Ftt = 22 kg) Chọn sứ cho thanh dẫn 22KV là dạng sứ đỡ đặt trong nhà có các thông số sau Loại ИOP-24-3,75YXΛ Điện áp định mức 35 KV Lực phá hoại: 30 KN/kG Chiều cao 372 mm Phụ tải phá hoại 375 kG Khối lượng 10,78 kg 7.2.5 Chọn cáp điện lực - Cáp điện lực được lựa chọn và kiểm tra theo điều kiện sau + Điện áp định mức: Udmc UHT + Theo mật độ dòng kinh tế + Theo dòng điện làm việc bình thường Kiểm tra phát nóng theo điều kiện cưỡng bức Kiểm tra ổn định nhiệt * Chọn cáp cho lộ tổng 22KV - Cáp được dùng nối từ hạ áp MBA đến máy cắt lộ tổng, có chiều dài không lớn lắm. Nên ta không chọn theo mật độ dòng kinh tế mà chọn theo dòng cho phép làm việc lâu dài + Dòng điện làm việc bình thường của lộ tổng + Dòng điện cưỡng bức: Icb = 672A + Dòng điện ngắn mạch: IN = 8,08KA Chọn cáp có các thông số sau Hãng chế tạo: ALCATEL Tiết diện: 150mm2 Điện áp định mức: 24KV Dòng điện cho phép: 349A Loại cáp ngầm bằng đồng bọc XLPE 1 lõi, được bố trí đi trong mương cáp, mỗi pha 3 sợi, pha trung tính 2 sợi:3(3x150XPLE) + (2x120XPLE) Kiểm tra điều kiện phát nóng bình thường K1 = 0,94 ứng với nhiệt độ môi trường là 300C K1 = 0,9 h ệ số điều chỉnh phụ thu ộc số dây đi song song K1 = 1 cáp đặt nằm ngang A Kiểm tra phát nóng theo điều kiện cưỡng bức Kiểm tra ổn định nhiệt Vì trạm biến áp ở xa nguồn nên Thời gian ngắn mạch phụ thuộc vào thời gian tác động của bảo vệ rơle và máy cắt t = tbv + tMC = 0.02 + 0.12 = 0.14 s Tra đồ thị ta được Schọn = 3x150mm2 Vậy cáp đã chọn thoã điều kiện ổn định nhiệt Cáp đã chọn đạt yêu cầu * Chọn cáp cho các lộ xuất tuyến 22KV Cáp dùng để nối từ các máy cắt lộ ra đến đầu các đường dây phân phối - Dòng làm việc bình thường của lộ xuất tuyến - Dòng điện làm việc cưỡng bức của lộ xuất tuyến Icb = 166A - Dòng điện ngắn mạch: IN = 8,08KA Tiết diện cáp được chọn theo mật độ dòng kinh tế, chọn cáp đồng, Tmax > 5000h nên tra được jkt = 2A/mm2 Chọn cáp đồng 3 lõi có các thông số sau: Hãng chế tạo: ALCATEL Tiết diện: 150mm2 Điện áp định mức: 24KV Dòng điện cho phép: 322A Kiểm tra điều kiện phát nóng bình thường K1 = 0,94 ứng với nhiệt độ môi trường là 300C K1 = 0,9 h ệ số điều chỉnh phụ thu ộc số dây đi song song K1 = 1 cáp đặt nằm ngang Kiểm tra phát nóng theo điều kiện cưỡng bức Kiểm tra ổn định nhiệt Vì trạm biến áp ở xa nguồn nên Thời gian ngắn mạch phụ thuộc vào thời gian tác động của bảo vệ rơle và máy cắt t = tbv + tMC = 0.02 + 0.12 = 0.14 s Tra đồ thị ta được Schọn = 150mm2 Vậy cáp đã chọn thoã điều kiện ổn định nhiệt Cáp đã chọn đạt yêu cầu 7.2.6 Chọn máy biến dòng điện - Chức năng của máy biến dòng điện là biến đổi dòng điện sơ cấp có trị số bất kỳ xuống 5A hay 1A, nhằm cấp nguồn dòng cho các mạch đo lường, bảo vệ, tín hiệu, điều khiển… - Máy biến dòng được chọn theo các điều kiện sau + Điện áp định mức: + Dòng điện định mức: - Cấp chính xác: cấp chính xác của biến dòng phải phù hợp với cấp chính xác của các dụng cụ nối vào phía thứ cấp Phụ tải thứ cấp: Trong đó: Zdc: tổng phụ tải các dụng cụ đo Zdd: tổng trở của dây dẫn từ BI đến các dụng cụ đo Trường hợp giới hạn Trong đó: : Điện trở suất của vật liệu làm dây dẫn ltt: chiều dài tính toán của dây dẫn, phụ thuộc vào sơ đồ nối dây của biến dòng và chiều dài thực từ BI đến dụng cụ đo Để đảm bảo độ bền cơ và độ chính xác, tiết diện dây dẫn không nhỏ hơn 1,5mm2 với dây đồng, 2,5mm2 với dây nhôm Ổn định động Kd: bội số ổn định động của BI Ổn định nhiệt Knhdm: bội số ổn định nhiệt của BI tnh: thời gian ổn định nhiệt của BI Với BI có dòng sơ cấp từ 1000A trở lên không cần kiểm tra ổn định nhiệt * Chọn máy biến dòng cho cấp 110KV Các giá trị tính toán được ở cấp 110KV - Dòng điện cưỡng bức - Dòng điện ngắn mạch - Dòng ngắn mạch xung kích Các thiết bị đo lường được nối vào mạch thứ cấp của BI Tên dụng cụ đo Phụ tải(VA) A B C Ampe kế 1 1 1 Watt kế tác dụng 5 5 Watt kế phản kháng 5 5 Điện năng kế tác dụng 2.5 2.5 Điện năng kế phản kháng 2.5 5 2.5 Tổng 16 6 16 Trong đó pha A, C mang tải nhiều nhất S = 16VA. Nên ta dựa vào phụ tải của pha A, C để lựa chọn BI và tiết diện dây dẫn nối BI với thiết bị khác Kết hợp các giá trị tính toán và điều kiện ta chọn được biến dòng có các thông số sau Loại biến dòng TMIIB-III Điện áp định mức 110KV Tần số 50Hz Cấp chính xác 0,5 Phụ tải định mức 20 Dòng điện định mức sơ cấp 1500A Dòng điện định mức thứ cấp 1A Dòng ổn định động 158kA Kiểm tra ổn định động Kd: bội số ổn định động của BI Do Idm BI >1000A nên không cần kiểm tra điều kiện ổn định nhiệt Kiểm tra phụ tải thứ cấp chọn dây dẫn Trong đó: Zdc: tổng phụ tải các dụng cụ đo Zdd: tổng trở của dây dẫn từ BI đến các dụng cụ đo Trường hợp giới hạn ( giả sử khoảng cách từ BI đến dụng cụ đo 80m, đặt BI trên cả 3 pha) Để đảm bảo độ bền cơ ta chọn dây dẫn bằng đồng có tiết diện Sdd = 2,5mm2 * Chọn biến dòng cho cấp 22KV Các giá trị tính toán được ở cấp 22KV - Dòng điện cưỡng bức - Dòng điện ngắn mạch - Dòng ngắn mạch xung kích Các thiết bị đo lường được nối vào mạch thứ cấp của BI Tên dụng cụ đo Phụ tải(VA) A B C Ampe kế 1 1 1 Watt kế tác dụng 5 5 Watt kế phản kháng 5 5 Điện năng kế tác dụng 2.5 2.5 Điện năng kế phản kháng 2.5 5 2.5 Tổng 16 6 16 Trong đó pha A, C mang tải nhiều nhất S = 16VA. Nên ta dựa vào phụ tải của pha A, C để lựa chọn BI và tiết diện dây dẫn nối BI với thiết bị khác Kết hợp các giá trị tính toán và điều kiện ta chọn được biến dòng có các thông số sau Loại biến dòng TΠ0г-20 Điện áp định mức 24KV Tần số 50Hz Cấp chính xác 0,5 Phụ tải định mức 1,2 Dòng điện định mức sơ cấp 6000A Dòng điện định mức thứ cấp 5A Dòng ổn định động 120kA Để đảm bảo độ bền cơ ta chọn dây dẫn bằng đồng có tiết diện Sdd = 2,5mm2 7.2.7 Chọn máy biến điện áp - Máy biến điện áp còn gọi là máy biến áp đo lường, ký hiệu BU hay TU, có chức năng biến đổi điện áp sơ cấp bất kỳ xuống 100V hay 100/V, cấp nguồn áp cho các mạch đo lường, điều khiển, tín hiệu, bảo vệ… - Máy biến áp đo lường được chế tạo với điện áp từ 3KV trở lên, có loại khô loại dầu. Loại khô chỉ đặt cho trạm phân phối trong nhà, loại dầu có thể đặt mọi chỗ. Cả hai đều được chế tạo loại 1 pha, 3 pha Máy biến áp đo lường được chế tạo theo các điều kiện sau Điện áp: - Cấp chính xác: Xác định theo dụng cụ có yêu cầu cao nhất - Công suất định mức: - Chọn dây dẫn nối BU với dụng cụ đo lường: Tổn thất điện áp trên dây dẫn không được lớn hơn 0,5% điện áp định mức thứ cấp và phải thoã mãn điều kiện độ bền cơ * Chọn máy biến điện áp cho cấp 110KV Các thiết bị đo lường nối vào mạch thứ cấp Tên đồng hồ Phụ tải AB Phụ tải BC W Var W Var Vôn kế 7.2 Watt kế 1.8 1.8 Var kế 1.8 1.8 Tần số kế 6.5 Điện năng kế tác dụng 0.66 1.6 0.66 1.6 Điện năng kế phản kháng 0.66 1.6 0.66 1.6 Tổng cộng 12.12 3.24 11.42 3.24 Phụ tải điện áp pha A,B Phụ tải điện áp pha B, C Tổng phụ tải St = 12,546 + 11,7 = 24,416 VA Chọn được máy biến điện áp Máy biến điện áp loại VCU-123 Điện áp định mức sơ cấp 100/kV Điện áp định mức thứ cấp 100/V Cấp