Đồ án Tình hình thiết kế mạng lưới điện

LỜI NÓI ĐẦU Điện năng là dạng năng lượng được sử dụng rộng rãi nhất trong tất cả các lĩnh vực hoạt động kinh tế và đời sống của con người. Nhu cầu sử dụng điện ngày càng cao, chính vì vậy chúng ta cần xây dựng thêm các hệ thống điện nhằm đảm bảo cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ. Hệ thống điện bao gồm các nhà máy điện, các mạng điện và các hộ tiêu thụ điện được liên kết với nhau thành một hệ thống để thực hiện quá trình sản xuất, truyền tải, phân phối và tiêu thụ điện năng. Mạng điện là một tập hợp gồm có các trạm biến áp, trạm đóng cắt, các đường dây trên không và các đường dây cáp. Mạng điện được dùng để truyền tải và phân phối điện năng từ các nhà máy điện đến các hộ tiêu thụ. Cùng với sự phát triển công nghiệp hoá, hiện đại hoá đất nước. Công nghiệp điện lực giữ vai trò quan trọng do điện năng là nguồn năng lượng được sử dụng rộng rãi nhất trong nền kinh tế quốc dân. Ngày nay nền kinh tế nước ta đang trên đà phát triển mạnh mẽ, đời sống không ngừng nâng cao, các khu đô thị, dân cư cũng như các khu công nghiệp xuất hiện ngày càng nhiều, do đó nhu cầu về điện năng tăng trưởng không ngừng. Để đáp ứng được nhu cầu cung cấp điện ngày càng nhiều và không ngừng của đất nước của điện năng thì công tác quy hoạch và thiết kế mạng lưới điện đang là vấn đề cần quan tâm của ngành điện nói riêng và cả nước nói chung. Đồ án tốt nghiệp Thiết kế mạng lưới điện giúp sinh viên áp dụng được những kiến thức đã học để thực hiện được những công việc đó. Tuy là trên lý thuyết nhưng đã phần nào giúp cho sinh viên hiểu được hơn thực tế, đồng thời có những khái niệm cơ bản trong công việc quy hoạch và thiết kế mạng lưới điện và cũng là bước đầu tiên tập dượt để có những kinh nghiệm cho công việc sau này nhằm đáp ứng đúng đắn về kinh tế và kỹ thuật trong công việc thiết kế và xây dựng mạng lưới điện, sẽ mang lại hiệu quả cao đối với nền kinh tế đang phát triển ở nước ta nói chung và đối với ngành điện nói riêng. Việc thiết kế mạng lưới điện phải đạt được những yêu cầu về kỹ thuật đồng thời giảm tối đa được vốn đầu tư trong phạm vi cho phép là vô cùng quan trọng đối với nền kinh tế nước ta . Bản đồ án này bao gồm hai phần: Phần thứ nhất có nhiệm vụ thiết kế mạng điện khu vực gồm hai nhà máy nhiệt điện điện, một trạm biến áp trung gian và 9 phụ tải. Phần thứ hai có nhiệm vụ tính toán thiết kế cho một đường dây trên không. PHẦN I : THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC CHƯƠNG 1 CÁC LỰA CHỌN KỸ THUẬT CƠ BẢN PHÂN TÍCH NGUỒN ĐIỆN CUNG CẤP VÀ PHỤ TẢI: Phân tích nguồn và phụ tải của mạng điện là một phần quan trọng trong tính toán thiết kế. Tính toán thiết kế có chính xác hay không hoàn toàn phụ thuộc vào mức độ chính xác của công tác thu thập phụ tải và phân tích nó. Phân tích nguồn là một việc làm cần thiết nhằm định hướng phương thức vận hành của nhà máy điện, phân bố công suất giữa các tổ máy, hiệu suất, cosj và khả năng điều chỉnh. Các thông số của phụ tải và nguồn điện: 1.1.1 Phụ tải: Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Pmax(MW) 38 29 18 38 29 29 18 29 18 Cosj 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Qmax(MVAr) 18,40 14,04 8,72 18,40 14,04 14,04 8,72 14,04 8,72 Y/c đ/c U Kt Kt Kt Kt Kt Kt Kt Kt Kt Loại PT I I I I I I I I I Udm (kV) 10 10 10 10 10 10 10 10 10 Tmax = 5500h Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại. Hệ số đồng thời k = 1. Các phụ tải đều là phụ tải loại 1. 1.1.2 Nguồn điện: Mạng điện được thiết kế bao gồm hai nhà máy nhiệt điện cung cấp cho 9 phụ tải. Nhà máy nhiệt điện I gồm 4 tổ máy, mỗi tổ máy có công suất định mức là 50MW, công suất đặt: PĐNĐ = 4.50 = 200 MW. Hệ số công suất Cosử = 0,85 Nhà máy nhiệt điện II gồm 3 tổ máy mỗi tổ máy có công suất định mức là PFđm=50MW, công suất đặt là PĐNĐ=3.50 = 150MW. Hệ số công suất Cosử=0,85 Hai nhà máy đặt cách nhau 140 Km theo đường thẳng. Đặc điểm của nhà máy nhiệt điện là hiệu suất thấp (Khoảng 30%) thời gian khởi động lâu (nhanh nhất cũng mất từ 4 đến 10 giờ ), nhưng điều kiện làm việc của nhà máy nhiệt điện là ổn định, công suất phát ra có thể thay đổi tuỳ ý, điều đó phù hợp với sự thay đổi của phụ tải trong mạng điện. Thời gian xuất hiện phụ tải cực tiểu thường chỉ vài giờ trong ngày, nên muốn đảm bảo cung cấp điện liên tục cho phụ tải nằm rải rác xung quanh nhà máy nhiệt điện ta dùng nguồn điện dự phòng nóng. Chế độ làm việc của nhà máy nhiệt điện chỉ đảm bảo được tính kinh tế khi nó vận hành với (80 – 85%Pđm). Trong 9 phụ tải của mạng điện đều là hộ loại 1, các hộ nằm rải rác xung quanh nhà máy nên nó tạo điều kiện thuận lợi cho việc vạch các phương án nối dây, kết hợp với việc cung cấp điện cho phụ tải nối liền giữa hai nhà máy. Để đảm bảo cung cấp điện cho các phụ tải ta phải quan tâm đến tính chất của các phụ tải, tạo ra phương thức cung cấp điện đáp ứng yêu cầu của các hộ phụ tải. 1.2. CÁC LỰA CHỌN KỸ THUẬT 1.2.1. Kết cấu lưới: Các phụ tải được cấp điện bằng hai đường dây song song từ hai thanh cái độc lập của nhà máy, hoặc trạm trung gian, hoặc bằng hai đường dây mạch vòng kín từ trạm trung gian và phụ tải khác sang, qua máy cắt tổng, máy cắt liên lạc, máy cắt đường dây. Đường dây liên lạc giữa hai nhà máy thiết kế bằng hai đường song song, cấp điện cho phụ tải số 1 nằm giữa hai nhà máy. Chọn loại đường dây đi trên không (ĐDK). Dây dẫn loại AC để tạo độ bền cơ học và cột bê tông li tâm cốt thép, xà, sứ do việt nam sản xuất. 1.2.2. Kết cấu trạm biến áp: Để đảm bảo cấp điện liên tục các trạm trung gian cấp điện cho phụ tải đều dùng hai máy biến áp, thanh cái độc lập qua máy cắt liên lạc. Máy cắt sử dụng loại cùng cấp điện áp do nước ngoài sản xuất. 1.3. LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP ĐỊNH MỨC CHO MẠNG ĐIỆN Việc chọn cấp điện áp vận hành cho mạng điện là một vấn đề rất quan trọng, nó ảnh hưởng đến tính vận hành kinh tế kỹ thuật của mạng điện. Tuỳ thuộc vào giá trị công suất cần truyền tải và độ dài tải điện mà ta chọn độ lớn của điện áp vận hành sao cho kinh tế nhất. Nên công suất truyền tải lớn và tải đi xa ta dùng cấp điện áp lớn lợi hơn, vì rằng giảm được đáng kể lượng công suất tổn thất trên đường dây và trong máy biến áp, tuy nhiên tổn thất do vầng quang điện tăng và chi phí cho cách điện đường dây và máy biến áp cũng tăng. Do vậy ta cần cân nhắc kỹ lưỡng để chọn ra cấp điện áp vận hành hợp lý nhất cho mạng điện. Ở đây điện áp vận hành của mạng điện được xác định theo công thức kinh nghiệm sau: U = 4,34. P là công suất đường dây cần truyền tải (MW). L là khoảng cách cần truyền tải công suất. U là điện áp định mức vận hành (KV) . Ta tính toán điện áp định mức cho từng tuyến dây, sau đó chọn điện áp truyền tải chung cho toàn mạng. Chọn cấp điện áp định mức của lưới điện tính cho từng nhánh, tính từ nhà máy điện gần nhất đến nút tải, để đơn giản ta chỉ chọn phương án hình tia. Quá trình tính toán được tiến hành như sau : Đoạn NĐI-2: L2 = 50 km P 2 = 29 MW Udm1 = 4,34=98.39 kV Đoạn NĐi: tính hoàn toàn tương tự ta có bảng kết quả sau: Tuyến đường dây Chiều dài, L (Km) Công suất, P (MW) Điện áp tính toán, U (kV) I-2 50 29 98.39 I-3 67.08 18 81.78 I-4 63.25 38 112.44 I-5 50 29 98.39 I-9 70 18 82.12 II-6 80.62 29 101.28 II-7 51 18 79.9 II-8 60 29 99.35 Đoạn NĐI-1-NĐII : Ta tính dòng công suất ở chế độ bình thường : PI-1 = Pvh1 -∑PPT1 -∑ÄPPT1 =Pvh1 -∑PPT1 -0,08.∑PPT1 =Pvh1 -1,08. ∑PPT1 Trong đó : PPT1 = Tổng công suất phụ tải ở phía NĐI = 29+18+38+29+18 = 132 (MW) Pvh1 = Công suất vận hành của NĐI ở chế độ cực đại (vận hành kinh tế ) = PFI - Ptd = 85%´PFđm - Ptd1 = 0,85´200 – 0,08´0,85´200 = 156,4 MW. Do đó : PI-1 = 156,4 - 132´1,08 =13,84 MW PII-1 = P1 - PI-1 = P1 – PI-1 = 38 - 13,84 = 24,16 MW Tương tự như vậy ta tính dòng công suất phản kháng chạy trong lộ dây liên lạc giữa hai nhà máy như sau: Công suất phản kháng do NĐI truyền vào đường dây NĐI-1 có thể tính gần đúng như sau: QI-1 = PI-1´tg j = 13,84´0,48 = 6,6432 MVAr Như vậy SI-1 = 13,84 + j 6,6432 MVA Dòng công suất truyền tải trên đường dây NĐII-1 là : SII-1 = S1 – SI-1 = 38 + j 18,4024 – 13,84 – j 6,6432 = 24,16 + j 11,7592 MVA Vậy ta có bảng tổng kết về kết quả chọn điện áp : Tuyến đường dây Chiều dài, L (Km) Công suất, P (MW) Điện áp tính toán, U(Kv) Điện áp chọn, U (Kv) I-2 50 29 98.39 110 I-3 67.08 18 81.78 I-4 63.25 38 112.44 I-5 50 29 98.39 I-9 70 18 82.12 II-6 80.62 29 101.28 II-7 51 18 79.9 II-8 60 29 99.35 I-1 80.62 13,84 75.4286 II-1 60.83 24,16 91.79 CHƯƠNG 2 CÂN BẰNG SƠ BỘ CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 2.1. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG: Để đảm bảo cho mạng điện làm việc ổn định, đảm bảo cung cấp điện cho các hộ phụ tải thì nguồn điện phải cung cấp đầy đủ cả về công suất tác dụng và công suất phản kháng cho các phụ tải, tức là mỗi thời điểm luôn luôn tồn tại cân bằng giữa nguồn công suất phát và nguồn công suất tiêu thụ cộng với công suất tiêu tán trên đường dây và máy biến áp. Mục đích của phần này ta tính toán xem nguồn điện có đáp ứng đủ công suất tác dụng và công suất phản kháng không. Từ đó sinh ra phương thức vận hành cụ thể cho nhà máy điện, nhằm đảm bảo cung cấp điện liên tục cho các phụ tải cũng như chất lượng điện năng. Khi tính toán sơ bộ ta coi tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp là không đổi. Nó được tính theo % công suất của phụ tải cực đại. Cân bằng công suất tác dụng trong mạng điện được biểu diễn bằng công thức sau: SPF = m .SPPT + SDPMĐ + SPTD+ SPDt Trong đó : - m là hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại cùng 1 lúc, lấy m =1 - SPF là tổng công suất các nhà máy phát ra ở chế độ đang xét ( Sự cố, cực đại, cực tiểu ) SPF = (4.50) + (3.50) = 350 MW - SPPT : tổng công suất tác dụng của các phụ tải SPPT=SPPti=246 MW - SDPMĐ : tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện ( Từ 5¸ 8 %SPPT). ở đây ta lấy bằng 8%SPPT . SDPMĐ=8%.246 = 19,68 MW - SPTD: Tổng công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện , có thể lấy bằng 8 %(m .SPPT + SDPMĐ ) SPTD=8%.( 246+19,68 ) = 21,2544 MW - SPDT : Tổng công suất tác dụng dự trữ SPDt =SPF - m .SPPT - SDPMĐ - SPTD = 350 – 246 - 19,68 – 21,2544 = 63,0656 MW. Thấy rằng : SPDt = 63,0656 MW > 50 MW Ta thấy công suất dự trữ lớn hơn công suất của 1 tổ máy có công suất lớn nhất nên không cần phải đặt thêm một tổ máy để dự phòng. 2.2.CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG: Để đảm bảo chất lượng điện áp cần thiết ở các hộ tiêu thụ trong hệ thống điện và trong các khu vực riêng biệt của nó, cần có đầy đủ công suất của các nguồn công suất phản kháng. Vì vậy trong giai đoạn đầu của thiết kế phát triển hệ thống điện phải tiến hành cân bằng sơ bộ công suất phản kháng. Phương trình cân bằng CSPK được viết như sau: SQF = mSQPT + SDQL - SDQC + SDQBA + SQTD + SQDT Trong đó : - SQF Là tổng CSPK của NMNĐ phát ra SQF = SPF . tg jF=350´0,62 = 217 (MVAr). ( Với Cos j = 0,85 ® tgj = 0,62 ) - m: Là hệ số đồng thơì, lấy m = 1. - SQPT : Là tổng CSPK của phụ tải. - SDQL: Là tổng tổn thất CSPK trên cảm kháng của đường dây. - DQC : Là tổng CSPK do dung dẫn của đường dây sinh ra. Trong khi tính sơ bộ ta lấy : SDQL = SDQC . Vì vậy : SDQL - SDQC = 0 - SDQBA: Là tổng tổn thất CSPK trên các MBA. - SQTD : Là tổng CSPK tự dùng của NMĐ. - SQDT: Là tổng CSPK dự trữ cho mạng, có thể lấy bằng công suất phản kháng của một tổ máy phát lớn nhất. Ta có: SQPT = SPPT x tg jPT = 246 ´ 0,48 = 119,1432 (MVAr) ( Với Cos j = 0,9 ® tgj = 0,48 ) SDQBA = 15%SQPT = 0,15 ´ 119,1432 = 17,8715 (MVAr) Công suất phản kháng tự dùng trong các nhà máy điện được xác định theo hệ số công suất cos j của các thiết bị tự dùng trong nhà máy . Khi tính sơ bộ có thể lấy cos j = 0,70 đến 0,80 . Trong trờng hợp này ta lấy cos j = 0,75. SQTD =SPTD ´ tg j.= 21,2544 ´ 0,882 = 18,7464 (MVAr) ( Với Cos j = 0,75 ® tgj = 0,88 ) SQDT= 0,62 ´ 50 = 31 (MVAR) ( Với Cos j = 0,85 ® tgj = 0,62 ) Do đó ta có công suất phản kháng yêu cầu của mạng điện ở chế độ phụ tải cực đại : ∑Qyc = 119,1432 + 17,8715 + 18,7464 + 31 = 186,7611 MVAr < 217 MVAr = SQF Theo đó ta không cần bù sơ bộ công suất phản kháng cho mạng điện . CHƯƠNG 3 THÀNH LẬP CÁC PHƯƠNG ÁN CẤP ĐIỆN 3.1. DỰ KIẾN PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH CỦA CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN: Để đảm bảo việc cấp điện cho phụ tải được an toàn, và ổn định ta dự kiến phương thức vận hành của các nhà máy điện trong các điều kiện làm việc khác nhau. Cụ thể được xét như sau: 3.1.1. Chế độ phụ tải cực đại: Hai nhà máy điện đều là nhiệt điện, nhà máy II có công suất nhỏ hơn nên bố trí nhà máy I là nhà máy chủ đạo. Ta có công suất yêu cầu của phụ tải (Pyc) không kể công suất dự trữ (Pdt) là : SPyc = SPpt +SDPmđ +SPtd Thay số vào ta có : SPyc = 246 + 19,68 + 21,2544 = 286,9344 MW Lượng công suất yêu cầu trong chế độ phụ tải cực đại chiếm 83,91% tổng công suất đặt của 2 nhà máy. Giả sử nhà máy I phát lên lới 85% công suất, ta có: PF1=85%´ 200 = 170 MW Lượng tự dùng của nhà máy I là : Ptd1=8%´170 = 13,6 MW Nhà máy II phải đảm nhận một lượng công suất phát vào khoảng: PF2 = SPyc- PF1 = 286,9344 - 170 = 116,9344 MW Lượng công suất yêu cầu phát ra của nhà máy II chiếm: ´ 100% =77,9563% công suất đặt của nhà máy NĐII. Lượng tự dùng của nhà máy II là: Ptd2=8% PF2 = 8% ´ 116,9344 = 9,3547 MW. 3.1.2. Chế độ phụ tải cực tiểu: Theo đồ án ở chế độ phụ tải cực tiểu thì : ∑Pmin = 50%.∑Pmax = 0,5.246 = 123 MW Ở chế độ min cho phép phát đến 50% công suất đặt của nhà máy, nên cắt bớt một số tổ máy. Giả sử cắt bớt ở NĐI 2 tổ máy, 2 tổ máy còn lại phát với 70% công suất định mức. Nhà máy NĐII cắt bớt 1 tổ máy . Ta có : SPyc = 123 + 50% ´ 19,68 + 50% ´ 21,2544 = 143,4672 MW Suy ra, công suất phát của nhà máy I là: PF1=70%´100 = 70 MW Lượng tự dùng của NMI là: Ptd1=50%´ Ptd1max = 50%´13,6 = 6,8 MW Nhà máy II phải đảm nhận một lượng công suất phát vào khoảng: PF2 = SPyc- PF1 = 143,4672 – 70 = 73,4672 MW Cho nhà máy NĐII vận hành 2 tổ máy, như vậy NĐII đảm nhận 73,4672 % công suất đặt của nhà máy NĐII. 3.1.3. Chế độ phụ tải sự cố: Giả thiết rằng nhà máy nhiệt điện I bị sự cố hỏng 1 tổ máy. Khi đó 3 tổ máy còn lại phát với 100% công suất định mức. ở đây ta không xét đến sự cố xếp chồng . Þ PF1sc= 100% .150 = 150 MW Do : SPyc = 286,9344 Þ nhà máy II cần phát vào khoảng: PF2sc= 286,9344 - 150 = 136,9344 MW Lượng công suất yêu cầu phát ra của nhà máy II chiếm ´ 100% = 91,2896 % công suất đặt của nhà máy NĐII. 3.1.4. Tổng kết về phương thức vận hành : Từ các lập luận cùng với các tính toán ở trên ta có bảng tổng kết phương thức vận hành của 2 nhà máy trong các chế độ nh sau: Chế độ vận hành Nhà máy điện I Nhà máy điện II Phụ tải cực đại 4 tổ máy Phát 170MW Chiếm 85% công suất đặt. 3 tổ máy Phát 116,9344 MW Chiếm 77,9563% công suất đặt. Phụ tải cực tiểu 2 tổ máy Phát 70 MW Chiếm 70 % công suất đặt 2 tổ máy Phát 73,4672 MW Chiếm 73,4672 % công suất đặt Chế độ sự cố 3 tổ máy Phát 150 MW Chiếm 100%công suất đặt 3 tổ máy Phát 136,9344 MW Chiếm 91,2896 % công suất đặt 3.2.THÀNH LẬP CÁC PHƯƠNG ÁN LƯỚI ĐIỆN 3.2.1.Nguyên tắc chung thành lập phương án lưới điện: Tính toán lựa chọn phương án cung cấp điện hợp lý phải dựa trên nhiều nguyên tắc, nhưng nguyên tắc chủ yếu và quan trọng nhất của công tác thiết kế mạng điện là cung cấp điện kinh tế với chất lượng và độ tin cậy cao. Mục đích tính toán thiết kế là nhằm tìm ra phương án phù hợp. Làm được điều đó thì vấn đề đầu tiên cần phải giải quyết là lựa chọn sơ đồ cung cấp điện. Trong đó những công việc phải tiến hành đồng thời như lựa chọn điện áp làm việc, tiết diện dây dẫn, tính toán các thông số kỹ thuật, kinh tế … Trong quá trình thành lập phương án nối điện ta phải chú ý tới các nguyên tắc sau đây: Mạng điện phải đảm bảo tính án toàn cung cấp điện liện tục, mức độ đảm bảo an toàn cung cấp điện phụ thuộc vào hộ tiêu thụ. Đối với phụ tải loại 1 phải đảm bảo cấp điện liên tục không được phép gián đoạn trong bất cứ tình huống nào, vì vậy trong phương án nối dây phải có đường dây dự phòng. Đảm bảo chất lượng điện năng (tần số, điện áp, …) Chỉ tiêu kinh tế cao, vốn đầu tư thấp, tổn thất nhỏ, chi phí vận hành hàng năm nhỏ. Đảm bảo an toàn cho người và thiết bị. Vận hành đơn giản, linh hoạt và có khả năng phát triển. Kết hợp với việc phân tích nguồn và phụ tải ở trên nhận thấy: cả 9 phụ tải đều là hộ loại 1, yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện cao. Do đó phải sử dụng các biện pháp cung cấp điện như: lộ kép, mạch vòng. Để có sự liên kết giữa nhà máy làm việc trong hệ thống điện thì phải có sự liên lạc giữa nhà máy và hệ thống. Khi phân tích nguồn và phụ tải có phụ tải 1 nằm tương đối giữa hai nhà máy nhiệt điện I và II nên sử dụng mạch đường dây NĐI-1-NĐII để liên kết hai nhà máy. Với các nhận xét và yêu cầu trên đưa ra các phương án nối dây sau: 3.2.2.Các phương án lưới điện : 6 phương án. 3.3.TÍNH TOÁN KỸ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN: 3.3.1. Phương án I: 1. Lựa chọn tiết diện dây dẫn: Theo thiết kế dự kiến dùng loại dây nhôm lõi thép (AC) đặt trên không với khoảng cách trung bình hình học Dtb=5 m do đây là đường dây 110kV mà đối với các đường dây 100kV , khoảng cách trung bình hình học giữa dây dẫn các pha bằng 5m . Thời gian sử dụng công suất lớn (Tmax=5500h), điện áp cao và công suất truyền tải lớn, nên tiết diện dây được chọn theo điều kiện mật độ dòng điện kinh tế(Jkt) sau đó kiểm tra lại điều kiện phát nóng, tổn thất điện áp lúc bình thường cũng như khi sự cố, điều kiện độ bền cơ, tổn thất vầng quang. Để chọn tiết diện thì dựa vào biểu thức sau : Trong đó: Ftt- tiết diện tính toán của dây dẫn (mm2). Imax- dòng điện chạy qua dây dẫn trong chế độ phụ tải max (A). Jkt- mật độ dòng điện kinh tế (A/mm2)(tra bảng). Theo phụ lục 3,1 trang 72 - Sách mạng và hệ thống điện (TG: Nguyễn văn Đạm, Phan đăng Khải ) ta chọn được Jkt=1 (A/mm2). Dòng điện làm việc lớn nhất được tính theo biểu thức: Trong đó : Smax- công suất chạy trên đường dây ở chế độ phụ tải max(MVA). n- số mạch trên một đường dây. Uđm-điện áp định mức của mạng(110KV). a) Chọn tiết diện các dây dẫn của đường dây NĐI-1 : Dòng điện chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại bằng : I= Tiết diện dây dẫn : F = Để không xuất hiện vầng quang trên đường dây , cần chọn dây AC có tiết diện F = 70 mm và dòng điện I= 265 A. Sau khi chọn tiết diện tiêu chuẩn cần kiểm tra dòng điện chạy trên đường dây trong các chế độ sau sự cố . Đối với đường dây liên kết NĐI-1-NĐII , sự cố có thể xảy ra trong 2 trường hợp sau: Ngừng 1 mạch trên đường dây . Ngừng 1 tổ máy phát điện . Nếu ngừng 1 mạch của đường dây thì dòng điện trên mạch còn lại bằng: I= 2 I= Như vậy : I < I * Sự cố nhà máy nhiệt điện I : Khi dừng 1 tổ máy phát điện của NĐI thì 3 máy còn lại sẽ phát 100% công suất . Do đó tổng công suất phát của NĐI bằng: P= 350 = 150 MW Công suất tự dùng trong nhà máy bằng : P = 8%150 = 12 MW Công suất chạy trên đường dây bằng : P= P - P - P - P Mà ta đã tính được : P = 132 MW ; P = 10,56 MW Do đó : P = 150 – 12 – 132 – 10,56 = - 4,56 MW Như vậy trong chế độ sự cố này nhà máy II cần cung cấp cho nhà máy I bằng 4,56 MW. Công suất phản kháng trên đường dây có thể tính gần đúng như sau: Q= Ptg = 4,56 0,62 = 2,827 MVAr Do đó : = 4,56 + j 