chính xác 0,5 Công suất 150VA Chọn dây dẫn nối từ biến điện áp đến thiết bị đo lường Tổn thất trên dây ( bỏ qua điện kháng dây dẫn, các dụng cụ đo có ) Mặt khác Vậy nên Chọn dây dẫn bằng đồng cách điện có l = 80 m p = 24,416 W Vậy ta chọn dây dẫn có tiết diện Sdd = 2,5mm2 * Chọn máy biến điện áp cho cấp 22KV Các thiết bị đo lường nối vào mạch thứ cấp Tên đồng hồ Phụ tải AB Phụ tải BC W Var W Var Vôn kế 5x7.2 Watt kế 15x1.8 5x1.8 Var kế 5x1.8 5x1.8 Tần số kế 5x6.5 Điện năng kế tác dụng 5x0.66 5x1.6 5x0.66 5x1.6 Điện năng kế phản kháng 5x0.66 5x1.6 5x0.66 5x1.6 Tổng cộng 31.8 16.2 31.1 16.2 Phụ tải điện áp pha A,B Phụ tải điện áp pha B, C Tổng phụ tải St = 35.69 + 35.07 = 70.76VA Chọn được máy biến điện áp Máy biến điện áp loại 3H0II-06-24T3 Điện áp định mức sơ cấp 22/kV Điện áp định mức thứ cấp 100/V Cấp chính xác 0,5 Công suất 75VA Chọn dây dẫn nối từ biến điện áp đến thiết bị đo lường Tổn thất trên dây ( bỏ qua điện kháng dây dẫn, các dụng cụ đo có ) Mặt khác Vậy nên Chọn dây dẫn bằng đồng cách điện có l = 30 m p = 70,76 W Vậy ta chọn dây dẫn có tiết diện Sdd = 2,5mm2 7.3 Chọn máy biến áp tự dùng cho trạm - Để truyền tải điện năng ngoài phần cung cấp cho các hộ tiêu thụ, bản thân trạm biến áp cũng tiêu thụ một lượng điện năng.Phần này gọi là điện tự dùng của trạm - Phụ tải tự dùng của trạm bao gồm - Các thiết bị làm mát máy biến áp - Chiếu sáng khu vực ngoài trời - Các thiết bị điều khiển - Thiết bị thông tin liên lạc - Bộ nạp acquy - Chiếu sáng nhà điều khiển và phân phối - Hệ thống thông thoáng nhà điều khiển và phân phối - Hệ thống bơm nước hầm cáp - Điều hoà nhiệt độ nhà điều khiển Một số yêu cầu khi chọn máy biến áp tự dùng + Tổng công suất phụ tải tự dùng Std = 0,3MVA + Điện áp 22/0,4KV + Số lượng máy biến áp: 2 máy (dự phòng lẫn nhau) Chọn máy biến áp tự dùng Số lượng MBA: 2 máy Công suất định mức: 315KVA Điện áp định mức cuộn cao: 222x2,5%KV Điện áp định mức cuộn trung áp: 0,4 KV Tổn hao không tải: 720KW Tổn hao ngắn mạch: 4850W Điện áp ngắn mạch: 4% Trọng lượng: 1275kg Chương 8 TỔNG KẾT PHƯƠNG ÁN THIẾT KẾ 8.1 Sơ đồ cấu trúc 8.2 Máy biến áp chính của trạm Máy biến áp do SIEMENS chế tạo Số lượng: 2 máy Công suất định mức: SdnB = 20MVA Tổn hao không tải: 20Kw Tổn hao ngắn mạch: 56Kw Điện áp ngắn mạch: 9,6% Trọng lượng(có dầu): 54 tấn Đơn giá: 320000USD 8.3 Sơ đồ nối điện 8.4 Dòng điện ngắn mạch Vị trí Điện áp (KV) Dòng điện IN(kA) Ixk(kA) N1 110 7.13 18.15 N2 22 8.08 20.36 8.5 Máy cắt Máy cắt 110KV Kiểu máy cắt Яэ 110-23 Hãng sản xuất AEG Điện áp định mức 110KV Dòng điện định mức 1250A Dòng điện cắt định mức 40KA Dòng ổn định động 50KA Đơn giá 21420USD Số lượng 8 Máy cắt 22KV(cho lộ tổng và phân đoạn) Kiểu máy cắt 8DA10 Hãng sản xuất SEMENS Điện áp định mức 24KV Dòng điện định mức 2500A Dòng điện cắt định mức 40KA Dòng ổn định động 110KA Đơn giá 36000USD Số lượng 3 Máy cắt 22KV( cho 8 xuất tuyến) Kiểu máy cắt 8DC11 Hãng sản xuất SEMENS Điện áp định mức 24KV Dòng điện định mức 1250A Dòng điện cắt định mức 25KA Dòng ổn định động 63KA Đơn giá 24500USD Số lượng 8 8.6 Tổn hao, chi phí tính toán * Tổn thất điện năng = 525165.6Kwh/năm * Chi phí tính toán Các chi phí Vốn đầu tư (USD) 997940 Chi phí vận hành hàng năm (USD) 120065 Tổng chi phí tính toán (USD) 239817.8 8.7 Các khí cụ và phần dẫn điện 8.7.1 Dao cách ly 110KV Loại dao cách ly D-123 Điện áp định mức 123KV Dòng điện định mức 1250A Dòng ổn định nhiệt 40/1 KA/s Dòng ổn định động 31.5 KA Số lượng 12 8.7.2 Thanh góp- thanh dẫn * Thanh góp-thanh dẫn 110KV( thanh góp-thanh dẫn mềm) Loại dây dẫn AC-95/15 Đường kính dây 13,5mm Tiết diện dây 91,7mm2 Dòng điện cho phép 330A * Thanh góp-thanh dẫn 22KV( thanh góp-thanh dẫn cứng) Thanh dẫn đồng hình chữ nhật 50 x 5 mm Chiều dài 0.5 cm Chiều rộng 5 cm Dòng điện cho phép 860A Khoảng cách giữa các pha 40 cm Khoảng cách giữa 2 sứ đỡ 120 cm 8.7.3 Sứ cách điện * Sứ cách điện phía 110KV Loại C-550 I YXA-T1 Điện áp định mức 110 KV Lực phá hoại: 20 KN/kG Chiều cao 1220 mm * Sứ cách điện phía 22KV Loại ИOP-24-3,75YXΛ Điện áp định mức 35 KV Lực phá hoại: 30 KN/kG Chiều cao 372 mm Phụ tải phá hoại 375 kG Khối lượng 10,78 kg 8.7.4 Cáp điện lực * Cáp cho lộ tổng 22KV Hãng chế tạo: ALCATEL Tiết diện: 150mm2 Điện áp định mức: 24KV Dòng điện cho phép: 349A Loại cáp ngầm bằng đồng bọc XLPE 1 lõi, được bố trí đi trong mương cáp, mỗi pha 3 sợi, pha trung tính 2 sợi:3(3x150XPLE) + (2x120XPLE) * Cáp cho các lộ xuất tuyến 22KV Chọn cáp đồng 3 lõi có các thông số sau: Hãng chế tạo: ALCATEL Tiết diện: 150mm2 Điện áp định mức: 24KV Dòng điện cho phép: 322A 8.7.5 Máy biến dòng điện * Biến dòng cấp 110KV Loại biến dòng TMIIB-III Điện áp định mức 110KV Tần số 50Hz Cấp chính xác 0,5 Phụ tải định mức 20 Dòng điện định mức sơ cấp 1500A Dòng điện định mức thứ cấp 1A Dòng ổn định động 158kA * Biến dòng cấp 22KV Loại biến dòng TΠ0г-20 Điện áp định mức 24KV Tần số 50Hz Cấp chính xác 0,5 Phụ tải định mức 1,2 Dòng điện định mức sơ cấp 6000A Dòng điện định mức thứ cấp 5A Dòng ổn định động 120kA 8.7.6 Máy biến điện áp * Biến điện áp cấp 110KV Máy biến điện áp loại VCU-123 Điện áp định mức sơ cấp 100/kV Điện áp định mức thứ cấp 100/V Cấp chính xác 0,5 Công suất 150VA * Biến điện áp cấp 22KV Máy biến điện áp loại 3H0II-06-24T3 Điện áp định mức sơ cấp 22/kV Điện áp định mức thứ cấp 100/V Cấp chính xác 0,5 Công suất 75VA 8.8 Máy biến áp tự dùng Máy biến áp do ABB chế tạo có các thông số sau Số lượng MBA: 2 máy Công suất định mức: 315KVA Điện áp định mức cuộn cao: 222x2,5%KV Điện áp định mức cuộn trung áp: 0,4 KV Tổn hao không tải: 720KW Tổn hao ngắn mạch: 4850W Điện áp ngắn mạch: 4% Trọng lượng: 1275kg Chương 9 THIẾT KẾ HỆ THỐNG CHỐNG SÉT CHO TRẠM BIẾN ÁP 110/22KV 9.1 Khái niệm chung - Sét là hiện tượng phóng điện trong khí quyển giữa đám mây giông mang điện tích trái dấu và với đất. Điện áp giữa mây giông và đất có thể lên đến hàng chục, thậm chí hàng triệu volt - Sét đánh làm hư hỏng các thiết bị cách điện, gây gián đoạn sự cung cấp điện, làm thiệt hại nền kinh tế, gây nguy hiểm đến tính mạng con người…Vì vậy khi thiết kế hệ thống điện, trạm biến áp phải được bảo vệ chống sét đánh trực tiếp một cách có hiệu quả và tin cậy 9.2 Một số yêu cầu kinh tế-kỹ thuật Về mặt kỹ thuật - Phạm vi bảo vệ phải phủ kín toàn bộ các trang thiết bị điện, bộ phận mang điện và các công trình phụ trợ quan trọng của trạm - Chân của các kết cấu có đặt cột thu sét phải được nối theo đường ngắn nhất vào hệ thống nối đất của trạm tại giao điểm của các thanh cân bằng đế Về mặt kinh tế - Chi phí đầu tư xây dựng hệ thống thu sét bé nhất - Các mặt khác + Không gây cản trở cho sự vận hành của trạm + Không gây cản trở giao thông + Chú ý đến tính mỹ quan của công trình 9.3 Cột thu sét và phạm vi bảo vệ 9.3.1 Cột chống sét sử dụng kim thu sét - Kim thu sét làm bằng thép ống hoặc thép thanh đặt thẳng đứng - Bộ phận dẫn dòng điện sét: được tạo thành bởi bản thân kết cấu thép hoặc bê tông cốt thép của công trình hay bằng dây thép có tiết diện không nhỏ hơn 50mm2 - Bộ phận nối đất: hệ thống cột, thanh bằng đồng, thép được nối liền với nhau được chôn trong đất có điện trở tản bé để dòng điện sét tản một cách dễ dàng trong đất 9.3.2:Phạm vi bảo vệ của cột thu sét Phạm vi bảo vệ của một cột thu sét Kim thu sét có độ cao h, độ cao cần bảo vệ hx, khi đó bán kính bảo vệ h- chiều cao của cột thu sét p- hệ số phụ thuộc Nếu h30m thì p=1 Nếu 30m < h < 60m thì Phạm vi bảo vệ của hai kim thu sét có độ cao bằng nhau Hai cột thu sét có cùng độ cao, đặt cách nhau một khoảng a, tại trung tâm giữa hai cột hình thành một cột giả h0, khi đó phạm vi bảo vệ ở độ cao hx Phạm vi bảo vệ của hai kim thu sét có độ cao khác nhau Hai kim thu sét có độ cao h1, h2 đặt cách nhau một khoảng a, cột thu sét giả h3 có dộ cao bằng h2 được tạo ra cách h1 một khoảng Khi đó cột giả ho được tạo ra từ hai cột có độ cao bằng nhau là h2,h3 với khoảng cách giữa h2 và h3 là a’ = a – r1. Độ cao hx nằm giữa h2 và h3 được bảo vệ nếu thoả a’ 7(h2 - ho). Với Phạm vi bảo vệ của hai cột h1 và h2 có độ cao không bằng nhau cho độ cao hx Phạm vi bảo vệ của 3 cột thu sét có độ cao bằng nhau Vùng bảo vệ 3 cột thu sét tạo nên một tam giác D: đường kính đường tròn ngoại tiếp tam giác Vùng bảo vệ ở độ cao hx được xác định như sau Trong đó: h: chiều cao của cột thu sétp: hệ số hiệu chỉnh Nếu P là nửa chu vi của tam giác a: khoảng cách từ cột thu sét 1 đến 2 b: khoảng cách từ cột thu sét 2 đến 3 c: khoảng cách từ cột thu sét 3 đến 1 9.4 Tính toán bảo vệ cột chống sét Các số liệu cần thiết của trạm - Diện tích trạm 80 x 70m2 - Hàng rào cao 5m - Sứ treo trụ cổng cao 11m - Độ cao trụ đỡ thanh góp 8m - Độ cao trụ đỡ thanh góp 110KV 7,5m - Máy biến áp, nhà điều hành và phân phối cao 6m - Cấp 22KV thiết kế theo kiểu hợp bộ nằm trong nhà có độ cao 6m - Cột ăngten cao 30m đặt tại phía sân ngắt nằm giữa 2 máy biến áp của trạm - 4 cột đèn chiếu sáng đặt ở 2 góc trạm và ở giữa cao 12m - Để bảo vệ chống sét cho trạm dự kiến sử dụng 9 cột: 1-2-3-4-5-6-7-8-9 - Tận dụng 4 trụ cổng 110KV cao 11m làm 4 cột thu sét ( cột 1-2-3-4) - Sử dụng cột ăngten cao 30m làm cột thu sét( cột 9) - Dùng 4 cột đèn chiếu sáng cao 10m làm cột thu sét(cột 5-6-7-8) - Ta chia phạm vi bảo vệ của trạm thành 8 vùng, mỗi vùng 3 cột thu sét phối hợp bảo vệ + Vùng I gồm các cột 1-8-9 + Vùng II gồm các cột 1-2-9 + Vùng III gồm các 2-3-9 + Vùng IV gồm các cột 3-4-9 + Vùng V gồm các cột 4-5-9 + Vùng VI gồm các cột 5-6-9 + Vùng VII gồm các cột 6-7-9 + Vùng VIII gồm các cột 7-8-9 Vùng bảo vệ I( cột 1-8-9) Độ cao lớn nhất các phần tử cần bảo vệ hx= 8m Điều kiện để vùng phía trong tam giác được bảo vệ an toàn là ; p = 1 khi h1 < 30m ; Độ cao cần thiết của cột thu sét Chọn h1 = 15m Vùng bảo vệ II( cột 1-2-9) Độ cao lớn nhất các phần tử cần bảo vệ hx= 11m Điều kiện để vùng phía trong tam giác được bảo vệ an toàn là ; p = 1 khi h2 < 30m ; Độ cao cần thiết của cột thu sét Chọn h2 = 17m Vùng bảo vệ III( cột 2-3-9) Độ cao lớn nhất các phần tử cần bảo vệ hx= 11m Điều kiện để vùng phía trong tam giác được bảo vệ an toàn là ; p = 1 khi h3 < 30m ; Độ cao cần thiết của cột thu sét Chọn h3 = 17m Vùng bảo vệ IV( cột 3-4-9) Độ cao lớn nhất các phần tử cần bảo vệ hx= 11m Điều kiện để vùng phía trong tam giác được bảo vệ an toàn là ; p = 1 khi h2 < 30m Độ cao cần thiết của cột thu sét Chọn h4 = 17m Vùng bảo vệ V( cột 4-5-9) Độ cao lớn nhất các phần tử cần bảo vệ hx= 8m Điều kiện để vùng phía trong tam giác được bảo vệ an toàn là ; p = 1 khi h5 < 30m ; Độ cao cần thiết của cột thu sét Chọn h5 = 15m Vùng bảo vệ VI( cột 5-6-9) Độ cao lớn nhất các phần tử cần bảo vệ hx= 6m Điều kiện để vùng phía trong tam giác được bảo vệ an toàn là ; p = 1 khi h6 < 30m ; Độ cao cần thiết của cột thu sét Chọn h6 = 15m Vùng bảo vệ VII( cột 6-7-9) Độ cao lớn nhất các phần tử cần bảo vệ hx= 6m Điều kiện để vùng phía trong tam giác được bảo vệ an toàn là ; p = 1 khi h7 < 30m ; Độ cao cần thiết của cột thu sét Chọn h7 = 17m Vùng bảo vệ VIII( cột 7-8-9) Độ cao lớn nhất các phần tử cần bảo vệ hx= 6m Điều kiện để vùng phía trong tam giác được bảo vệ an toàn là ; p = 1 khi h8 < 30m ; Độ cao cần thiết của cột thu sét Chọn h6 = 15m - Từ kết quả tính toán trên, nhằm đảm bảo về mặt an toàn và mỹ quan của trạm ta chọn kim thu sét có độ cao 3m để bố trí cho các cột thu sét - Tận dụng trụ (1-2-3-4) có chiều cao11m(trụ của sứ treo trụ cổng) ta gia công thêm 3m - Tận dụng bốn trụ đèn (5-6-7-8 ) có chiều cao 12m làm bốn cột thu sét Vậy các cột thu sét 1-2-3-4( các trụ cổng) có tổng độ cao 16m, 4 trụ đèn ( 5-6-7-8)có tổng độ cao 15m, cột 5( cột ăngten) có tổng độ cao 33m. Do các vùng bảo vệ nằm liền nhau nên các thiết bị có độ cao hx = 8m, hx = 6m,hx=11m, nằm trong chu vi các cột 1-2-3-4-5-6-7-8 được bảo vệ an toàn *Phạm vi bảo vệ của một cột thu sét có h = 17m, hx = 11m, p = 1 *Phạm vi bảo vệ của một cột thu sét có h = 17m, hx = 8m, p = 1 *Phạm vi bảo vệ của một cột thu sét có h = 17m, hx = 6m, p = 1 *Phạm vi bảo vệ của một cột thu sét có h = 15m, hx = 8m, p = 1 *Phạm vi bảo vệ của một cột thu sét có h = 15m, hx = 6m, p = 1 *Phạm vi bảo vệ của một cột thu sét có h = 33m, hx = 8m Do 30m < h < 60m nên *Phạm vi bảo vệ của một cột thu sét có h = 33m, hx = 6m Do 30m < h < 60m nên *Phạm vi bảo vệ của hai kim thu sét có cùng độ cao 17m (kim 1 – 2 & 3 - 4), hx=11m, khoảng cách hai kim a = 25m *Phạm vi bảo vệ của hai kim thu sét có cùng độ cao 17m (kim 1 – 2 & 3 - 4), hx=8m, khoảng cách hai kim a = 25m, p = 1 *Phạm vi bảo vệ của hai kim thu sét có cùng độ cao 15m (kim 5 – 6 & 7 - 8), hx=8m, khoảng cách hai kim a = 26,5m, p = 1 *Phạm vi bảo vệ của hai kim thu sét có cùng độ cao 15m (kim 5-6 &7-8), hx=6m, khoảng cách hai kim a=26,5m, p = 1 *Phạm vi bảo vệ của hai kim thu sét có độ cao khác nhau (kim 1-8 & 4-5) hx= 8m, h1=16m, h2=15m,hai kim cách nhau một khoảng a=26,5m, p = 1 a’= a - r1 = 26,5 – 1,7 = 24,8m Nhận xét: Từ kết quả tính toán trên ta thấy tất cả các thiết bị của trạm nằm trong vùng bảo vệ của các cột thu sét. Vậy trạm biến áp được bảo vệ an toàn Chương 10 THIẾT KẾ HỆ THỐNG NỐI ĐẤT 10.1 Các vấn đề cơ bản khi thiết kế hệ thống nối đất - Trạm biến áp ngoài trời điện áp từ 110KV trở lên,hệ thống thu sét được đặt trên kết cấu của công trình của trạm, hệ thống có trung tính trực tiếp nối đất (dòng ngắn mạch lớn, trên 500kA), theo qui phạm thì điện trở nối đất an toàn của trạm phải thoả yêu cầu - Nếu gọi phần nối đất phải thiết kế là nối đất nhân tạo có điện trở tản là Rnt, theo qui phạm đã nêu ở phần trên, điện trở tản tổng của toàn bộ hệ thống nối đất phải thoã yêu cầu và Rtn,Rnt: điện trở tản tự nhiên và nhân tạo - Qui định nhằm tăng cường an toàn và dự phòng cho các trường hợp kh hệ thống nối đất thay đổi 10.1.1 Nối đất tự nhiên - Ở đây ta chỉ xét đến sự tham gia của điện trở nối đất của hệ “Dây chống sét (DCS)-cột” của đường dây truyền tải đấu vào trạm (RCS-C). Đó là điện trở đầu vào của mạch điện thông số tập trung tạo nên bởi điện trở nối dất của các cột điện và điện trở tác dụng của đoạn dây chống sét giữa hai cột - Đối với đường dây truyền tải có DCS đặt trên toàn tuyến thì số cột có đặt DCS (m>20) nên có thể tính gần đúng - Đối với đường dây chỉ đặt DCS ở đoạn gần trạm, thường m<20 , nên có thể tính gần đúng: Rcs- điện trở của đoạn DCS trong một khoảng vượt (giả thiết các khoảng vượt đều nhau): Trong đó: l- chiều dài trung bình của các khoảng vượt (km) ro- điện trở của một đơn vị chiều dài DCS đường dây 110kV dùng DCS TK -50 thì ro=3,7/km đường dây 220kV dùng DCS TK -70 thì ro=2,38/km Rc- điện trở nối đất của cột điện đoạn tới trạm: k- hệ số phụ thuộc số DCS trên đường dây k = 1 có một DCS k = 2 có hai DCS - Nếu có n đường dây đấu vào trạm thì 10.1.2 Hệ thống nối đất nhân tạo (Rnt) - Nối đất nhân tạo là bộ phận nố đất phải thiết kế thêm để thỏa mãn yêu cầu về điện trở nối đất, để tiếp đất các trang thiết bị điện của trạm một cách thuận lợi và cân bằng điện thế - Nối đất nhân tạo bao gồm: mạch vòng nối đất chạy ven chu vi trạm(Rmv), bản thân là một mạch vòng thanh hoặc có thể hàn với nhiều cọc rải đều ven chu vi. Bên trong mạch vòng có một hệ thống thanh ngang, dọc tạo thành một lưới nối đất có nhiệm vụ cân bằng thế trong khu vực trạm và để tiếp đất thuận lợi các trang thiết bị điện. Khi nối đất chống sét nối chung với nối đất an toàn thì chân cột thu sét và chân xà đỡ các DCS của các đường dây nối vào trạm phải có nối đất bổ sung(Rbs), toàn bộ nố đất bổ sung này cũng tham gia tản dòng ngắn mạch tần số công nghiệp - Khi bỏ qua điện trở tản của lưới cân bằng thế thì điện trở nối đất nhân tạo tính theo công thức: Nối đất mạch vòng Nếu mạch vòng là thanh thì với , (km- hệ số phụ thuộc vào mùa: ẩm, khô…) L - chiều dài của thanh ven chu vi (m) t - độ chôn sâu của thanh trong đất (m) d - đường kính của thanh (m) K - hệ số hình dáng của mạch vòng cho theo bảng l1/l2 1 1,5 2 3 4 K 5,53 5,81 6,42 8,17 10,4 Nếu mạch vòng có cả cọc và thanh thì - hệ số sử dụng cọc và thanh n - số cọc trên một tia Rt - điện trở của mạch vòng thanh Rc - điện trở tản của một cọc Đối với cọc chôn chìm điện trở tản tính theo lc- chiều dài của cọc (m); lc = 23m t - độ chôn sâu trung bình của cọc (m) t = to+0,5lc ; với to=(0,50,8m) dc - đường kính trung bình của cọc (m) Nối đất bổ sung Trường hợp nối đất bổ sung gồm tổ hợp nhiều tia (nt) và dọc theo mỗi tia có nc cọc thì: - hệ số sử dụng cọc và thanh nối theo hình tia - hệ số sử dụng của dạng nối đất bổ sung - số cọc trong mỗi tia và số tia Rt - điện trở tản của một tia Rc- điện trở tản của một cọc Điện trở tản xoay chiều của toàn bộ nối đất bổ sung của trạm m – là điểm đặt nối đất bổ sung của toàn trạm Như vậy điện trở nối đất nhân tạo của trạm 10.2 Tính toán và thiết kế hệ thống nối đất 10.2.1 Tính toán nối đất tự nhiên - Điện trở đất đo được (mùa khô ráo) - Trạm 110kV có 4 mạch đường dây đến phụ tải và hệ thống, có đặt dây chống sét toàn tuyến - Giả sử trụ nối đất dạng cọc dài 23m, ,nên điện trở nối đất cột điện - Điện trở 1km đường dây chống sét(đường dây 110kv) - Chiều dài khoảng vượt l = 200m =0,2km - Hệ số phụ thuộc dây chống sét(treo một dây chống sét) K=1 - Từ đó ta xác định được - Điện trở dây chống sét: - Điện trở nối đất của hệ DCS-cột: - Điện trở tự nhiên của trạm là: 10.2.2 Tính toán nối đất nhân tạo Tính nối đất mạch vòng - Điện trở tản của thanh - Thiết kế nối đất mạch vòng tổ hợp thanh - cọc.Thanh dùng vật liệu sắt tròn, đường kính dt=200mm, chôn sâu 0,8m. Cọc dùng vật liệu sắt tròn, đường kính dc=300mm, dài lc=3m - Chiều dài trạm l1= 80m - Chiều rộng trạm l2 = 70m (chu vi trạm) - Dùng phương pháp nội suy tuyến tính ta được hệ số hình dáng của thanh là K = 5,61 - Chọn số lượng cọc bố trí trên mạch vòng là n = 20 cọc hệ số sử dụng của thanh khi có cọc bố trí dọc theo mạch vòng hệ số sử dụng của cọc khi cọc bố trí dọc theo mạch vòng - Độ chôn sâu trung bình của cọc: - Điện trở tản của cọc - Điện trở tản của thanh - cọc Ta có do đó ta phải nối đất bổ sung cho trạm Tính nối đất bổ sung - Trong mọi trường hợp để tản dòng sét thuận lợi phải thực hiện nối đất bổ sung tại chỗ các cột thu sét hoặc dây chống sét nối vào hệ thống nối đất của trạm. Ở dây ta thực hiện nố đất bổ sung tại các chân cột thu sét 1-2-3-4-5-6-7-8 - Chọn nối dất bổ sung dạng 3 tia và cọc, mỗi tia dài 10m và mỗi tia có đóng 1 cọc - Tia làm bằng vật liệu sắt tròn, đường kính d = 200mm - Cọc làm bằng vật liệu sắt tròn, đường kính d = 300mm, chiều dài cọc l = 3m - Điện trở suất tính toán theo cọc - Điện trở suất tính toán theo tia - Điện trở của một thanh - Điện trở tản của một cọc - Điện trở tản của tổ hợp ba tia -cọc nt= 3 số tia trong tổ hợp n = 1 số cọc trên một tia hệ số sử dụng của tia khi có cọc bố trí theo tia hệ số sử dụng của cọc khi cọc bố trí dọc theo tia hệ số sử dung hệ thống tia - Điện trở tản của nối đất bổ sung (tổng 9 vị trí m = 9) - Điện trở nối đất nhân tạo là: thoã điều kiện 10.2.3 Kết luận: Vậy điện trở tản toàn hệ thống nối đất Vậy hệ thống thiết kế đã thoã các yêu cầu kỹ thuật 10.3 Tính tổng trở xung của hệ thống nối đất có bổ sung - Nhiệm vụ chủ yếu của nối đất bổ sung là để tản dòng sét một cách thuận lợi - Tổng trở xung của hệ thống nố đất (HTNĐ) được tính gần đúng theo theo một số giả thiết sau: - Coi như chỉ có nối đất bổ sung dưới chân cột bị sét đánh trực tiếp và mạch vòng nối đất ven chu vi của trạm tham gia vào việc tản dòng sét - Bỏ qua hiệu ứng màn che giữa nôíi đất bổ sung và mạch vòng nối đất - Bỏ qua hiện tượng phóng tia lửa điện trong đất, chỉ kể đến ảnh hưởng của mạch vòng nối đất - Khi đó, nghiệm tổng quát của tổng trở sung có dạng: Dạng tổng quát: : tổng trở xung đầu vào (x = 0, nơi dòng sét đi vào HTNĐ) của mạch vòng nối đất khi dòng sét đạt trị số cực đại() - Điện trở qui đổi nối đất bổ sung sang mùa mưa: kmt=1,6- hệ số mùa của thanh về mùa khô - hệ số mùa của thanh về mùa sét - Điện trở qui đổi nối đất mạch vòng sang mùa mưa Mạch vòng sử dụng tổ hợp thanh và cọc nên điện trở qui đổi - hệ số mùa của cọc về mùa khô - hệ số mùa của cọc về mùa sét Suy ra: - Tổng trở xung đầu vào của mạch vòng nối đất bằng tổng trở xung đầu vào của một tia tương đương có chiều dài bằng l’, với , các thông số rãi được tính như sau: - Điện cảm trên 1m chiều dài - Điện dẫn trên 1m chiều dài - Điện cảm tương đương của 1m chiều dài L’= 0,5.Lo= 0,5.1,8611= 0,93055H/m - Điện dẫn tương đương của 1m chiều dài G’= 2.Go=2.3,13.10-3 = 6,26.10 -3 - Điện cảm, điện dẫn tổng - Tổng trở xung đầu vào của HTNĐ đạt trị số cực đại gần đúng vào lúc dòng sét qua biên độ, tức lúc . Từ hệ phương trình vi phân - Thời hằng: Xk: nghiệm của phương trình siêu việt - Chuỗi số hạng cần tính đến số hạng thứ k mà tại đó ( bởi vì thì có thể bỏ qua) Ta chỉ nhận những giá trị: Giải phương trình: bằng chương trình matlap cho nghiệm Đặt: Thiết lập được bảng sau k Xk A B C D F 1 2.72739 0.28379 0.75292 -0.91544 1.19328 0.55574 2 5.55259 1.17624 0.30844 0.74477 1.80281 0.15702 3 8.48458 2.74641 0.06416 -0.58963 2.87638 0.02112 Tổng trở xung của hệ thống nố đất có bổ sung 10.4 Kiểm tra hệ thống nối đất theo điều kiện chống sét - Dòng sét tản qua HTNĐ của trạm sẽ tạo nên một điện áp giáng trên tổng trở xung của nó mà trị cực đại bằng , với Is là biên độ của dòng sét ở đầu vào của HTNĐ. Để không xảy ra hư hỏng cách điện của trang thiết bị điện hoặc phóng điện đến bộ phận mang điện thì điện áp giáng đó không bằng và lớn hơn mức cách điện xung của trạm tức là - Với U0,5 là mức cách điện xung bé nhất của thiết bị cho bởi thực nghiệm - Tra bảng U0,5 của chuỗi sứ ở cấp điên áp 110KV là 660kV - Theo yêu cầu phải kiểm tra với dòng sét i= a .t có các thông số là - Từ đó tính được điện áp xung kích cực đại là Vậy HTNĐ đã thiết kế thoã mãn yâu cầu qui phạm chống sét 10.5 Thiết kế hệ thống thanh cân bằng điện thế - Trong diện tích khu vực trạm, cần thiết kế một lưới thanh ngang dọc song song nhau, với ô lưới từ 6-10m, ở đây ta sẽ thiết kế ô lưới 6m. Mục đích của lưới này làm nhiệm vụ cân bằng thế, đảm bảo điện áp tiếp xúc và điện áp bước bé nhất.Tất cả các vỏ thiết bị, kết cấu, trung tính của máy biến áp công suất, đo lường phải nối vào lưới nối đất theo đường ngắn nhất và giao điểm của các thanh. PHẦN II THIẾT KẾ ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI ĐẦU ĐỀ THIẾT KẾ ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI GVHD: TS.HỒ VĂN HIẾN SVTH: NGUYỄN A NÍCH MSSV: 103103073 LỚP: 03DHDCN 1. SƠ ĐỒ TUYẾN ĐƯỜNG 2. SỐ LIỆU BAN ĐẦU - Điện áp định mức : 22kv - Hệ số công suất : 0,8 - Hệ số phụ tải : 0,75 - Phần trăm phụ tải cực tiểu so với phụ tải max : 40% - Phần trăm sụt áp cho phép đến cuối đường dây : 6% - Chiều dài đường dây : 12km - Phụ tải phân bố trên đoạn : Ppb = 6400Kw Qpb = 4800 kVAr Spb = 8000 kVA 3. NHIỆM VỤ - Chọn dây thoã điều kiện sụt áp cho phép - Tính tổn thất điện áp, tổn thất công suất, tổn thất điện năng - Tính toán chi phí - Bù công suất kháng, bù ứng động. Tính toán tình trạng lúc phụ tải cực đại, cực tiểu - Tính toán ngắn mạch, phối hợp bảo vệ Chương 11 THIẾT KẾ ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI 11.1 Khái niệm Đường dây phân phối là đường dây trung áp có điện áp 15kV hay 22kV. Gồm phát tuyến chính được cung cấp từ phía hạ áp của trạm biến áp phân phối 110/22kV hay 15kV Phụ tải được cung cấp qua máy bến áp phân phối hạ áp đặt trong trạm treo, trạm giàn, trạm nền hay phòng biến điện Yêu cầu của thiết kế đường dây phân phối là chọn dây thoã mãn độ sụt áp cho phép Đường dây phân phối được bảo vệ bằng máy cắt dầu nguồn, tự đóng lại, cầu chì tự rơi và được phân đoạn bằng cầu dao phân đoạn để tiện cho sữa chữa, bảo trì Mạng phân phối có cấu trúc hình tia hay mạch vòng nhằm đảm bảo liên tục cung cấp điện Dây dẫn có thể là dây trên không hay cáp ngầm 11.2 Tính toán thiết kế 11.2.1 Tính toán sụt áp và chọn dây cho đường dây phân phối 11.2.1.1 Tính sụt áp cho một đoạn của phát tuyến Với P(kw) ; Q(kVAr) ; V(kV) ; (V) với s: là khoảng cách đẳng trị Có thể áp dụng công thức Với S(kVA) Từ đó suy ra hằng số sụt áp Với ro tra bảng r: bán kính dây dẫn Đối với đường dây trung thế 22kV, Dtb = 1,2 – 1,3 m , đối với dây bố trí nằm ngang dùng xà 2,4m, Dtb= 1,37 m Các trường hợp phân bố tải Đường dây phụ tải tập trung Với Đường dây có phụ tải phân bố đều Với Đường dây vừa có phụ tải phân bố đều lẫn tập trung Chia ra làm 2 trường hợp Tính Với spb = NM; M là trung điểm AB Với stt= NB Sụt áp tổng: 11.2.1.2 Trình tự chọn dây cho phát tuyến Trường hợp đường dây hình tia Nguyên tắc chọn dây là thoã mãn điều kiện sụt áp Tính công suất tổng Stổng ở đầu phát tuyến, kVA Suy ra dòng điện tổng Với Udm(kV); Sdm(kVA) Chọn dây dẫn thoã mãn Để dễ chọn tiết diện dây cho một đường dây thoã sụt áp cho phép đến phụ tải ở cuối đường dây, cần qui đổi tất cả các phụ tải tập trung hay phân bố đều về cuối đường dây Qui phụ tải S1 về cuối đường dây Qui phụ tải phân bố đều vào chính giữa đoạn phân bố, kế đó qui về cuối Phụ tải tổng tương đương tập trung ở cuối tương đương về sụt áp Đường dây AE chọn cùng một tiết diện Chọn xo một giá trị từ 0,35- 0,4/km Từ công thức tính K% Suy ra : Tra bảng chọn dây tiêu chuẩn thoả Dựa vào bảng tra ta sẽ chọn dây phù hợp Kiểm tra với Dòng điện cho phép tra bảng dựa vào tết diện dây đã chọn Tính x0 với cách bố trí dây đã chọn, suy ra K% Kiểm tra lại sụt áp Trường hợp đường dây có phân nhánh Trước hết tính toán chọn dây cho phát tuyến chính theo sơ đồ thu gọn thoả mãn sụt áp cho phép và lập bảng tính toán sụt áp trên các đoạn và sụt áp tổng Tính toán các sụt áp thực tế từ nguồn đến đầy các nhánh, nhanh chóng có được các kết quả này từ bảng tính toán sụt áp (từ bảng tính) (từ bảng tính) Suy ra sụt áp cho phép trên các nhánh Tính toán tương tự để chọn dây thoả mãn sụt áp cho phép cho các đường nhánh coi đầu 2 là nguồn của nhánh 2-10 và đầu 5 là nguồn của nhánh 5-13 Nếu có nhiều nhánh, sau khi chọn dây như nói trên thống nhất lại từ một đến hai cỡ dây cho tất cả các nhánh để dễ thi công và phát triển sau này 11.2.2 Tính toán tổn thất công suất trên đường dây phân phối Các trường hợp tải phân bố Phụ tải tập trung Với Phụ tải phân bố đều Với Vừa phân bố tập trung vừa phân bố đều Tính tổn thất công suất theo ba thành phần với giả thiết hệ số công suất của các phụ tải giống nhau Tổn thất công suất của ba trường hợp Chỉ có phân bố Chỉ có tập trung Ảnh hưởng giữa tập trung và phân bố Tổn thất công suất của đường dây bằng tổng ba thành phần tổn thât trên Có thể tính tổn thất theo công suất phụ tải Trường hợp các phụ tải có cùng cos: Trường hợp tải tập trung và phân bố có cos khác nhau Tuỳ theo tính theo công suất hay theo dòng điện mà lập bảng tính tổn thất cho phù hợp 11.2.3 Tính toán tổn thất điện năng - Tổn thất điện năng trên đoạn Trong đó ( hệ số tổn thất ) Kpt: hệ số phụ tải - Tổng tổn thất điện năng trên phát tuyến hay nhánh A Σ phát tuyến (nhánh) = ΣA đoạn - Tổng điện năng trên phát tuyến hay nhánh A Σ phát tuyến (nhánh) = ΣP phụ tải phát tuyến (nhánh).Kpt.8760 - Phần trăm tổn thất điện năng trên phát tuyến hay nhánh - Tổn thất điện năng toàn mạng - Phần trăm tổn thất điện năng toàn mạng (gần đúng: ) 11.3 Tính toán chi phí hàng năm - Tổng chi phí hàng năm của phát tuyến là tổng của ba thành phần TAC = AIC + AEC + ADC Trong đó TAC: tổng chi phí hàng năm AIC: chi phí đầu tư tương đương hàng năm của một đường dây AEC: chi phí tổn thất điện năng hàng năm của một đường dây ADC: chi phí yêu cầu hàng năm để bù vào tổn thất công suất của phát tuyến Tính AIC: AIC = ICF. iF. l ICF: chi phí xây dựng đường dây Đường dây trên không 22kV, mạch đơn cột BTCT là 14m ICF = 10000 – 17000 $/km iF: hệ số khấu hao ( giả thiết là 0,1 ) l: chiều