2,827 MVA Dòng công suất từ NĐII truyền vào đường dây NĐII-1 bằng : = 38 + j18,4042 + 4,56 + j2,827 = 42,56 + j21,2312 MVA Dòng điện chạy trên đường dây NĐI-1 bằng : I= = Có thể nhận thấy rằng : I< I * Sự cố nhà máy nhiệt điện II : Khi dừng 1 tổ máy của NĐII thì 2 tổ máy còn lại sẽ phát 100% công suất . Do đó tổng công suất phát của NĐII bằng: P= 250 = 100 MW Công suất tự dùng trong nhà máy bằng: P = 8%100 = 8 MW Công suất chạy trên đường dây bằng : P = P - P - P - P Mà ta tính được : P = 29 + 29 + 28 = 76 MW P = 8%76 = 6,08 MW Do đó P = 100 – 8 – 76 – 6,08 = 9,92 MW Công suất phản kháng trên đường dây có thể tính gần đúng như sau: Q = P tg = 9,920,48 = 4,7616 MVAr Do đó : = 9,92 + j4,7616 MVA Dòng công suất từ NĐI truyền vào đường dây NĐI-1 bằng : = 38 + j18,4042 – 9,92 – j6,1504 = 28,08 + j13,6426 MVA Dòng điện chạy trên đường dây NĐI-1 bằng: I= = Có thể nhận thấy rằng : I< I b) Chọn tiết diện các dây dẫn của đường dây NĐII-1 : Dòng điện chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại bằng: I= = Tiết diện dây dẫn : F= Chọn dây AC-70 có I= 265 A Nếu ngừng 1 mạch đường dây , dòng điện trên mạch còn lại có giá trị: I= * Trường hợp ngừng 1 tổ máy phát của nhà máy NĐI , dòng điện chạy trên đường dây bằng: I= Có thể nhận thấy rằng I < I * Trường hợp ngừng 1 tổ máy phát của nhà máy NĐII , dòng điện chạy trên đường dây bằng: I= Có thể nhận thấy rằng I < I c) Chọn tiết diện các dây dẫn của đường dây NĐI-2: Đối với đoạn đường dây NĐI-2 ta có : II-2max = Do đó: Fktế = Ta chọn dõy AC cú tiết diện chuẩn là AC-95 với Ftc = 95 mm2 Đối với các đoạn khác ta tính toán hoàn toàn tương tự, cho kết quả ở trong bảng sau: Lộ dây P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I(kA) Ftt(mm2) Ftc(mm)2 n I2 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 I3 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 I4 38 18,4042 42,2222 0,1108 110,8046 120 2 I5 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 I9 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 II6 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 II7 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 II8 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 I1 13,84 6,6432 15,3518 0,0403 40,2880 70 2 II1 24,16 11,7592 26,8698 0,0705 70,5148 70 2 Sau khi chọn tiết diện dây dẫn thì ta phải tiến hành kiểm tra điều kiện vầng quang và điều kiện phát nóng. Ở đây điều kiện không xuất hiện vầng quang được thoả mãn nếu tiết diện dây dẫn thoả mãn F ≥ 70 mm2. Trong quá trình chọn thì điều kiện này đã thoả mãn. Kiểm tra điều kiện phát nóng: Isc ≤ Icp với Isc = 2.Imax Trong đó: Isc :Dòng điện sự cố Imax: Dòng điện ở chế độ phụ tải cực đại Icp: Dòng điện cho phép lớn nhất. Do đó ta có bảng tổng hợp các đoạn đường dây như sau: Lộ dây Ftc(mm)2 I(kA) Isc (kA) Icp (kA) Kết luận I2 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món I3 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món I4 120 0,1108 0,221 0,380 Thoả món I5 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món I9 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món II6 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món II7 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món II8 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món I1 70 0,0403 0,081 0,265 Thoả món II1 70 0,0705 0,141 0,265 Thoả món \2. Tính tổn thất điện áp: Trong chương này do tính sơ bộ nên ta bỏ qua tổn thất , Do dó tổn thất điện áp được tính theo công thức : Trong đó : Pi : Cụng suất tỏc dụng , Qi : Cụng suất phản khỏng ; Ri : Điện trở tác dụng , Xi : Điện kháng chạy trên đoạn đường dây thứ i n: Số mạch đường dây. Trong đồ án này ,yêu cầu điều chỉnh điện áp là khác thường, do vậy tổn thất điện áp phải thoả món điều kiện sau : + Trong chế độ phụ tải cực đại : (10-15)% + Trong chế độ sự cố : (15-20)% Các thông số của đường dây được tra như sau: Với đường dây 2 mạch: Với dõy AC-70, Dtb = 5m , ta cú : r0 = 0,46 (Ω/km) x0 = 0,44 (Ω/km) b0 = 2,58.10-6 (S/km) Với dõy AC-95, Dtb = 5m , ta cú : r0 = 0,33 (Ω/km) x0 = 0,429 (Ω/km) b0 = 2,65.10-6 (S/km) Với dõy AC-120, Dtb = 5m , ta cú : r0 = 0,27 (Ω/km) x0 = 0,423 (Ω/km) b0 = 2,69.10-6 (S/km) Với dõy AC-150, Dtb = 5m , ta cú : r0 = 0,21 (Ω/km) x0 = 0,416 (Ω/km) b0 = 2,74.10-6 (S/km) Ta có bảng thông số của các đoạn đường dây như sau: Lộ dây Ftc(mm)2 L(km) r0(Ω/km) x0(Ω/km) b0.10-6(S/km) R(Ω) X(Ω) B.10-6(S) I2 AC-95 50,9902 0,33 0,429 2,65 8,4134 10,9374 270,2481 I3 AC-70 86,0232 0,46 0,44 2,58 19,7853 18,9251 443,8800 I4 AC-120 67,0820 0,27 0,423 2,69 9,0561 14,1878 360,9014 I5 AC-95 60,8276 0,33 0,429 2,65 10,0366 13,0475 322,3864 I9 AC-70 92,1954 0,46 0,44 2,58 21,2049 20,283 475,7285 II6 AC-95 56,5685 0,33 0,429 2,65 9,3338 12,1339 299,8133 II7 AC-70 60 0,46 0,44 2,58 13,8 13,2 309,6 II8 AC-95 72,8011 0,33 0,429 2,65 12,0122 15,6158 385,8458 I1 AC-70 100 0,46 0,44 2,58 23 22 516 II2 AC-70 80 0,46 0,44 2,58 18,4 17,6 412,8 Ta tớnh tổn thất điện năng cho đoạn NĐI-2: ÄUI-2% = Còn các đoạn còn lại tính hoàn toàn tương tự theo công thức trên, ta có bảng kết quả tính toán sau: Lộ dây ÄUbt(%) I2 3,2860 I3 4,3068 I4 5,0020 I5 3,9199 I9 4,6158 II6 3,6455 II7 3,0039 II8 4,6916 I1 3,8386 II1 5,3843 Trong các đoạn trên thỡ tổn thất trờn đoạn NĐII-1 là lớn nhất . Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bỡnh thường là: ÄU%maxbt = 5,3843 % Hoàn toàn tương tự ta tính ra được tổn thất khi có sự cố trên các đoạn đường dây là: ÄUsc % = 2.ÄU%maxbt Ta có bảng kết quả tính toán sau: Lộ dây ÄUsc % I2 6,5720 I3 8,6136 I4 10,0040 I5 7,8399 I9 9,2316 II6 7,2910 II7 6,0078 II8 9,3832 I1 7,6772 II1 10,7686 Trong các đoạn trên thỡ tổn thất trờn đoạn NĐII-1 là lớn nhất. Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: ÄU%maxsc = 5,3843 2 = 10,7686 % Do đó: ÄU%maxbt = 5,3843 % ÄUsc % = 10,7686 % 3.3.2. Phương án II: 1.Lựa chọn tiết diện dõy dẫn: Tương tự như phương án I ta tính được chiều dài các đoạn đường dây, công suất truyền tải và dũng điện chạy trên các đoạn đường dây. Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐI-2 có giá trị : = + = 29 + j 14,0453 + 18 + j 8,7178 = 47 + j 22,763 MVA Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây 2-3 bằng : = = 18 + j 8,7178 MVA Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐI-5 có giá trị : = + = 29 + j 14,0453 + 18 + j 8,7178 = 47 + j 22,763 MVA Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây 2-3 bằng : = = 18 + j 8,7178 MVA Tính toán chọn tiết diện dây dẫn tương tự phương án I, kết quả cho trong bảng sau: Lộ dây P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I(kA) Ftt(mm2) Ftc(mm)2 n I2 47 22,7631 52,2222 0,1370 137,0478 150 2 23 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 I4 38 18,4042 42,2222 0,1108 110,8046 120 2 I5 47 22,7631 52,2222 0,1370 137,0478 150 2 59 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 II6 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 II7 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 II8 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 I1 13,84 6,6432 15,3518 0,0403 40,2880 70 2 II1 24,16 11,7592 26,8698 0,0705 70,5148 70 2 Sau khi chọn tiết diện dây dẫn thì ta phải tiến hành kiểm tra điều kiện vầng quang và điều kiện phát nóng. Ở đây điều kiện không xuất hiện vầng quang được thoả mãn nếu tiết diện dây dẫn thoả mãn F ≥ 70 mm2. Trong quá trình chọn thì điều kiện này đã thoả mãn. Kiểm tra điều kiện phát nóng: Isc ≤ Icp với Isc = 2.Imax Trong đó: Isc :Dũng điện sự cố Imax: Dũng ở chế độ phụ tải cực đại Icp: Dũng điện cho phép lớn nhất. Do đó ta có bảng tổng hợp các đoạn đường dây như sau: Lộ dây Ftc(mm)2 I(kA) Isc (kA) Icp (kA) Kết luận I2 150 0,1370 0,274 0,445 Thoả món 23 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món I4 120 0,1108 0,221 0,380 Thoả món I5 150 0,1370 0,274 0,445 Thoả món 59 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món II6 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món II7 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món II8 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món I1 70 0,0403 0,081 0,265 Thoả món II1 70 0,0705 0,141 0,265 Thoả món 2.Tính tổn thất điện áp: Tính tương tự theo công thức ở phương án I Ta có bảng thông số của các đoạn đường dây như sau: Lộ dây Ftc(mm)2 L(km) r0(Ω/km) x0(Ω/km) b0.10-6(S/km) R(Ω) X(Ω) B.10-6(S) I2 AC-150 50,9902 0,21 0,416 2,74 5,3540 10,6060 279,4263 23 AC-70 44,7214 0,46 0,44 2,58 10,2859 9,8387 230,7622 I4 AC-120 67,0820 0,27 0,423 2,69 9,0561 14,1878 360,9014 I5 AC-150 60,8276 0,21 0,416 2,74 6,3869 12,6521 333,3354 59 AC-70 60 0,46 0,44 2,58 13,8 13,2 309,6 II6 AC-95 56,5685 0,33 0,429 2,65 9,3338 12,1339 299,8133 II7 AC-70 60 0,46 0,44 2,58 13,8 13,2 309,6 II8 AC-95 72,8011 0,33 0,429 2,65 12,0122 15,6158 385,8458 I1 AC-70 100 0,46 0,44 2,58 23 22 516 II2 AC-70 80 0,46 0,44 2,58 18,4 17,6 412,8 Ta có bảng kết quả tính toán sau: Lộ dây ÄUbt(%) I2 4,0749 23 2,2389 I4 5,0020 I5 4,8610 59 3,0039 II6 3,6455 II7 3,0039 II8 4,6916 I1 3,8386 II1 5,3843 Với đoạn đường dõy NĐI-2-3 ta cú ÄUI-2-3 = ÄUI-2 + ÄU2-3 = 4,0749 + 2,2389 = 6,3139 % Với đoạn đường dây NĐI-5-9 ta cú ÄUI-5-9 = ÄUI-5 + ÄU5-9 = 4,8610 + 3,0039 = 7,8649 % Trong các đoạn trên thỡ tổn thất trờn đoạn NĐI-5-9 là lớn nhất . Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bỡnh thường là: ÄU%maxbt = 7,8649 % Hoàn toàn tương tự ta tính ra được tổn thất khi có sự cố trên các đoạn đường dây là: ÄUsc % = 2.ÄU%maxbt Ta cú bảng kết quả tớnh toỏn sau: Lộ dây ÄUsc % I2 8,1498 23 4,4780 I4 10,0040 I5 9,7220 59 6,0078 II6 7,2910 II7 6,0078 II8 9,3832 I1 7,6772 II1 10,7686 Trong các đoạn trên thỡ tổn thất trờn đoạn NĐI-5-9 là lớn nhất. Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: ÄU%maxsc = ÄUI-5sc + ÄU5-9sc = 9,7220 + 6,0078 = 15,7298 % Do đó: ÄU%maxbt = 7,8649 % ÄUsc % = 15,7298 % 3.3.3. Phương án III : 1. Lựa chọn tiết diện dõy dẫn : Tương tự như phương án I ta tính được chiều dài các đoạn đường dây, công suất truyền tải và dũng điện chạy trên các đoạn đường dây. Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐII-6 có giá trị : = + = 29 + j 14,0453 + 18 + j 8,7178 = 47 + j 22,763 MVA Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây 6-7 bằng : = = 18 + j 8,7178 MVA Tính toán chọn tiết diện dây dẫn tương tự phương án I, kết quả cho trong bảng sau: Lộ dây P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I(kA) Ftt(mm2) Ftc(mm)2 n I2 47 22,7631 52,2222 0,1370 137,0478 150 2 23 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 I4 38 18,4042 42,2222 0,1108 110,8046 120 2 I5 29 14,0453 32,2222 0,1370 84,5614 95 2 I9 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 II6 47 22,7631 52,2222 0,1370 84,5614 150 2 67 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 II8 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 I1 13,84 6,6432 15,3518 0,0403 40,2880 70 2 II1 24,16 11,7592 26,8698 0,0705 70,5148 70 2 Sau khi chọn tiết diện dây dẫn thì ta phải tiến hành kiểm tra điều kiện vầng quang và điều kiện phát nóng. Ở đây điều kiện không xuất hiện vầng quang được thoả mãn nếu tiết diện dây dẫn thoả mãn F ≥ 70 mm2. Trong quá trình chọn thì điều kiện này đã thoả mãn. Kiểm tra điều kiện phát nóng: Isc ≤ Icp với Isc = 2.Imax Trong đó: Isc :Dũng điện sự cố Imax: Dũng ở chế độ phụ tải cực đại Icp: Dũng điện cho phép lớn nhất. Do đó ta có bảng tổng hợp các đoạn đường dây như sau: Lộ dây Ftc(mm)2 I(kA) Isc (kA) Icp (kA) Kết luận I2 150 0,1370 0,274 0,445 Thoả món 23 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món I4 120 0,1108 0,221 0,380 Thoả món I5 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món I9 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món II6 150 0,1370 0,274 0,445 Thoả món 67 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món II8 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món I1 70 0,0403 0,081 0,265 Thoả món II1 70 0,0705 0,141 0,265 Thoả món 2.Tính tổn thất điện áp: Tính tương tự theo công thức tính ở phương án I Ta có bảng thông số của các đoạn đường dây như sau: Lộ dây Ftc(mm)2 L(km) r0(Ω/km) x0(Ω/km) b0.10-6(S/km) R(Ω) X(Ω) B.10-6(S) I2 AC-150 50,9902 0,21 0,416 2,74 5,3540 10,6060 279,4263 23 AC-70 44,7214 0,46 0,44 2,58 10,2859 9,8387 230,7622 I4 AC-120 67,0820 0,27 0,423 2,69 9,0561 14,1878 360,9014 I5 AC-95 60,8276 0,33 0,429 2,65 10,0366 13,0475 322,3864 I9 AC-70 92,1954 0,46 0,44 2,58 21,2049 20,283 475,7285 II6 AC-150 56,5685 0,21 0,416 2,74 5,9397 11,7663 309,9956 67 AC-70 44,7214 0,46 0,44 2,58 10,2859 9,8387 230,7622 II8 AC-95 72,8011 0,33 0,429 2,65 12,0122 15,6158 385,8458 I1 AC-70 100 0,46 0,44 2,58 23 22 516 II2 AC-70 80 0,46 0,44 2,58 18,4 17,6 412,8 Ta có bảng kết quả tính toán sau: Lộ dây ÄUbt(%) I2 4,0749 23 2,2389 I4 5,0020 I5 3,9199 I9 4,6158 II6 4,5207 67 2,2390 II8 4,6916 I1 3,8386 II1 5,3843 Với đoạn đường dây NĐII-6-7 ta cú ÄUII-6-7 = ÄUII-6 + ÄU6-7 = 4,5207+2,2390 = 6,7597 % Với đoạn đường dây NĐI-2-3 ta cú ÄUI-2-3 = ÄUI-2 + ÄU2-3 = 4,0749 + 2,2389 = 6,3139 % Trong các đoạn trên thỡ tổn thất trờn đoạn NĐII-6-7 là lớn nhất . Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bỡnh thường là: ÄU%maxbt = 6,7597 % Hoàn toàn tương tự ta tính ra được tổn thất khi có sự cố trên các đoạn đường dây là: ÄUsc % = 2.ÄU%maxbt Ta cú bảng kết quả tớnh toỏn sau: Lộ dây ÄUsc % I2 8,1498 23 4,4780 I4 10,0040 I5 7,8399 I9 9,2316 II6 9,0414 67 4,4780 II8 9,3832 I1 7,6772 II1 10,7686 Trong các đoạn trên thỡ tổn thất trờn đoạn NĐII-6-7 là lớn nhất. Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: ÄU%maxsc = ÄUII-6sc + ÄU6-7sc = 9,0414 + 4,4780 = 13,5194 % Do đó: ÄU%maxbt = 6,7597 % ÄUsc % = 13,5194 % 3.3.4. Phương án IV: 1. Lựa chọn tiết diện dõy dẫn: Tương tự như phương án I ta tính được chiều dài các đoạn đường dây, công suất truyền tải và dũng điện chạy trên các đoạn đường dây. Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐI-4 có giá trị : = + = 38 + j 18,4042 + 18 + j 8,718 = 56 + j 27,12204 MVA Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây 4-3 bằng : = = 18 + j 8,7178 MVA Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐII-7 có giá trị : = + = 29 + j 14,0453 + 18 + j 8,7178 = 47 + j 22,763 MVA Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây 7-6 bằng : = = 29+ j 14,0453 MVA Tính toán chọn tiết diện dây dẫn tương tự phương án I, kết quả cho trong bảng sau: Lộ dây P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I(kA) Ftt(mm2) Ftc(mm)2 n I2 29 14,0453 32,2222 0,1370 84,5614 95 2 I4 56 27,1220 62,2222 0,16329 163,2909 185 2 43 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 I5 29 14,0453 32,2222 0,1370 84,5614 95 2 I9 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 II7 47 22,7631 52,2222 0,1370 84,5614 150 2 76 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 II8 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 I1 13,84 6,6432 15,3518 0,0403 40,2880 70 2 II1 24,16 11,7592 26,8698 0,0705 70,5148 70 2 Sau khi chọn tiết diện dây dẫn thì ta phải tiến hành kiểm tra điều kiện vầng quang và điều kiện phát nóng. Ở đây điều kiện không xuất hiện vầng quang được thoả mãn nếu tiết diện dây dẫn thoả mãn F ≥ 70 mm2. Trong quá trình chọn thì điều kiện này đã thoả mãn. Kiểm tra điều kiện phát nóng: Isc ≤ Icp với Isc = 2.Imax Trong đó: Isc :Dũng điện sự cố Imax: Dũng ở chế độ phụ tải cực đại Icp: Dũng điện cho phép lớn nhất. Do đó ta có bảng tổng hợp các đoạn đường dây như sau: Lộ dây Ftc(mm)2 I(kA) Isc (kA) Icp (kA) Kết luận I2 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món I4 185 0,1633 0,3266 0,510 Thoả món 43 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món I5 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món I9 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món II7 150 0,1370 0,274 0,445 Thoả món 76 95 0,0846 0,105 0,330 Thoả món II8 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món I1 70 0,0403 0,081 0,265 Thoả món II1 70 0,0705 0,141 0,265 Thoả món 2.Tính tổn thất điện áp : Tính tương tự theo công thức tính ở phương án I Ta có bảng thông số của các đoạn đường dây như sau: Lộ dây Ftc(mm)2 L(km) r0(Ω/km) x0(Ω/km) b0.10-6(S/km) R(Ω) X(Ω) B.10-6(S) I2 AC-95 50,9902 0,33 0,429 2,65 8,4134 10,9374 270,248 I4 AC-185 67,08204 0,17 0,409 2,84 5,70197 13,7183 381,026 43 AC-70 41,2311 0,46 0,44 2,58 9,4831 9,0708 212,7523 I5 AC-95 60,8276 0,33 0,429 2,65 10,0366 13,0475 322,3864 I9 AC-70 92,1954 0,46 0,44 2,58 21,2049 20,283 475,7285 II7 AC-150 60 0,21 0,416 2,74 6,3 12,48 328,8 76 AC-95 44,7214 0,33 0,429 2,65 7,3790 9,5927 237,0232 II8 AC-95 72,8011 0,33 0,429 2,65 12,0122 15,6158 385,8458 I1 AC-70 100 0,46 0,44 2,58 23 22 516 II2 AC-70 80 0,46 0,44 2,58 18,4 17,6 412,8 Ta cú bảng kết quả tớnh toỏn sau: Lộ dây ÄUbt(%) I2 3,2860 I4 5,7139 43 2,06425 I5 3,9199 I9 4,6158 II7 4,7949 76 2,8820 II8 4,6916 I1 3,8386 II1 5,3843 Với đoạn đường dây NĐII-7-6 ta cú ÄUII-7-6 = ÄUII-7 + ÄU7-6 = 4,7949+2,8820 = 7,6769 % Với đoạn đường dây NĐI-4-3 ta cú ÄUI-4-3 = ÄUI-4 + ÄU4-3 = 5,7139 + 2,06425 = 7,7781 % Trong các đoạn trên thỡ tổn thất trờn đoạn NĐI-4-3 là lớn nhất . Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bỡnh thường là: ÄU%maxbt = 7,7781 % Hoàn toàn tương tự ta tính ra được tổn thất khi có sự cố trên các đoạn đường dây là: ÄUsc % = 2.ÄU%maxbt Ta cú bảng kết quả tớnh toỏn sau: Lộ dây ÄUsc % I2 6,5720 I4 11,4278 43 4,1285 I5 7,8399 I9 9,2316 II7 9,5898 76 5,7640 II8 9,3832 I1 7,6772 II1 10,7686 Trong các đoạn trên thỡ tổn thất trờn đoạn NĐI-4-3 là lớn nhất. Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: ÄU%maxsc = ÄUI-4sc + ÄU4-3sc = 11,4278 + 4,1285 = 15,5563 % Do đó: ÄU%maxbt = 7,7781 % ÄUsc % = 15,5563 % 3.3.5. Phương án V: 1. Lựa chọn tiết diện dõy dẫn: Tính dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây trong mạch vòng NĐII-6-7-NĐII. Để thuận tiện ta ký hiệu chiều dài các đoạn đường dây như trong hình vẽ. Để xác định các dòng công suất ta cần giả thiết rằng , mạng điện đồng nhất và tất cả các đoạn đường dây đều có cùng 1 tiết diện . Như vậy dòng công suất chạy trên đoạn NĐII-6 bằng: S = = = 25,52496 + j 12,3623 MVA Dòng công suất chạy trên đoạn NĐII-7 bằng : S = (S + S ) – S = 29 + j 14,0453 + 18 + j 8,7178 - 25,52496 - j 12,3623 = 21,4750 + j 10,4008 MVA Công suất chạy trên đoạn 6-7 bằng : S = S - S = 25,52496 + j 12,3623 - 29 - j 14,0453 = - 3,475 – j 1,683 MVA Vậy dòng công suất chạy từ nút 7 sang nút 6 . Nút 6 là điểm phân chia công suất Tính tiết diện các đoạn đường dây trong mạch vòng NĐII-6-7-NĐII: Dòng điện chạy trên đoạn NĐII-6 bằng : I = = 148,8614 (A) Tiết diện dây dẫn bằng : F = = 148,8614 mm Vậy ta chọn dây AC – 150 có I= 445 A Tương tự ta có dòng điện chạy trên đoạn 7-6 bằng : I = = 20,2664 (A) Tiết diện dây dẫn bằng : F = = 20,2664 (mm) Vậy ta chọn dây AC – 70 có I= 265 A Dòng điện chạy trên đoạn NĐII-7 bằng : I = = 125,2422 (A) Tiết diện dây dẫn bằng : F = = 125,2422 (mm) Vậy ta chọn dây AC – 150 có I= 445 A * Kiểm tra dây dẫn khi sự cố : Đối với mạch vòng đã cho , dòng điện chạy trên đoạn 7-6 sẽ có giá trị lớn nhất khi ngừng đường dây NĐII-6 : I= = 169,1227 (A) Dòng điện chạy trên đoạn NĐII-7 sẽ bằng : I = = 274,0955 (A) Trường hợp sự cố đoạn NĐII-7 dòng điện chạy trên đoạn NĐII-6 sẽ có giá trị bằng dòng điện