dài đường dây hay đoạn dây (km) Tính AEC: - Tính tổng tổn thất công suất của phát tuyến - Tính hệ số tổn thất Ktt Với Kpt: hệ số phụ tải ( từ đồ thị phụ tải hay từ đầu đề ) c: tiền điện 0,05$/kWh - Nếu tính AEC cho từng đoạn thì dùng Pđoạn thay vì Tính ADC KPR: hệ số đỉnh tổn thất (giả thiết là 0,82)( đỉnh của tổn thất so vớ đỉnh của hệ thống) KR: hệ số dự trữ (1,15) KLSA: hệ số tổn thất cho phép (giả thiết là 1,03) CG: chi phí máy phát (nguồn),$/km (giả thiết 200$/kW công suất phát) CT: chi phí hệ thống truyền tải, $/km (giả thiết 65$/kW) CS: chi phí hệ thống phân phối, $/km (giả thiết 20$/kW) iG,iT,iS: hệ số khấu hao tnh1 trên vốn cố định Giả thiết iG = 0,2 ; iT = 0,125 ; iS = 0,125 Tổng chi phí cho 1 km chiều dài đường dây Nếu tính ADC cho từng đoạn thì dùng Pđoạn thay vì 11.4 Tính toán thiết kế 11.4.1 Chọn dây dẫn cho phát tuyến và tính tổn thất điện áp Tổng các phụ tải trên phát tuyến Phụ tải tương đương qui về cuối đường dây Chọn x0 = 0,4, áp dụng công thức tính r0 Với Uđm = 22kV; cos = 0,8 ; sin = 0,6 ta có: Chọn dây dẫn thoả điều kiện Tra tài liệu chọn dây dẫn loại AC-150 có ro = 0,21; d = 17 mm ; Icp = 445A. Dây trung tính : AC- 120 có ro = 0,27; d = 15,2mm Dòng điện tổng Itổng = < Icp Chọn khoảng cách trung bình pha của đường dây 22kV là 1,2m suy ra cảm kháng Hằng số sụt áp Sụt áp thực tế : Vậy nên: Dây dẫn đã chọn đạt yêu cầu về sụt áp cho phép Bảng tính toán sụt áp trên phát tuyến Đoạn Loại dây l km ro xo Cos Sin Spb kVA spb km Uphat tuyến% 1-2 AC-150 12 0,21 0,325 0,8 0,6 4000 6 3,6 11.4.2 Tính toán tổn thất công suất trên đường dây Trường hợp phụ tải phân bố đều Tổn thất công suất tác dụng Với Phần trăm tổn thất công suất tác dụng 11.4.3 Tính tổn thất điện năng Hệ số tổn thất điện năng Tổn thất điện năng trên phát tuyến Điện năng tiêu thụ hàng năm Phần trăm tổn thất điện năng hàng năm Bảng tính toán tổn thất công suất và tổn thất điện năng trên phát tuyến Đoạn l km ro xo Cos spb km Pđoạn kWh Ađoạn kWh 1-2 12 0,21 0,325 0,8 12/3 111,074 603265,1 11.4.4 Tính tổng chi phí hàng năm của phát tuyến Xác định AIC: AIC = ICF. iF. l = 14000.0,1.12 = 16800($/năm) Xác định AEC: AEC = 111,074.0,62.8760 = 603265,1($/năm) Xác định ADC: ADC = 111,074.0,82.1,15.1,03.[(200.0,2) + (65.0,125) +(20.0,125)] = 5462($/năm) Tổng chi phí hàng năm TAC = AIC + AEC + ADC = 16800 + 603265,1 + 5462 = 625527,1 ($/năm) Chi phí hàng năm bình quân cho 1km Giá thành tải điện cho 1 kWh điện năng của toàn mạng Chương 12 TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BÙ ỨNG ĐỘNG 12.1 Khái niệm - Trong quá trình phân phối điện năng từ nhà máy đến phụ tải, tổn thất là không tránh khỏi do các tính chất về điện và việc đo lường điện năng trong hệ thống điện , bao gồm cả tổn thất truyền tải và tổn thất phân phối - Vấn đề đặt ra là thế nào làm giảm nhỏ các tổn thất này. Một trong những biện pháp giảm tổn thất điện năng là đặt tụ bù để nâng cao cos đường dây - Tác dụng của tụ bù ngang trong mạg phân phối + Tăng khả năng tải của đường dây + Giảm tổn thất công suất và tổn thất điện năng + Cải thiện tình trạng điện áp 12.2 Tính toán bù công suất kháng Sơ đồ tuyến đường dây Các thông số tính toán - Điện trở đường dây: R = 2,52 - Cấp điện áp: Uđm = 22kV - Công suất phản kháng tập trung ở cuối kể cả có bù phía sau: 600kVAr - Công suất phản kháng bù phía sau: 0kVAr - Công suất phản kháng phân bố: 4800kVAr - Công suất tác dụng tải tập trung :800kW - Công suất tác dụng tải phân bố: 6400 kW - Hệ số phụ tải Kpt = 0,75 - Tiền điện năng: K1 = 0,05$/kWh - Chi phí hàng năm nguồn phát: K2 = 20($/kW/năm) - Chi phí hàng năm của tụ bù: K3 = 0,5($/kVAr/năm) - Thời gian đóng tụ: T = 8760 h/năm - Chỉ có tải phân bố: 12.3 Tính toán mẫu cho phương án 4 vị trí bù Hệ số bù tổng CT = 0,55 Tổng công suất tụ bù Qtt = 600 kVAr Qpb = 4800 kVAr Qtổng = Qtt + Qpb = 600 + 4800 = 5400 kVAr Qbù = CT.Qtổng = 0,55.5400 = 2970 kVAr Số vị trí bù dự kiến: 4 vị trí Hệ số bù ở 1 vị trí c = Vị trí bù Thế vào phương trình ta có kết quả x1 = 1 x2 = 0,82 x3 = 0,617 x4 = 0,413 Vị trí bù tính từ đầu phát tuyến x1 = 0,413 ; x2 = 0,617 ; x3 = 0,82; x4 = 1 Công suất bù ở 1 vị trí Qbù 1 = Phần trăm giảm tổn thất điện năng so với tổn thất điện năng ban đầu Phần trăm giảm tổn thất điện năng so với tổn thất điện năng do công suất kháng khi đoạn đường dây có đặt tụ bù và các đoạn đường dây phía sau đã có bù rồi %Giảm_ = 3.1.0,1375.1,3308 = 54,896% Phần trăm tổn thất điện năng so vớ tổn thất điện năng ban đầu khi chưa có đoạn nào đặt tụ bù, ta thực hiện các phép tính sau: + Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn đường dây do thành phần công suất tác dụng của phụ tải Ptt = 800 kW Ppb = 6400 kW = + Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn đường dây do thành phần công suất phản kháng của phụ tải với các đoạn phía sau đã có tính bù rồi = + Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn đường dây do thành phần công suất phản kháng của phụ tải khi chưa đoạn nào tính bù (ban đầu) = + Từ đó tính được phần trăm giảm tổn thất điện năng so vớiA ban đầu khi chưa có đoạn nào đặt tụ bù %Giảm_A = Phần trăm giiảm tổn thất điện năng so với điện năng cung cấp cho phụ tải + Điện năng cung cấp cho phụ tải + Giảm tổn thất điện năng sau khi bù + Hệ số tổn thất = + Suy ra phần trăm giảm tổn thất điện năng so với điện năng cung cấp cho phụ tải %Giảm_A Phần trăm tổn thất điện năng ban đầu khi chưa có đoạn nào được tính bù so với A = Phần trăm tổn thất điện năng sau khi bù so với điện năng A = 1,81 – 0,36 = 1,45% Phần trăm tổn thất công suất so với tổn thất công suất ban đầu Phần trăm giảm P so với P khi đoạn đường dây có đặt tụ bù và các đoạn phía sau đã có bù rồi: %Giảm_ = 3.1.0,13755.2,1595= 89,08% Phần trăm tổn thất công suất so với P kh chưa có đoạn nào đặt tụ bù (ban đầu) %Giảm_P = Phần trăm tổn thất công suất so với công suất cung cấp cho phụ tải: %Giảm_P = Phần trăm tổn thất công suất ban đầu khi chưa có đoạn nào được tính bù so với P = Phần trăm tổn thất công suất sau khi bù = 2,19 – 0,7 = 1,49% Điện năng giảm tổn thất Giảm_ =Atrước bù = Pphát tuyến . Ktt .8760 = 157,934.0,62.8760 = 857771,1408 kWh Giảm _A = Tiết kiệm do giảm tổn thất điện năng Tiết kiệm 1 = Giảm_ = Công suất giảm tổn thất Giảm_P = %Giảm_P = Tiết kiệm do giảm tổn thất công suất Tiết kiệm 2 = Giảm_P.K2 = 50,6.20 =1012,93$ Chi phí tụ bù Chi phí tụ bù = Qbù.K3 = 2970.0,5 = 1485$ Tổng tiết kiệm Tổng tiết kiệm = tiết kiệm 1 + tiết kiệm 2 - chi phí tụ bù = 8474,78 + 1012,93 – 1485 = 8002.71 $ Bảng tổng hợp kết quả phương án 4 vị trí bù Số vị trí bù 4 Công suất phản kháng tổng Qtổng(kVAr) 5400 Hệ số bù CT 0,55 Tổng công suất bù (kVAr) 2970 0,111 0,89 c 0,1375 Vị trí đặt tụ bù (đvtđ) X1 = 0,413;X2 = 0,617 X3 = 0,82;X4 = 1 Qbù tại mỗi vị trí (kVAr) 742,5 %Giảm_A 19,76% %Giảm_A 0,36% %A 1,81% %A 1,45% %Giảm_P 89,08% %Giảm_P 0,7% %P 2,19% %P 1,49% Giảm_A(MWh) 169,495 Tiết kiệm 1 ($) 8474,78 Giảm_P(kW) 50,65 Tiết kiệm 2 ($) 1012,93 Chi phí tụ bù ($) 1485 Tổng tiết kiệm ($) 8002,71 12.4 Phương án 5 vị trí đặt tụ bù Trình tự tính toán giống như tính toán cho phương án 4 vị trí đặt tụ bù ta được kết quả sau: Bảng tổng hợp kết quả phương án 5 vị trí bù Số vị trí bù 5 Công suất phản kháng tổng Qtổng(kVAr) 5400 Hệ số bù CT 0,56 Tổng công suất bù (kVAr) 3024 0,111 0.89 c 0,112 Vị trí đặt tụ bù (đvtđ) X1 = 0,38;X2 = 0,545 X3 = 0,711; X4 = 0,877 X5 = 1 Qbù tại mỗi vị trí (kVAr) 604,8 %Giảm_A 19,85% %Giảm_A 0,36% %A 1,81% %A 1,45% %Giảm_P 89,62% %Giảm_P 0,71% %P 2,19% %P 1,48% Giảm_A(MWh) 169,924 Tiết kiệm 1 ($) 8496,18 Giảm_P(kW) 50,96 Tiết kiệm 2 ($) 1019,1 Chi phí tụ bù ($) 1512 Tổng tiết kiệm ($) 8003,285 12.5 Phương án 6 vị trí đặt tụ bù Trình tự tính toán giống như tính toán cho phương án 4 vị trí đặt tụ bù ta được kết quả sau: Bảng tổng hợp kết quả phương án 6 vị trí bù Số vị trí bù 6 Công suất phản kháng tổng Qtổng(kVAr) 5400 Hệ số bù CT 0,56 Tổng công suất bù (kVAr) 3024 0,111 0.89 c 0,093 Vị trí đặt tụ bù (đvtđ) X1 = 0,366;X2 = 0,504 X3 = 0,642; X4 = 0,78 X5 = 0,918; X6 = 1 Qbù tại mỗi vị trí (kVAr) 504 %Giảm_A 19,85% %Giảm_A 0,36% %A 1,81% %A 1,45% %Giảm_P 89,65% %Giảm_P 0,71% %P 2,19% %P 1,49% Giảm_A(MWh) 170,093 Tiết kiệm 1 ($) 8504,64 Giảm_P(kW) 50,97 Tiết kiệm 2 ($) 1019,44 Chi phí tụ bù ($) 1512 Tổng tiết kiệm ($) 8012,079 12.6 Phương án 7 vị trí đặt tụ bù Trình tự tính toán giống như tính toán cho phương án 4 vị trí đặt tụ bù ta được kết quả sau: Bảng tổng hợp kết quả phương án 7 vị trí bù Số vị trí bù 7 Công suất phản kháng tổng Qtổng(kVAr) 5400 Hệ số bù CT 0,56 Tổng công suất bù (kVAr) 3024 0,111 0.89 c 0,08 Vị trí đặt tụ bù (đvtđ) X1 = 0,356;X2 = 0,474 X3 = 0,593; X4 = 0,711 X5 = 0,829; X6 = 0,948 X7 = 1 Qbù tại mỗi vị trí (kVAr) 432 %Giảm_A 19,88% %Giảm_A 0,36% %A 1,81% %A 1,45% %Giảm_P 89,67% %Giảm_P 0,71% %P 2,19% %P 1,49% Giảm_A(MWh) 170,195 Tiết kiệm 1 ($) 8509,77 Giảm_P(kW) 50,98 Tiết kiệm 2 ($) 1019,69 Chi phí tụ bù ($) 1512 Tổng tiết kiệm ($) 8017,455 12.7 So sánh lựa chọn phương án bù Việc lựa chọn phương án bù cho hợp lý và kinh tế, ta dựa vào phương án nào có tổng tiết kiệm hàng năm lớn nhất. Trong 4 phương án trên ta thấy phương án 7 vị trí tụ bù có tổng tiết kiệm hàng năm lớn nhất Do đó ta chọn phương án 7 vị trí tụ bù là phương án tối ưu nhất Tạo số liệu mới sau khi đặt tụ bù Số đoạn sau khi đặt tụ bù : 7 đoạn Đoạn 1 = l.(X1 – X2) = 12 (1 – 0,948) = 0,63 Đoạn 2 = l.(X2 – X3) = 12 (0,948 – 0,829) = 1,42 Đoạn 3 = l.(X3 – X4) = 12 (0,829 – 0,711) = 1,42 Đoạn 4 = l.(X4 – X5) = 12 (0,711 – 0,593) = 1,42 Đoạn 5 = l.(X5 – X6) = 12 (0,593 – 0,474) = 1,42 Đoạn 6 = l.(X6 – X7) = 12 (0,474 – 0,356) = 1,42 Đoạn 7 = l.(X7 – 0) = 12 (0,356 – 0) = 4,27 Thông số trên đoạn 1: (đầu 7, cuối 8) Chiều dài: l1 = 0,63km Phụ tải lấy ra ở cuối đoạn P = 800 kW Q = 600 kVAr Phụ tải phân bố đều trên đoạn Công suất tụ bù: 432 kVAr Tính toán tương tự cho các đoạn: 2(đầu 6, cuối 7), 3(đầu 5, cuối 6), 4(đầu 4, cuối 5),5(đầu 3, cuối 4), 6(đầu 2, cuối 3), 7(đầu 1, cuối 2) Bảng số liệu mới sau khi đặt 7 vị trí tụ bù Đoạn l(km) Ppb(kW) Qpb(kVAr) Qbù(kVAR) 1-2 4,27 2277,33 1708 432 2-3 1,42 757,33 568 432 3-4 1,42 757,33 568 432 4-5 1,42 757,33 568 432 5-6 1,42 757,33 568 432 6-7 1,42 757,33 568 432 7-8 0,63 336 252 432 Sơ đồ tuyến đường dây khi có bố trí bù: 12.8 Tính toán tổn thất lúc phụ tải cực đại có bù công suất phản kháng Tính toán cho đoạn 7 - 8 Điện trở R = ro.l = 0,21.0,63 = 0,132 Cảm kháng X = xo.l = 0,335.0,63 = 0,211 Phụ tải lấy ra ở nút cuối P = 800 kW Q = 600 kVAr Phụ tải tập trung ở cuối Ptt = 800 kW Qtt = 600 – 432 = 168 kVAr Phụ tải phân bố trên đoạn Ppb = 336 kW Qpb = 252 kVAr Công suất tụ bù Qbù = 432 kVAr Phần trăm sụt áp do phụ tải tập trung, phân bố = = Phần trăm sụt áp trên đoạn = 0,029 + 0,01 = 0,039% Tổn thất công suất chỉ do phụ tải tập trung, phân bố Tổn thất công suất do phụ tải ảnh hưởng tập trung và phân bố Tổn thất công suất trên đoạn Tính toán cho đoạn 6 - 7 Điện trở R = ro.l = 0,21.1,42 = 0,298 Cảm kháng X = xo.l = 0,335.1,42 = 0,476 Phụ tải lấy ra ở nút cuối P = 0 kW Q = 0 kVAr Phụ tải tập trung ở cuối Ptt = 336 + 800 = 1136 kW Qtt = 252 + 168 – 432 = -12 kVAr Phụ tải phân bố trên đoạn Ppb = 757,33kW Qpb = 568 kVAr Công suất tụ bù Qbù = 432 kVAr Phần trăm sụt áp do phụ tải tập trung, phân bố = = Phần trăm sụt áp trên đoạn = 0,07 + 0,051 = 0,121% Tổn thất công suất chỉ do phụ tải tập trung, phân bố Tổn thất công suất do phụ tải ảnh hưởng tập trung và phân bố Tổn thất công suất trên đoạn Tính toán tương tự cho các đoạn: 5-6; 4-5; 3-4; 2-3; 1-2, ta có bảng sau Đoạn 7-8 6-7 5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 R() 0,132 0,298 0,298 0,298 0,298 0,298 0,898 X() 0,211 0,476 0,476 0,476 0,476 0,476 1,432 Ptảicuối (kW) 800 0 0 0 0 0 0 Qtảicuối (kVAr) 600 0 0 0 0 0 0 Ptt (kW) 800 1136 1893,33 2650,66 3407,99 4165,32 4922,65 Qtt (kVAr) 168 -12 124 260 396 532 668 Ppb (kW) 336 757,33 757,33 757,33 757,33 757,33 2277,53 Qpb (kVAr) 252 568 568 568 568 568 1708 Qbù (kVAr) 432 432 432 432 432 432 432 Utt(%) 0,029 0,069 0,129 0,189 0,249 0,309 1,11 Ppb(%) 0,01 0,051 0,051 0,051 0,051 0,051 0,464 Uđoạn (%) 0,039 0,12 0,18 0,24 0,3 0,36 1,574 Ptt (kW) 0,182 0,794 2,215 4,364 7,242 10,848 45,722 Ppb (kW) 0,0256 0,184 0,184 0,184 0,184 0,184 5,02 Ptt,pb (kW) 0,085 0,525 0,925 1,326 1,726 2,126 22,914 Pđoạn (kW) 0,2926 1,503 3,324 5,874 9,152 13,158 73,656 12.9 Tính toán bù ứng động Phụ tải min = 40% phụ tải max, tính từ đoạn cuối trở ngược về nguồn Tính toán cho đoạn 7-8 Tổng phụ tải của phần đường dây phía sau lúc phụ tải cực tiểu, tải này coi như một tải tập trung = 600.0,4 = 240 kVAr Pttmin = 800.0,4 = 320 kW Hệ số công suất của phần phụ tải tập trung ngay sau tụ: Tiến hành bù ứng động Yêu cầu hệ số công suất ở cuối đường dây ngay sau tụ điện là 0,95 trễ ứng với , suy ra lượng bù lúc phụ tải cực tiểu = 240 – 320.0,33 = 134,4 kVAr Qc,ứngđộng = 432 – 134,4 = 297,6 kVAr Tính toán cho đoạn 6 -7 Tổng phụ tải của phần đường dây phía sau lúc phụ tải cực tiểu, tải này coi như một tải tập trung = 252.0,4 = 100,8 kVAr Pttmin = 336.0,4 = 134,4 kW Hệ số công suất của phần phụ tải tập trung ngay sau tụ: Tiến hành bù ứng động Yêu cầu hệ số công suất ở cuối đường dây ngay sau tụ điện là 0,95 trễ ứng với , suy ra lượng bù lúc phụ tải cực tiểu = 100,8 – 134,4.0,33 = 56,45kVAr Qc,ứngđộng = 432 – 56,45 = 375,55 kVAr Tính toán cho đoạn 5 -6 Tổng phụ tải của phần đường dây phía sau lúc phụ tải cực tiểu, tải này coi như một tải tập trung = 568.0,4 = 227,2 kVAr Pttmin = 757,33.0,4 = 302,932 kW Hệ số công suất của phần phụ tải tập trung ngay sau tụ: Tiến hành bù ứng động Yêu cầu hệ số công suất ở cuối đường dây ngay sau tụ điện là 0,95 trễ ứng với , suy ra lượng bù lúc phụ tải cực tiểu = 227,2 – 302,932.0,33 = 127,23kVAr Qc,ứngđộng = 432 – 127,32 = 