chạy trên đoạn NĐII-7, nghĩa là: I = 274,0955 A Vậy ta có bảng kết quả tính các thông số trong phương án 5: Lộ dây P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I(kA) Ftt(mm2) Ftc(mm)2 n I2 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 I3 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 I4 38 18,4042 42,2222 0,1108 110,8046 120 2 I5 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 I9 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 II6 25,52496 12,3623 28,3611 0,1488 148,8570 150 1 II7 21,4750 10,4008 23,8611 0,1252 125,2381 150 1 76 3,475 1,683 3,8611 0,0203 20,2655 70 1 II8 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 I1 13,84 6,6432 15,3518 0,0403 40,2880 70 2 II1 24,16 11,7592 26,8698 0,0705 70,5148 70 2 Kiểm tra điều kiện phát nóng : Isc ≤ Icp với Isc = 2.Imax Do đó ta có bảng tổng hợp các đoạn đường dây như sau: Lộ dây Ftc(mm)2 I(kA) Isc (kA) Icp (kA) Kết luận I2 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả mãn I3 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả mãn I4 120 0,1108 0,221 0,380 Thoả mãn I5 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả mãn I9 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả mãn II6 150 0,1488 0,274 0,445 Thoả mãn II7 150 0,1252 0,274 0,445 Thoả mãn 76 70 0,0203 0,169 0.265 Thoả mãn II8 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả mãn I1 70 0,0403 0,081 0,265 Thoả mãn II1 70 0,0705 0,141 0,265 Thoả mãn 2.Tính tổn thất điện áp: Tính tương tự theo công thức tính ở phương án I Ta có bảng thông số của các đoạn đường dây như sau: Lộ dây Ftc(mm)2 L(km) r0(Ω/km) x0(Ω/km) b0.10-6(S/km) R(Ω) X(Ω) B.10-6(S) I2 AC-95 50,9902 0,33 0,429 2,65 8,4134 10,9374 270,2481 I3 AC-70 86,0232 0,46 0,44 2,58 19,7853 18,9251 443,8800 I4 AC-120 67,0820 0,27 0,423 2,69 9,0561 14,1878 360,9014 I5 AC-95 60,8276 0,33 0,429 2,65 10,0366 13,0475 322,3864 I9 AC-70 92,1954 0,46 0,44 2,58 21,2049 20,283 475,7285 II6 AC-150 56,5685 0,21 0,416 2,74 11,8794 23,5325 154,9978 II7 AC-150 60 0,21 0,416 2,74 12,6 24,96 164,4 76 AC-70 44,72136 0,46 0,44 2,58 20,5718 19,6774 115,3811 II8 AC-95 72,8011 0,33 0,429 2,65 12,0122 15,6158 385,8458 I1 AC-70 100 0,46 0,44 2,58 23 22 516 II2 AC-70 80 0,46 0,44 2,58 18,4 17,6 412,8 Tính tổn thất điện áp trong mạch vòng đã xét: Bởi trong mạch vòng này chỉ có 1 điểm phân chia công suất là nút 6, do đó nút này sẽ có điện áp thấp nhất trong mạch vòng, nghĩa là tổn thất điện áp lớn nhất trong mạch vòng bằng : %= % = = 4,91% Khi ngừng đoạn NĐII-6 tổn thất điện áp trên đoạn NĐII-7 bằng : % = = 9,59% Tổn thất điện áp trên đoạn 7-6 bằng : % = = 7,21% Khi ngừng đoạn NĐII-7 tổn thất điện áp trên đoạn NĐII-6 bằng : % = = 9,04% Tổn thất điện áp trên đoạn 6-7 bằng : % = = 4,47% Từ các kết quả trên nhận thấy rằng, đối với mạch vòng đã cho, sự cố nguy hiểm nhất xảy ra khi ngừng đoạn NĐII-6. Trong trường hợp này tổn thất điện áp lớn nhất bằng: % = 9,59% + 7,21% = 16,8% Ta có bảng kết quả tính toán sau: Lộ dây ÄUbt(%) I2 3,2860 I3 4,3068 I4 5,0020 I5 3,9199 I9 4,6158 II6 4,91 II7 4,382 76 0,864 II8 4,6916 I1 3,8386 II1 5,3843 Trong các đoạn trên thỡ tổn thất trờn đoạn NĐII-1 là lớn nhất . Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bỡnh thường là: ÄU%maxbt = 5,3843 % Hoàn toàn tương tự ta tính ra được tổn thất khi có sự cố trên các đoạn đường dây là: ÄUsc % = 2.ÄU%maxbt Ta cú bảng kết quả tớnh toỏn sau: Lộ dây ÄUsc % I2 6,5720 I3 8,6136 I4 10,0040 I5 7,8399 I9 9,2316 II6 9,04 II7 9,59 76 7,21 II8 9,3832 I1 7,6772 II1 10,7686 Trong các đoạn trên thỡ tổn thất trờn đoạn NĐII-7-6 là lớn nhất. Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: ÄU%maxsc = ÄUII-7sc + ÄU7-6sc = 9,59% + 7,21% = 16,8% Do đó: ÄU%maxbt = 5,3843 % ÄUsc % = 16,8 % 3.3.6. Phương án VI: 1. Lựa chọn tiết diện dõy dẫn: Tương tự như phương án I ta tính được chiều dài các đoạn đường dây , công suất truyền tải và dũng điện chạy trên các đoạn đường dây. Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐI-2 có giá trị : = + = 29 + j 14,0453 + 18 + j 8,7178 = 47 + j 22,763 MVA Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây 2-3 bằng : = = 18 + j 8,7178 MVA Tính toán chọn tiết diện dây dẫn tương tự phương án I, kết quả cho trong bảng sau: Lộ dây P(MW) Q(MVAr) S(MVA) I(kA) Ftt(mm2) Ftc(mm)2 n I2 47 22,7631 52,2222 0,1370 137,0478 150 2 23 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 I4 38 18,4042 42,2222 0,1108 110,8046 120 2 I5 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 I9 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 II6 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 II7 18 8,7178 20 0,0525 52,4864 70 2 II8 29 14,0453 32,2222 0,0846 84,5614 95 2 I1 13,84 6,6432 15,3518 0,0403 40,2880 70 2 II1 24,16 11,7592 26,8698 0,0705 70,5148 70 2 Sau khi chọn tiết diện dây dẫn thì ta phải tiến hành kiểm tra điều kiện vầng quang và điều kiện phát nóng. Ở đây điều kiện không xuất hiện vầng quang được thoả mãn nếu tiết diện dây dẫn thoả mãn F ≥ 70 mm2. Trong quá trình chọn thì điều kiện này đã thoả mãn. Kiểm tra điều kiện phát nóng: Isc ≤ Icp với Isc = 2.Imax Trong đó: Isc :Dũng điện sự cố Imax: Dũng ở chế độ phụ tải cực đại Icp: Dũng điện cho phép lớn nhất. Do đó ta có bảng tổng hợp các đoạn đường dây như sau: Lộ dây Ftc(mm)2 I(kA) Isc (kA) Icp (kA) Kết luận I2 150 0,1370 0,274 0,445 Thoả món 23 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món I4 120 0,1108 0,221 0,380 Thoả món I5 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món I9 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món II6 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món II7 70 0,0525 0,105 0,265 Thoả món II8 95 0,0846 0,169 0,330 Thoả món I1 70 0,0403 0,081 0,265 Thoả món II1 70 0,0705 0,141 0,265 Thoả món 2. Tính tổn thất điện áp: Tính tương tự theo công thức tính ở phương án I Ta có bảng thông số của các đoạn đường dây như sau: Lộ dây Ftc(mm)2 L(km) r0(Ω/km) x0(Ω/km) b0.10-6(S/km) R(Ω) X(Ω) B.10-6(S) I2 AC-150 50,9902 0,21 0,416 2,74 5,3540 10,6060 279,4263 23 AC-70 44,7214 0,46 0,44 2,58 10,2859 9,8387 230,7622 I4 AC-120 67,0820 0,27 0,423 2,69 9,0561 14,1878 360,9014 I5 AC-95 60,8276 0,33 0,429 2,65 10,0366 13,0475 322,3864 I9 AC-70 92,1954 0,46 0,44 2,58 21,2049 20,283 475,7285 II6 AC-95 56,5685 0,33 0,429 2,65 9,3338 12,1339 299,8133 II7 AC-70 60 0,46 0,44 2,58 13,8 13,2 309,6 II8 AC-95 72,8011 0,33 0,429 2,65 12,0122 15,6158 385,8458 I1 AC-70 100 0,46 0,44 2,58 23 22 516 II2 AC-70 80 0,46 0,44 2,58 18,4 17,6 412,8 Ta có bảng kết quả tính toán sau: Lộ dây ÄUbt(%) I2 4,0749 23 2,2389 I4 5,0020 I5 3,9199 I9 4,6158 II6 3,6455 II7 3,0039 II8 4,6916 I1 3,8386 II1 5,3843 Với đoạn đường dây NĐI-2-3 ta cú ÄUI-2-3 = ÄUI-2 + ÄU2-3 = 4,0749 + 2,2389 = 6,3139 % Trong các đoạn trên thỡ tổn thất trờn đoạn NĐI-2-3 là lớn nhất . Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ bỡnh thường là: ÄU%maxbt = 6,3139 % Hoàn toàn tương tự ta tính ra được tổn thất khi có sự cố trên các đoạn đường dây là: ÄUsc % = 2.ÄU%maxbt Ta cú bảng kết quả tớnh toỏn sau: Lộ dây ÄUsc % I2 8,1498 23 4,4780 I4 10,0040 I5 7,8399 I9 9,2316 II6 7,2910 II7 6,0078 II8 9,3832 I1 7,6772 II1 10,7686 Trong các đoạn trên thỡ tổn thất trờn đoạn NĐI-2-3 là lớn nhất. Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là: ÄU%maxsc = ÄUI-2sc + ÄU2-3sc = 8,1498 + 4,4780 = 12,6278 % Do đó: ÄU%maxbt = 6,3139 % ÄU%sc = 12,6278 % 3.4. BẢNG TỔNG KẾT KỸ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN: Sau khi tính toán các phương án kể trên ta có bảng kết quả tổng kết sau: Tổn thất điện áp Phương án I Phương án II Phương án III Phương án IV Phương án V Phương án VI ÄUmaxbt% 5,3843 % 7,8694 % 6,7597 % 7,7781 % 5,3843 % 6,3139 % ÄUmaxsc% 10,7686 % 15,7299 % 13,5194 % 15,5562 % 16,8 % 12,6278 % Dựa vào bảng tổng kết trên ta thấy có 6 phương án đạt yêu cầu đề ra về chỉ tiêu kỹ thuật trong 6 phương án đề ra. Do đó ta sẽ so sánh cả 6 phương án về mặt kinh tế. CHƯƠNG 4 SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN Đà CHỌN VỀ MẶT KINH TẾ VÀ LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU 4.1.PHƯƠNG PHÁP TÍNH KINH TẾ: Việc quyết định bất kỳ một phương án nào của hệ thống điện cũng phải dựa trên cơ sở so sánh kinh tế, kỹ thuật, nói khác đi là dựa trên nguyên tắc bảo đảm cung cấp điện và kinh tế để quyết định sơ đồ nối dây. Lẽ tất nhiên, chỉ những phương án nào thoả mãn yêu cầu về kỹ thuật thì mới giữ lại để tiến hành so sánh về kinh tế. Khi so sánh các phương án nối dây của mạng điện thì chưa cần đề cập đến các trạm biến áp vì coi các trạm biến áp ở các phương án là giống nhau. Để giảm khối lượng cần so sánh những phần khác nhau của các phương án với nhau. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hàng năm bé nhất. Phí tổn tính toán của mỗi phương án được tính theo biểu thức: Z= (avh+ atc).K + DA.C Trong đó: K : Là vốn đầu tư của mạng điện. Trong vốn đầu tư chỉ kể những thành phần chủ yếu như đường dây, máy cắt phía cao áp mà thôi. Nếu không cần chi tiết lắm thì có thể bỏ qua máy cắt. Trong đồ án đang xét, cũng chỉ tính đến giá thành đường dây, đường dây lộ kép đi song song trên một cột lấy giá bằng 1,6 lộ đơn. avh : Là hệ số vận hành bao gồm khấu hao, tu sửa thường kỳ và phục vụ các đường dây của mạng điện. Với đường dây dùng cột bê tông thì avh = 4%. atc : Là hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ, atc bằng : atc= Ttc : Là thời gian tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư phụ. Ttc= 8 năm. Þ atc = 0,125 C : Là giá tiền 1 kWh điện năng tổn thất. C= 600 đồng /1kWh. SDA: Là tổng tổn thất điện năng trong toàn mạng điện, được xác định bởi biểu thức : SDA=DA1 + DA2 +…+ DAn ; với DAi(i=1- n) là tổn thất điện năng trên từng tuyến đường dây của mạng điện, DAi được tính như sau: DAi= (kWh). Pi , Qi : Là công suất tác dụng và phản kháng tương ứng của tuyến đường dây thứ i; Uđm : Là điện áp định mức của mạng điện (Uđm=110kV) t : Là thời gian tổn thất công suất lớn nhất, nó phụ thuộc vào giá trị Tmax =5500h tra trong đường cong tính toán hoặc áp dụng công thức sau: t= (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 h Ta tìm được t = 3979,5 h Căn cứ theo số liệu tính toán, ta sẽ chọn phương án nào có hàm chi phí tính toán Z là bé nhất. Nếu các phương án có phí tổn tính toán chênh lệch nhau không quá 5% (tức là nằm trong phạm vi tính toán chính xác) được coi là tương đương về mặt kinh tế. Trong trường hợp này muốn quyết định chọn phương án nào cần phải có phân tích cân nhắc thận trọng và toàn diện. Lúc này người thiết kế cần phải tỏ rõ tinh thần trách nhiệm của mình, tuyệt đối không hấp tấp, ngại khó như chỉ nêu vài lý do chung chung hay là tìm cách tránh mạng kín tìm mạng hở … Một khi đã tương đương nhau về mặt kinh tế ta nên chú ý tới phương án có điện áp vận hành cao hơn, khối lượng kim khí màu sử dụng là ít nhất, sơ đồ nối dây mạng điện đơn giản nhất, có nhiều khả năng phát triển nhất, mức đảm bảo cung cấp điện cao, tổ chức thi công và quản lý vận hành đơn giản thuận lợi … 4.2. TÍNH CỤ THỂ CHO TỪNG PHƯƠNG ÁN Đà CHỌN: 4.2.1. Phương án I: 1. Tổng vốn đầu tư của mạng: Ta có tổng vốn đầu tư: K0 = ∑k0i.Li Trong đó: k0i : giá thành 1 km đường dây có tiết diện Fi Li : Chiều dài đoạn đường dây thứ I tương ứng. Ta có suất đầu tư tương ứng cho 1 km đường dây đặt trên cột bê tông ly tâm cốt thép : AC-70 có k0i = 300.106 đ/km AC-95 có k0i = 308.106 đ/km AC-120 có k0i = 320.106 đ/km AC-150 có k0i = 336.106 đ/km AC-185 có k0i = 352.106 đ/km Đối với đường dây mạch kép thì suất đầu tư bằng 1,6 lần so với mạch đơn. Do đó, ta có kết quả tính toán sau: KI-2 = 1,6.308.106 .50,9902 = 2,51279.1010 đ KI-3 = 1,6.300.106 .86,02325 = 4,129116.1010 đ KI-4 = 1,6.320.106 .67,08204 = 3,4346.1010 đ KI-5 = 1,6.308.106 .60,82763 = 2,99758.1010 đ KI-9 = 1,6.300.106 .92,1954 = 4,42538.1010 đ KII-6 = 1,6.308.106 .56,5685 = 2,78769.1010 đ KII-7 = 1,6.300.106 .60 = 2,88.1010 đ KII-8 = 1,6.308.106 .72,8011 = 3,58764.1010 đ KI-1 = 1,6.300.106 .100 = 4,8.1010 đ KII-1 = 1,6.300.106 .80 = 3,84.1010 đ Vậy tổng vốn đầu tư của mạng: K0 = ∑Ki = KI-2 +KI-3 +KI-4 +KI-5 +KI-9 +KII-6 +KII-7 +KII-8 +KI-1 +KII-1 = 353,94816.109 đồng. 2.Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng: DPi= (kW) Trong đoạn NĐI-2, tổn thất được tính : DPI-2= = =721,9311 (kW) Các đoạn còn lại tính toán hoàn toàn tương tự theo công thức trên, ta có bảng tổng kết sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (Ω) ÄPi (kW) I-2 29 14,0453 8,4134 721,9 I-3 18 8,7178 19,7853 654,1 I-4 38 18,4042 9,0561 1334,2 I-5 29 14,0453 10,0366 861,2 I-9 18 8,7178 21,2049 700,99 II-6 29 14,0453 9,3338 800,9 II-7 18 8,7178 13,8 456,2 II-8 29 14,0453 12,0122 1030,7 I-1 13,84 6,6432 23 447,98 II-1 24,16 11,7592 18,4 1097,9 Tổng 8106,163 Do đó tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện: ∑ÄPmđ = ∑ÄPi = 8,106.103 (kW) Tổng tổn thất điện năng của mạng điện: DA = åDP. t = 8,106.10.3979,5 = 32,258.10 (kWh) 3. Chi phí tính toán hàng năm: Z = (avh+ atc).K + DA.C = (0,04+0,125).353,95.109 +8,106.103 .3979,5.600 = 77,75645.109 ( đồng) 4.2.2. Phương án II: 1. Tổng vốn đầu tư của mạng: Ta có tổng vốn đầu tư: K0 = ∑k0i.Li Trong đó: k0i : giá thành 1 km đường dây có tiết diện Fi Li : Chiều dài đoạn đường dây thứ I tương ứng. Ta có suất đầu tư tương ứng cho 1 km đường dây đặt trên cột bê tông ly tâm cốt thép : AC-70 có k0i = 300.106 đ/km AC-95 có k0i = 308.106 đ/km AC-120 có k0i = 320.106 đ/km AC-150 có k0i = 336.106 đ/km AC-185 có k0i = 352.106 đ/km Đối với đường dây mạch kép thì suất đầu tư bằng 1,6 lần so với mạch đơn. Do đó, ta có kết quả tính toán sau: KI-2 = 1,6.336.106 .50,9902 = 2,7412.1010 đ K2-3 = 1,6.300.106 .44,72136 = 2,14662.1010 đ KI-4 = 1,6.320.106 .67,08204 = 3,4346.1010 đ KI-5 = 1,6.336.106 .60,82763 = 3,27009.1010 đ K5-9 = 1,6.300.106 .60 = 2,88.1010 đ KII-6 = 1,6.308.106 .56,5685 = 2,78769.1010 đ KII-7 = 1,6.300.106 .60 = 2,88.1010 đ KII-8 = 1,6.308.106 .72,8011 = 3,58764.1010 đ KI-1 = 1,6.300.106 .100 = 4,8.1010 đ KII-1 = 1,6.300.106 .80 = 3,84.1010 đ Vậy tổng vốn đầu tư của mạng: K0 = ∑Ki = KI-2 +K2-3 +KI-4 +KI-5 +K5-9 +KII-6 +KII-7 +KII-8 +KI-1 +KII-1 = 323,6788.109 đồng. 2.Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng: DPi= (kW) Trong đoạn NĐI-2, tổn thất được tính : DPI-2= = =1206,706 (kW) Các đoạn còn lại tính toán hoàn toàn tương tự theo công thức trên, ta có bảng tổng kết sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (Ω) ÄPi (kW) I-2 47 22,76314 5,3539 1206,70 2-3 18 8,7178 10,2859 340,03 I-4 38 18,4042 9,0561 1334,2 I-5 47 22,76314 6,3869 1439,51 I-9 18 8,7178 13,8 456,198 II-6 29 14,0453 9,3338 800,9 II-7 18 8,7178 13,8 456,2 II-8 29 14,0453 12,0122 1030,7 I-1 13,84 6,6432 23 447,98 II-1 24,16 11,7592 18,4 1097,9 Tổng 8610,415 Do đó tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện: ∑ÄPmđ = ∑ÄPi = 8,6104.103 (kW) Tổng tổn thất điện năng của mạng điện: DA = åDP. t = 8,6104.10.3979,5 = 34,265.10 (kWh) 3. Chi phí tính toán hàng năm: Z = (avh+ atc).K + DA.C = (0,04+0,125).323,6788.109 +8,6104.103 .3979,5.600 = 73,966054.109 ( đồng) 4.2.3. Phương án III: 1. Tổng vốn đầu tư của mạng: Ta có tổng vốn đầu tư: K0 = ∑k0i.Li Trong đó: k0i : giá thành 1 km đường dây có tiết diện Fi Li : Chiều dài đoạn đường dây thứ I tương ứng. Ta có suất đầu tư tương ứng cho 1 km đường dây đặt trên cột bê tông ly tâm cốt thép : AC-70 có k0i = 300.106 đ/km AC-95 có k0i = 308.106 đ/km AC-120 có k0i = 320.106 đ/km AC-150 có k0i = 336.106 đ/km AC-185 có k0i = 352.106 đ/km Đối với đường dây mạch kép thì suất đầu tư bằng 1,6 lần so với mạch đơn. Do đó, ta có kết quả tính toán sau: KI-2 = 1,6.336.106 .50,9902 = 2,7412.1010 đ K2-3 = 1,6.300.106 .44,72136 = 2,14662.1010 đ KI-4 = 1,6.320.106 .67,08204 = 3,4346.1010 đ KI-5 = 1,6.308.106 .60,82763 = 2,99758.1010 đ KI-9 = 1,6.300.106 .92,1954 = 4,42538.1010 đ KII-6 = 1,6.336.106 .56,5685 = 3,04112.1010 đ K6-7 = 1,6.300.106 .44,72136 = 2,14662.1010 đ KII-8 = 1,6.308.106 .72,8011 = 3,58764.1010 đ KI-1 = 1,6.300.106 .100 = 4,8.1010 đ KII-1 = 1,6.300.106 .80 = 3,84.1010 đ Vậy tổng vốn đầu tư của mạng: K0 = ∑Ki = KI-2 +K2-3 +KI-4 +KI-5 +KI-9 +KII-6 +KII-7 +KII-8 +KI-1 +KII-1 = 331,608.109 đồng. 2.Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng: DPi= (kW) Trong đoạn NĐI-2, tổn thất được tính : DPI-2= = =1206,706 (kW) Các đoạn còn lại tính toán hoàn toàn tương tự theo công thức trên, ta có bảng tổng kết sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (Ω) ÄPi (kW) I-2 47 22,76314 5,3539 1206,71 2-3 18 8,7178 10,2859 340,03 I-4 38 18,4042 9,0561 1334,2 I-5 29 14,0453 10,0366 861,2 I-9 18 8,7178 21,2049 700,99 II-6 47 22,76314 5,9397 1338,72 6-7 18 8,7178 10,2859 340,03 II-8 29 14,0453 12,0122 1030,7 I-1 13,84 6,6432 23 447,98 II-1 24,16 11,7592 18,4 1097,9 Tổng 8698,547 Do đó tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện: ∑ÄPmđ = ∑ÄPi = 8,6985.103 (kW) Tổng tổn thất điện năng của mạng điện: DA = åDP. t = 8,6985.10.3979,5 = 34,616.10 (kWh) 3.Chi phí tính toán hàng năm: Z = (avh+ atc).K + DA.C = (0,04+0,125).331,608.109 +8,6985.103 .3979,5.600 = 75,48473.109 ( đồng) 4.2.4. Phương án IV: 1. Tổng vốn đầu tư của mạng: Ta có tổng vốn đầu tư: K0 = ∑k0i.Li Trong đó: k0i : giá thành 1 km đường dây có tiết diện Fi Li : Chiều dài đoạn đường dây thứ I tương ứng. Ta có suất đầu tư tương ứng cho 1 km đường dây đặt trên cột bê tông ly tâm cốt thép : AC-70 có k0i = 300.106 đ/km AC-95 có k0i = 308.106 đ/km AC-120 có k0i = 320.106 đ/km AC-150 có k0i = 336.106 đ/km AC-185 có k0i = 352.106 đ/km Đối với đường dây mạch kép thì suất đầu tư bằng 1,6 lần so với mạch đơn. Do đó, ta có kết quả tính toán sau: KI-2 = 1,6.308.106 .50,9902 = 2,51279.1010 đ KI-4 = 1,6.352.106 .67,08204 = 3,77806.1010 đ K4-3 = 1,6.300.106 .41,23106 = 1,97909.1010 đ KI-5 = 1,6.308.106 .60,82763 = 2,99758.1010 đ KI-9 = 1,6.300.106 .92,1954 = 4,42538.1010 đ KII-7 = 1,6.336.106 .60 = 3,2256.1010 đ K7-6 = 1,6.308.106 .44,72136 = 2,20386.1010 đ KII-8 = 1,6.308.106 .72,8011 = 3,58764.1010 đ KI-1 = 1,6.300.106 .100 = 4,8.1010 đ KII-1 = 1,6.300.106 .80 = 3,84.1010 đ Vậy tổng vốn đầu tư của mạng: K0 = ∑Ki = KI-2 +KI-4 +K4-3 +KI-5 +KI-9 +KII-7 +K7-6 +KII-8 +KI-1 +KII-1 = 333,5002.109 đồng. 2.Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng: DPi= (kW) Trong đoạn NĐI-2, tổn thất được tính : DPI-2= = =721,9311 (kW) Các đoạn còn lại tính tương tự ta có bảng kết quả sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (Ω) ÄPi (kW) I-2 29 14,0453 8,4134 721,9 I-4 56 27,12204 5,7019 1824,4 4-3 18 8,7178 9,4831 313,5 I-5 29 14,0453 10,0366 861,2 I-9 18 8,7178 21,2049 700,99 II-7 47 22,76314 6,3 1419,9 7-6 29 14,0453 7,3790 633,2 II-8 29 14,0453 12,0122 1030,7 I-1 13,84 6,6432 23 447,98 II-1 24,16 11,7592 18,4 1097,9 Tổng 9051,784 Do đó tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện: ∑ÄPmđ = ∑ÄPi = 9,0517.103 (kW) Tổng tổn thất điện năng của mạng điện: DA = åDP. t = 9,0517.10.3979,5 = 36,021.10 (kWh) 3. Chi phí tính toán hàng năm: Z = (avh+ atc).K + DA.C = (0,04+0,125).333,5002.109 +9,051.103 .3979,5.600 = 76,6386.109 ( đồng) 4.2.5. Phương án V: 1. Tổng vốn đầu tư của mạng: Ta có tổng vốn đầu tư: K0 = ∑k0i.Li Trong đó: k0i : giá thành 1 km đường dây có tiết diện Fi Li : Chiều dài đoạn đường dây thứ I tương ứng. Ta có suất đầu tư tương ứng cho 1 km đường dây đặt trên cột bê tông ly tâm cốt thép : AC-70 có k0i = 300.106 đ/km AC-95 có k0i = 308.106 đ/km AC-120 có k0i = 320.106 đ/km AC-150 có k0i = 336.106 đ/km AC-185 có k0i = 352.106 đ/km Đối với đường dây mạch kép thì suất đầu tư bằng 1,6 lần so với mạch đơn. Do đó, ta có kết quả tính toán sau: KI-2 = 1,6.308.106 .50,9902 = 2,51279.1010 đ KI-3 = 1,6.300.106 .86,02325 = 4,129116.1010 đ KI-4 = 1,6.320.106 .67,08204 = 3,4346.1010 đ KI-5 = 1,6.308.106 .60,82763 = 2,99758.1010 đ KI-9 = 1,6.300.106 .92,1954 = 4,42538.1010 đ KII-6 = 1.336.106 .56,5685 = 1,9007.1010 đ KII-7 = 1.336.106 .60 = 2,016.1010 đ K7-6 = 1.300.106 .44,72136 = 1,3416.1010 đ KII-8 = 1,6.308.106 .72,8011 = 3,58764.1010 đ KI-1 = 1,6.300.106 .100 = 4,8.1010 đ KII-1 = 1,6.300.106 .80 = 3,84.1010 đ Vậy tổng vốn đầu tư của mạng: K0 = ∑Ki = KI-2 +KI-3 +KI-4 +KI-5 +KI-9 +KII-6 +KII-7 +K7-6 +KII-8 +KI-1 +KII-1 = 349,8546.109 đồng. 2.Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng: DPi= (kW) Trong đoạn NĐI-2, tổn thất được tính : DPI-2= = =721,9311 (kW) Các đoạn còn lại tính toán hoàn toàn tương tự theo công thức trên, ta có bảng tổng kết sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (Ω) ÄPi (kW) I-2 29 14,0453 8,4134 721,9 I-3 18 8,7178 19,7853 654,1 I-4 38 18,4042 9,0561 1334,2 I-5 29 14,0453 10,0366 861,2 I-9 18 8,7178 21,2049 700,99 II-6 25,52 12,3623 11,8794 789,91 II-7 21,47 10,4008 12,6 592,88 7-6 3,475 1,683 20,5718 25,346 II-8 29 14,0453 12,0122 1030,7 I-1 13,84 6,6432 23 447,98 II-1 24,16 11,7592 18,4 1097,9 Tổng 8257,19 Do đó tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện: ∑ÄPmđ = ∑ÄPi = 8,25719.103 (kW) Tổng tổn thất điện năng của mạng điện: DA = åDP. t = 8,25719.10.3979,5 = 32,859.10 (kWh) 3. Chi phí tính toán hàng năm: Z = (avh+ atc).K + DA.C = (0,04+0,125).349,8546.109 +8,25719.103 .3979,5.600 = 77,4417.109 ( đồng) 4.2.6. Phương án VI: 1. Tổng vốn đầu tư của mạng: Ta có tổng vốn đầu tư: K0 = ∑k0i.Li Trong đó: k0i : giá thành 1 km đường dây có tiết diện Fi Li : Chiều dài đoạn đường dây thứ I tương ứng. Ta có suất đầu tư tương ứng cho 1 km đường dây đặt trên cột bê tông ly tâm cốt thép: AC-70 có k0i = 300.106 đ/km AC-95 có k0i = 308.106 đ/km AC-120 có k0i = 320.106 đ/km AC-150 có k0i = 336.106 đ/km AC-185 có k0i = 352.106 đ/km Đối với đường dây mạch kép thì suất đầu tư bằng 1,6 lần so với mạch đơn. Do đó, ta có kết quả tính toán sau: KI-2 = 1,6.336.106 .50,9902 = 2,7412.1010 đ K2-3 = 1,6.300.106 .44,72136 = 2,14662.1010 đ KI-4 = 1,6.320.106 .67,08204 = 3,4346.1010 đ KI-5 = 1,6.308.106 .60,82763 = 2,99758.1010 đ KI-9 = 1,6.300.106 .92,1954 = 4,42538.1010 đ KII-6 = 1,6.308.106 .56,5685 = 2,78769.1010 đ KII-7 = 1,6.300.106 .60 = 2,88.1010 đ KII-8 = 1,6.308.106 .72,8011 = 3,58764.1010 đ KI-1 = 1,6.300.106 .100 = 4,8.1010 đ KII-1 = 1,6.300.106 .80 = 3,84.1010 đ Vậy tổng vốn đầu tư của mạng: K0 = ∑Ki = KI-2 +K2-3 +KI-4 +KI-5 +KI-9 +KII-6 +KII-7 +KII-8 +KI-1 +KII-1 = 336,408.109 đồng. 2. Tổng tổn thất cụng suất tỏc dụng trong mạng: DPi= (kW) Trong đoạn NĐI-2, tổn thất được tính : DPI-2= = =1206,706 (kW) Các đoạn còn lại tính toán hoàn toàn tương tự theo công thức trên, ta có bảng tổng kết sau: Đoạn Pi (MW) Qi (MVAr) Ri (Ω) ÄPi (kW) I-2 47 22,76314 5,9396 1206,71 2-3 18 8,7178 10,2859 340,03 I-4 38 18,4042 9,0561 1334,2 I-5 29 14,0453 10,0366 861,2 I-9 18 8,7178 21,2049 700,99 II-6 29 14,0453 9,3338 800,9 II-7 18 8,7178 13,8 456,2 II-8 29 14,0453 12,0122 1030,7 I-1 13,84 6,6432 23 447,98 II-1 24,16 11,7592 18,4 1097,9 Tổng 8276,906 Do đó tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện: ∑ÄPmđ = ∑ÄPi = 8,2769.103 (kW) Tổng tổn thất điện năng của mạng điện: DA = åDP. t = 8,2769.10.3979,5 = 32,938.10 (kWh) 3.Chi phí tính toán hàng năm: Z = (avh+ atc).K + DA.C = (0,04+0,125).336,408.109 +8,2769.103 .3979,5.600 = 75,270.109 ( đồng) 4.3.TỔNG KẾT VÀ LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU: Phương án Phương án I Phương án II Phương án III Phương án IV Phương án V Phương án VI Kdd.109 (đồng) 353,948 323,678 331,608 333,500 349,854 336,408 ÄA.106 (kWh) 32,258 34,265 34,616 36,021 32,859 32,938 Z (tỷ VNĐ) 77,756 73,966 75,485 76,638 77,442 75,270 Căn cứ vào bảng tổng kết các phương án ta thấy chi phí tính toán hành năm Z của các phương án chênh lệch nhau không quá 5%. Vỡ vậy ta coi hiệu quả kinh tế giữa cỏc phương án là tương đương nhau. Đồng thời nếu xét đến cả chỉ tiêu tổn thất điện áp thỡ ta thấy cú thể chọn được phương án I là phương án tối ưu trong các phương án đó nờu ra. Như vậy ta chọn phương án I là phương án chính thức để tính toán trong đồ án này. CHƯƠNG 5 CHỌN SỐ LƯỢNG, CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP VÀ CÁC SƠ ĐỒ NỐI DÂY 5.1. CHỌN SỐ LƯỢNG VÀ CÔNG SUẤT CỦA CÁC MÁY BIẾN ÁP: 5.1.1. Nguyên tắc chọn số lượng và công suất của các máy biến áp: Số lượng máy biến áp ở các trạm biến áp phụ tải phụ thuộc vào loại phụ tải. · Do tất cả các phụ tải đều là hộ loại I nên ta chọn hai máy biến áp vận hành song song. Việc xác định công suất của các máy biến áp là một vấn đề hết sức quan trọng, nó ảnh hưởng đến độ tin cậy cung cấp điện. Để chọn lựa công suất của các máy biến áp ta cần căn cứ vào công suất cực đại của các phụ tải. Mạng điện thiết kế có cấp điện áp 110kV và điện áp thứ cấp là 10kV. Như vậy ở trạm biến áp phụ tải ta chọn máy biến áp ba pha hai dây quấn có tỉ số biến áp là: 110/10,5. Ta coi các máy biến áp đã được nhiệt đới hoá do vậy không cần phải hiệu chỉnh công suất của chúng theo nhiệt độ nữa. Công suất của máy biến áp được chọn theo điều kiện: Trong đó: n: là số máy biến áp (n = 2) Smax: là công suất phụ tải ở chế độ cực đại. Stt: là công suất tính toán của máy biến áp. k: là hệ số quá tải của máy biến áp ( k = 1,4 ) Công suất của máy biến áp phải đảm bảo: · Cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường. · Khi có 1 máy biến áp bất kì nghỉ, các máy biến áp còn lại với khả năng quá tải sự cố cho phép phải đảm bảo đủ công suất cần thiết. 5.1.2. Chọn số lượng máy biến áp: Theo yêu cầu của đồ án môn học , các phụ tải đều là phụ tải loại 1 nên để đảm bảo cung cấp điện liên tục ta phải chọn tối thiểu 2 MBA làm việc song song cung cấp điện cho mỗi phụ tải. Như vậy tại mỗi trạm biến áp phía đầu phụ tải ta phải đặt 2 MBA mỗi máy nối vào một phần đoạn thanh góp riêng và giữa các phân đoạn này có đặt một thiết bị đóng cắt tự động khi cần thiết. 5.1.3 Chọn cụng suất của cỏc mỏy biến ỏp: Do ta có n=2 nên công thức xác định công thức công suất tính toán của máy biến áp có thể được xác định theo công thức sau: Si = Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 1: Ta cú : S1= (MW) Vậy ta chọn mỏy TPDH-32000/110 cú Sdm = 32 (MW). Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 2: Ta cú : S2= (MW) Vậy ta chọn mỏy TPDH-25000/110 cú Sdm = 25 (MW). Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 3: Ta cú : S3= (MW) Vậy ta chọn mỏy TDH-16000/110 cú Sdm =16 (MW). Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 4: Ta cú : S4= (MW) Vậy ta chọn mỏy TPDH-32000/110 cú Sdm = 32 (MW). Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 5: Ta cú : S5= (MW) Vậy ta chọn mỏy TPDH-25000/110 cú Sdm = 25 (MW). Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 6: Ta cú : S6= (MW) Vậy ta chọn mỏy TPDH-25000/110 cú Sdm = 25 (MW). Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 7: Ta cú : S7= (MW) Vậy ta chọn mỏy TDH-16000/110 cú Sdm =16 (MW). Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 8: Ta cú : S8= (MW) Vậy ta chọn mỏy TPDH-25000/110 cú Sdm = 25 (MW). Cụng suất mỗi mỏy cho phụ tải số 9: Ta cú : S9= (MW) Vậy ta chọn mỏy TDH-16000/110 cú Sdm =16 (MW). Chọn máy biến áp tăng áp của nhà máy điện I: Do máy phát điện của nhà máy nhiệt điện nối bộ với máy biến áp tăng áp, lượng công suất tự dùng lấy ngay ở đầu cực máy phát, nên ta chọn máy biến áp tăng áp cho nhà máy theo điều kiện sau : SđmBA ³ SđmF- STd Trong đó: SđmF: Là công suất đặt của một tổ máy. STd : Là công suất tự dùng = 8%.Sđmáy phát Nhà máy I có công suất đặt của 1 tổ máy là: PI=50 (MW), cosj =0,85. Do đó ta có: SF1 = 50 + j31 (MVA) Std1 = 0,08.(50+j31) = 4+ j2,48 (MVA) → SdmBA1 = 46+j28,52 (MVA) Vậy SđmBA1 ≥ Vậy ta chọn mỏy TDH – 63000/110 cú Sdm = 63 (MVA) Chọn máy biến áp tăng áp của nhà máy điện II: SđmBA ³ SđmF- STd Trong đó: SđmF: Là công suất đặt của một tổ máy. STd : Là công suất tự dùng = 8%.Sđmáy phát Nhà máy II có công suất đặt của 1 tổ máy là: PII=50 (MW), cosj =0,85. Do đó ta có: SF2 = 50 + j31 (MVA) Std2 = 0,08.