304,68 kVAr Tính toán tương tự cho các đoạn: 4 – 5; 3 – 4; 2 – 3;1 – 2 Đoạn Qbù,kháng(kVAr) Qc,min(kVAr) Qc,ứngđộng(kVAr) 1 – 2 432 127,23 304,68 2 – 3 432 127,23 304,68 3 – 4 432 127,23 304,68 4 – 5 432 127,23 304,68 5 – 6 432 127,23 304,68 6 – 7 432 56,45 375,55 7 - 8 432 134,4 297,6 12.10 Tính toán lúc phụ tải cực tiểu và có bù ứng động Bảng số liệu lúc phụ tải cực tiểu Đoạn l km Pttcuối kW Qtt kVAr Ppb kW Qpb kVAr Qbùcuối đoạn kVAr Qbù ứng động kVAr 1-2 4,27 0 0 911 683,2 127,23 304,68 2-3 1,42 0 0 302,932 227,2 127,23 304,68 3-4 1,42 0 0 302,932 227,2 127,23 304,68 4-5 1,42 0 0 302,932 227,2 127,23 304,68 5-6 1,42 0 0 302,932 227,2 127,23 304,68 6-7 1,42 0 0 302,932 227,2 56,45 375,55 7-8 0,63 320 240 134,4 100,8 134,4 297,6 Tính toán cho đoạn 7 – 8 Điện trở R = ro.l = 0,21.0,63 = 0,132 Cảm kháng X = xo.l = 0,335.0,63 = 0,211 Phụ tải lấy ra ở nút cuối P = 320 kW Q = 240 kVAr Stt = 400 kVA Phụ tải tập trung ở tải cuối Ptt = 320 kW Qtt = Q - Qbù = 240 – 134,4 = 105,6 kVAr Phụ tải phân bố trên đoạn Ppb = 134,4 kW Qpb = 100,8 kVAr Công suất tụ bù: Qbù min = 134,4 kVAr Phần trăm sụt áp do phụ tải tập trung, phân bố = = Phần trăm sụt áp trên đoạn = 0,013 + 0,004 = 0,017% Tổn thất công suất chỉ do phụ tải tập trung, phân bố Tổn thất công suất do phụ tải ảnh hưởng tập trung và phân bố Tổn thất công suất trên đoạn Tính toán cho đoạn 6 - 7 Điện trở R = ro.l = 0,21.1,42 = 0,298 Cảm kháng X = xo.l = 0,335.1,42 = 0,476 Phụ tải lấy ra ở nút cuối P = 0 kW Q = 0 kVAr Phụ tải tập trung ở cuối Ptt = 302,932 + 134,4 = 437,332 kW Qtt = 100,8 + 134,4 - 56,45 = 149,8 kVAr Phụ tải phân bố trên đoạn Ppb = 302,932 kW Qpb = 227,2 kVAr Công suất tụ bù Qbù min = 56,45 kVAr Phần trăm sụt áp do phụ tải tập trung, phân bố = = Phần trăm sụt áp trên đoạn = 0,042 + 0,02 = 0,062% Tổn thất công suất chỉ do phụ tải tập trung, phân bố Tổn thất công suất do phụ tải ảnh hưởng tập trung và phân bố Tổn thất công suất trên đoạn Tính toán cho đoạn 5 - 6 Điện trở R = ro.l = 0,21.1,42 = 0,298 Cảm kháng X = xo.l = 0,335.1,42 = 0,476 Phụ tải lấy ra ở nút cuối P = 0 kW Q = 0 kVAr Phụ tải tập trung ở cuối Ptt = 437,332 + 302,932 = 740,264 kW Qtt = 227,2 + 149,8 – 127,23 = 249,77 kVAr Phụ tải phân bố trên đoạn Ppb = 302,932 kW Qpb = 227,2 kVAr Công suất tụ bù Qbù min = 127,23 kVAr Phần trăm sụt áp do phụ tải tập trung, phân bố = = Phần trăm sụt áp trên đoạn = 0,071 + 0,02 = 0,091% Tổn thất công suất chỉ do phụ tải tập trung, phân bố Tổn thất công suất do phụ tải ảnh hưởng tập trung và phân bố Tổn thất công suất trên đoạn Tính toán tương tự cho các đoạn : 4-5; 3-4; 2-3; 1-2,ta có bảng tổng hợp kết quả tính toán sau: Đoạn 7-8 6-7 5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 R() 0,132 0,298 0,298 0,298 0,298 0,298 0,898 X() 0,211 0,476 0,476 0,476 0,476 0,476 1,432 Ptảicuối (kW) 800 0 0 0 0 0 0 Qtảicuối (kVAr) 600 0 0 0 0 0 0 Ptt (kW) 320 437,332 740,246 1043,178 1346,11 1649,04 1952 Qtt (kVAr) 240 149,8 249,77 349,74 525,442 701,144 876,846 Ppb (kW) 304,4 302,932 302,932 302,932 302,932 302,932 911 Qpb (kVAr) 100,8 227,2 227,2 227,2 227,2 227,2 683,2 Qbù,min (kVAr) 134,4 56,45 127,23 127,23 127,23 127,23 127,23 Qbù,ứngđộng (kVAr) 297,6 375,55 304,68 304,68 304,68 304,68 304,68 Utt(%) 0,0192 0,042 0,071 0,099 0,128 0,156 0,556 Upb(%) 0,004 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,186 Uđoạn (%) 0,0232 0,062 0,092 0,12 0,148 0,177 0,742 Ptt (kW) 0,0436 0,141 0,391 0,766 1,267 1,892 7,96 Ppb (kW) 0,0232 0,029 0,029 0,029 0,029 0,029 0,803 Ptt,pb (kW) 0,018 0,106 0,176 0,246 0,317 0,387 4,149 Pđoạn (kW) 0,0848 0,276 0,596 1,042 1,613 2,309 12,912 Chương 13 PHÂN BỐ CÔNG SUẤT CHO TRẠM 13.1 Kết quả bù công suất kháng - Hệ số bù tổng Ct = 0,56 - Tổng công suất tụ bù: 3024kVAr - Số vị trí tụ bù: 7 vị trí - Vị trí đặt tụ bù tính từ đầu đoạn bắt đầu từ tụ đầu (đvtđ): Vị trí 1 = 0,356 Vị trí 2 = 0,474 Vị trí 3 = 0,593 Vị trí 4 = 0,711 Vị trí 5 = 0,829 Vị trí 6 = 0,948 Vị trí 7 = 1 - Công suất tụ bù tại một vị trí: 432 kVAr - Phần trăm giảm tổn thất điện năng so với điện năng cung cấp cho phụ tải: 0,36% - Phần trăm tổn thất điện năng ban đầu so với điện năng khi chưa bù: 1,81% - Phần trăm tổn thất điện năng sau khi bù so với điện năng: 1,45% - Điện năng giảm tổn thất (tính theo hệ số phụ tải): 170,195 MWh - Tiết kiệm do giảm tổn thất điện năng: 8509,77 $ - Tiết kiệm do giảm tổn thất công suất: 1019,69 $ - Chi phí tụ bù: 1512 $ - Tổng tiết kiệm hàng năm: 8017,455 $ - Chiều dài các đoạn mới trong đoạn 1-2 ban đầu, tính từ cuối đoạn trở về đầu đoạn Đoạn 1 = 0,63 km Đoạn 2 = 1,42 km Đoạn 3 = 1,42 km Đoạn 4 = 1,42 km Đoạn 5 = 1,42 km Đoạn 6 = 1,42 km Đoạn 7 = 4,27 km 13.2 Kết quả tổng tiết kiệm theo bù tổng Ct Ct Tổng tiết kiệm ($/năm) 0.10 3053.6439 0.11 3310.7814 0.12 3557.9086 0.13 3796.5367 0.14 4029.6395 0.15 4251.8186 0.16 4465.8612 0.17 4677.2827 0.18 4876.1330 0.19 5067.2788 0.20 5250.8418 0.21 5426.9438 0.22 5595.7065 0.23 5757.2519 0.24 5922.4984 0.25 6071.2231 0.26 6213.2006 0.27 6348.5577 0.28 6477.4209 0.29 6599.9166 0.30 6716.1714 0.31 6826.3119 0.32 6930.4646 0.33 7028.7560 0.34 7121.3126 0.35 7208.2611 0.36 7289.7279 0.37 7365.8396 0.38 7436.7227 0.39 7502.5033 0.40 7583.5686 0.41 7641.0213 0.42 7693.8291 0.43 7742.1207 0.44 7786.0246 0.45 7825.6694 0.46 7861.1839 0.47 7892.6966 0.48 7920.3362 0.49 7944.2313 0.50 7964.5104 0.51 7981.3023 0.52 7994.7356 0.53 8004.9389 0.54 8012.0408 0.55 8816.1699 0.56 8017.445 0.57 8016.0245 0.58 8012.0071 0.59 8005.5315 0.6 7996.7263 0.61 7985.7201 0.62 7972.6416 0.63 7957.6193 0.64 7940.7819 0.65 7922.2580 0.66 7902.1762 0.67 7880.6653 0.68 7857.8537 0.69 7833.8702 0.7 7808.8433 0.71 7782.9017 0.72 7756.1740 0.73 7728.7888 0.74 7700.8749 0.75 7672.5606 0.76 7643.9749 0.77 7615.2461 0.78 7586.5030 0.79 7557.8743 0.8 7529.4884 0.81 7501.4741 Hình 13.1: Sơ đồ biểu diễn tổng tiết kiệm hàng năm 13.3 Sơ đồ tuyến đường dây lúc phụ tải max và lúc phụ tải min = 40 % phụ tải max 13.4 Phân bố công suất và trạm cho tuyến đường dây sau khi có bù công suất kháng - Tổng số trạm biến áp dọc đường dây: 20 trạm - Dòng điện cho phép đường dây:445A - Khi đặt máy biến áp,tụ bù dọc đường dây, chiều dài các đoạn đường dây tính từ đầu nguồn Chiều dài đoạn 1: 0,6 km Chiều dài đoạn 2: 0,6 km Chiều dài đoạn 3: 0,6 km Chiều dài đoạn 4: 0,6 km Chiều dài đoạn 5: 0,6 km Chiều dài đoạn 6: 0,6 km Chiều dài đoạn 7: 0,6 km Chiều dài đoạn 8: 0,074 km Chiều dài đoạn 9: 0,526 km Chiều dài đoạn 10: 0,6 km Chiều dài đoạn 11: 0,294 km Chiều dài đoạn 12: 0,306 km Chiều dài đoạn 13: 0,6 km Chiều dài đoạn 14: 0,513 km Chiều dài đoạn 15: 0,087 km Chiều dài đoạn 16: 0,6 km Chiều dài đoạn 17: 0,6 km Chiều dài đoạn 18: 0,132 km Chiều dài đoạn 19: 0,468 km Chiều dài đoạn 20: 0,6 km Chiều dài đoạn 21: 0,352 km Chiều dài đoạn 22: 0,248 km Chiều dài đoạn 23: 0,6 km Chiều dài đoạn 24: 0,571 km Chiều dài đoạn 25: 0,029