(50+j31) = 4+ j2,48 (MVA) → SdmBA2 = 46+j28,52 (MVA) Vậy SđmBA2 ≥ Vậy ta chọn mỏy TDH – 63000/110 cú Sdm = 63 (MVA) Từ số liệu của cỏc MBA tỡm được tra bảng số liệu ta có bảng sau: Loại MBA Số liệu kỹ thuật Số liệu tớnh toỏn Uđm (kV) UN % ÄPN (kW) ÄP0 (kW) I % RT (Ω) XT (Ω) ÄQ0 (kVAr) Cao Hạ TDH 16.000/110 115 10,5 10,5 85 21 0,85 4,38 87,7 136 TPDH 20.000/110 115 10,5 10,5 93,6 18,8 0,85 3,6 65,4 170 TPDH 25.000/110 115 10,5 10,5 120 29 0,75 2,54 55,9 200 TPDH 32.000/110 115 10,5 10,5 145 35 0,75 1,78 43,5 240 TPDH 40.000/110 115 10,5 10,5 175 42 0,7 1,44 34,8 280 TDH 63.000/110 115 10,5 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 TD 125.000/110 115 10,5 10,5 520 120 0,55 0,33 11,1 678 5.2.CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY CÁC TRẠM VÀ MẠNG ĐIỆN: 5.2.1. Sơ đồ trạm biến áp tăng áp: Ở các trạm biến áp tăng áp của 2 nhà máy, máy phát và MBA được nối theo sơ đồ mỗi máy phát có một máy biến áp riêng, hệ thống thanh góp được sử dụng trong sơ đồ là 2 hệ thống thanh góp và các máy cắt đời mới , cách điện bằng khí SF6 vận hành liên tục suốt 20 năm không cần bảo trì. Vì vậy không phải dùng thanh góp vòng. Sơ đồ nối dây như sau: 5.2.2. Sơ đồ trạm biến ỏp trung gian: Ta sử dụng sơ đồ hệ thống 2 thanh góp: 5.2.3. Trạm cuối: Để nối điện tới các phụ tải ta dùng sơ đồ cầu, đặc điểm của sơ đồ này là số máy cắt dùng ít hơn số mạch mà tính đảm bảo vẫn được duy trì. Sơ đồ cầu được áp dụng khi có 4 mạch. Sơ đồ cầu ngoài (sơ đồ có máy cắt ở phía máy biến áp ). Trong sơ đồ này, về phía đường dây không có máy cắt mà chỉ có dao cách ly. Khi sửa chữa hay sự cố một máy biến áp, hai đường dây vẫn làm việc bình thường. Ngược lại khi sự cố một đường dây thì một máy biến áp tạm thời bị mất điện. Sơ đồ này chỉ thích hợp với đường dây ngắn, các trạm biến áp cần phải thường xuyên đóng cắt máy biến áp . Sơ đồ cầu trong ( Sơ đồ cầu có máy cắt ở phía đường dây). Trong sơ đồ này về phía cao áp của máy biến áp không đặt máy cắt. Với sơ đồ này những ưu nhược điểm hoàn toàn ngược lại hoàn toàn so với sơ đồ cầu trong, và nó thích hợp với các trạm biến áp ít phải đóng cắt máy biến áp và chiều dài đường dây lớn. Sơ đồ cầu ngoài Sơ đồ cầu trong (≤ 70 KM) (≥70 KM ) PHẦN II : PHẦN CHUYÊN ĐỀ THIẾT KẾ ĐƯỜNG DÂY TRÊN KHÔNG CHƯƠNG 1 CÁC YÊU CẦU KINH TẾ KỸ THUẬT KHI THIẾT KẾ Trên cơ sở đã biết trước loại dây dẫn và tiết diện, mặt bằng và mặt cắt của tuyến đường dây với mọi chi tiết cần thiết, thiết kế đường dây trên không là làm các công việc sau: Chọn loại cột, vị trí cột, độ cao cột, cách bố trí dây dẫn trên cột, độ võng căng dây, khoảng các giữa các pha, dây pha và dây chống sét nếu có, khoảng cách giữa dây dẫn với đất và các phần không dẫn điện của cột … sao cho thoả mãn được các yêu cầu về kinh tế – kỹ thuật sau: 1.1. YÊU CẦU KỸ THUẬT: Các phần tử của đường dây trên không là dây dẫn, dây chống sét và cột không được hư hỏng, làm cho đường dây phải ngừng công tác trong các trạng thái làm việc bình thường và sự cố. Dây dẫn có thể bị đứt khi bị tác động làm cho ứng suất trong dây vượt quá khả năng chịu đựng của dây dẫn: Gió bão + trọng lượng riêng của dây, nhiệt độ quá thấp làm dây co lại gây ứng suất lớn trong dây, dây bị rung động hoặc bị bật làm dây đứt. Cột có thể bị uốn hoặc bị néo do gió bão + trọng lượng dây + trọng lượng cột và chuỗi sứ, ở cột néo, néo góc có lực kéo không cân bằng của dây. Khi sự cố đứt dây cột bị lực kéo tác động. Không thể đảm bảo tuyệt đối dây không bao giờ bị bị hỏng, cột không bao giờ đổ vì làm như vậy giá thành đường dây sẽ rất đắt. Chỉ đảm bảo khả năng đó xảy ra ở mức chấp nhận được. Điều này thể hiện ở các điều kiện tính toán: không tính các cơn bão quá lớn và có xác suất xuất hiện quá nhỏ, hoặc nhiệt độ quá thấp,… và ở sự lựa chọn các hệ số an toàn, không thể chọn các hệ số này quá lớn. Độ bền của đường dây ở mức nào là bài toán kinh tế – kỹ thuật. Không được để sảy ra các tình huống làm ảnh hưởg đến chế độ tải điện của đường dây. Ví dụ dây dẫn tiến đến gần nhau hoặc chạm nhau hoặc chạm vào dây chống sét và các vật nối đất trong các trạng thái vận hành gây nên phóng điện hay ngắn mạch. Không được để ảnh hưởng đến các hoạt động bình thường của các công trình ở dưới hoặc lân cận đường dây trên không, như: giao thông bên dưới đường dây ( đường sắt, bộ, sông,…), đường dây điện hay dây thông tin cắt chéo đường dây hay chạy song song với đường dây. Khoảng cách từ đường dây trên không và đất nếu thấp quá sẽ gây không an toàn cho giao thông dưới đường dây trên không. Nếu dây bị đứt sẽ gây nguy hiểm cho giao thông và cho người. Điện áp trên đường dây trên không có thể cảm ứng sang các đường dây điện và thông tin nếu chúng đi gần nhau hoặc giao nhau với khoảng cách nhỏ. Điện áp cảm ứng này nếu lớn sẽ ảnh hưởng đến công tác của đường dây này. Điện áp cảm ứng từ đường dây thiết kế sang đường dây điện đi gần nó có thể đạt tới mức nguy hiểm cho các đường dây này. Không được ảnh hưởng đến an toàn điện của người và gia súc hoạt động dưới hoặc lân cận đường dây trên không. Phải có khoảng cách an toàn giữa dây dẫn và đất, giữa dây dẫn và các vật chung quanh đường dây. Điện trường dưới đường dây 500kV ảnh hưởng đến người và gia súc ở dưới đường dây, vì vậy phải có biện pháp hạn chế sự ảnh hưởng này. Bốn yêu cầu trên đây là các yêu cầu kỹ thuật, được xét đến trong các trạng thái bình thường và sự cố của đường dây. 1.2.YÊU CẦU KINH TẾ: Yêu cầu về kinh tế đó là: Chi phí thấp nhất, trong đó có vốn đầu tư và chi phí vận hành. Có nhiều phương án thực hiện đường dây thoả mãn các yêu cầu kỹ thuật nêu trên, phải chọn phương án tối ưu về mặt kinh tế từ các phương án đảm bảo về mặt kỹ thuật Thường thì một đường dây, khi đã xác định loại cột và phụ kiện, có thể có nhiều phương án rải cột. Các phương án này coi như có chi phí vận hành như nhau. Vậy phương án kinh tế nhất là phương án có vốn đầu tư nhỏ nhất. Như vậy là có 2 bài toán kinh tế: 1- Bài toán tổng quát: xác định nguyên liệu, kích thước cột và phụ kiện sao cho đường dây tối ưu về kinh tế. Ta biết rằng giá thành của cột phụ thuộc vào nguyên liệu và độ cao cột. Nếu cột thấp thì giá rẻ nhưng phải dùng nhiều cột, ngược lại nếu cột cao thì sẽ đắt hơn song chỉ phải dùng ít cột. Như vậy sẽ có kích thước cột tối ưu làm cho đường dây đạt hiệu quả kinh tế cao nhất. Bài toán này được giải quyết ở cấp hệ thống điện, định ra các cột tiêu chuẩn và chỉ dẫn sử dụng cho các khu vực khác nhau của hệ thống điện. Đối với phụ kiện cũng được chuẩn hoá như vậy. 2- Bài toán riêng biệt cho từng đường dây cụ thể. Bài toán này do kỹ sư thiết kế thực hiện. Họ cần phải tìm phương án rải cột và tìm các giải pháp kỹ thuật sử lý các tình huống cụ thể một cách hiệu quả nhất về kinh tế. CHƯƠNG 2 TRÌNH TỰ THIẾT KẾ ĐƯỜNG DÂY TRÊN KHÔNG V iệc truyền tải và phân phối điện năng ở nước ta hiện nay chủ yếu sử dụng đường dây trên không, do vậy thiết kế các tuyến đường dây trên không là một việc làm rất cấp thiết và quan trọng, cần phải tính toán sao cho phương án đưa ra vừa đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật vừa tối ưu về kinh tế. Điều kiện làm việc của đường dây trên không luôn thay đổi do phụ thuộc vào nhiều yếu tố (dòng công suất, điện áp, trọng lượng, sức căng, tác động của môi trường.v.v...) nên ngoài việc tính toán lựa chọn theo yêu cầu kỹ thuật điện còn phải tính toán kiểm tra phần cơ khí đường dây như cột, xà, sức căng, độ võng.v.v... Việc thiết kế và thi công phải được thực hiện hết sức chặt chẽ, chính xác ví ảnh hưởng trực tiếp tới điều kiện vận hành của mạng điện. Quá trình tính toán thiết kế bao gồm các bước sau: Chuẩn bị mặt bằng và mặt cắt của tuyến đường dây Lựa chọn sứ cách điện Lựa chọn cột Tính tải trọng lên dây dẫn trong các trạng thái vận hành Tính khoảng cột tính toán, ltt. Chia cột: - Căn cứ vào địa hình cho bởi mặt bằng và mặt cắt của tuyến đường dây, xác định vị trí các cột, loại cột, móng và độ cao của chúng sao cho đảm bảo khoảng cách yêu cầu tối thiểu đối với đất và các công trình dưới đường dây và các điều kiện an toàn khác. Sử dụng đường cong mẫu để tính toán. - Tính kiểm tra lại ứng suất, độ võng, độ lệch ngang của dây và chuỗi sứ, khoảng cách an toàn giữa các dây dẫn trong các trạng thái khác nhau của điều kiện nhiệt độ, khí hậu, môi trường, ... - Nếu địa hình bằng phẳng thì dùng một độ cao của cột và khoảng cách ltt, nghĩa là các cột cách đều nhau một khoảng bằng ltt. Nếu điạ hình không bằng phẳng thì độ cao cột và khoảng cột sẽ tuỳ theo địa hình. Chọn giải pháp chống sét, tính toán dây chống sét. Tính toán các khoảng vượt nếu có. Kiểm tra độ lệch của chuỗi sứ. Tính tạ chống rung. Tính độ võng thi công: Tính độ võng trong các trạng thái thời tiết khi thi công để thi công. Tính kiểm tra cột: Tính lực tác động lên các cột trong trạng thái bình thường và sự cố Trong đồ án thiết kế này, do hạn chế về mặt thời gian nên em chỉ thực hiện các nội dung sau: 1,2,3,4,5,6,7,9,10, và 11. 2.1.CHUẨN BỊ SỐ LIỆU VỀ ĐƯỜNG DÂY VÀ ĐỊA HÌNH NƠI ĐƯỜNG DÂY ĐI QUA: 2.1.1.Số liệu về đường dây: Cho biết loại dây dẫn và tiết diện dây dẫn: A hoặc AC hay các dây khác, tiết diện định mức,loại dây chống sét. Từ mã hiệu dây tra ra các thông số khác: - Tiết diện dây F và tiết diện dây chống sét F. Tiết diện dây AC là tổng tiết diện phần nhôm và tiết diện phần thép. F = F + F (mm) - Đường kính dây d (mm) - Trọng lượng riêng P (daN/m) - Ứng suất giới hạn , (daN/mm) - Môđun đàn hồi E và hệ số giãn nở nhiệt a. 2.1.2. Công việc khảo sát: Công việc do bộ phận khảo sát thực hiện. Để có thể thiết kế đường dây phảI vẽ bản đồ chi tiết mặt bằng và mặt cắt dọc tuyến đường dây sẽ đi qua với tỷ lệ xích: chiều cao 1cm = 5m (1:500), trên mặt bằng, chiều dài 1cm = 50m (1:5000). Một số vị trí đặc biệt dùng tỷ lệ: 1cm = 2m (1:200) (cao) và 1cm = 20m (1:2000) (dài). 2.2. LỰA CHỌN CÁC LOẠI CỘT TIÊU CHUẨN SẼ SỬ DỤNG: Cột là bộ phận quan trọng nhất của đường dây, nó quyết định tính kinh tế của đường dây. Tuỳ theo tình hình cụ thể của đường dây được thiết kế người thiết kế chọn trong các cột tiêu chuẩn, các loại cột thích hợp cho đường dây được thiết kế. Các cột tiêu chuẩn có thể là cột bê tông cốt thép hay cột thép với các chủng loại và độ cao khác nhau. Sau khi đã chọn được cột, xác định được điểm treo dây thấp nhất của từng loại cột, độ rộng xà, các đặc tính kỹ thuật cần thiết kiểm tra khi chia cột. Lựa chọn cột và sứ cách điện phụ thuộc vào nhau, muốn chọn được sứ phải biết được cột và đặc tính của cột để tính sứ. Ngược lại phải biết sứ mới tính được độ cao treo dây. Cho nên 2 mục chọn cột và sứ phải làm đồng thời và hiệu chỉnh lẫn nhau. 2.3. LỰA CHỌN SỨ CÁCH ĐIỆN VÀ PHỤ KIỆN: Nếu đường dây đến 35kV thì dùng sứ đứng, đường dây 110kV trở lên dùng sứ treo. Số bát sứ cho điện áp 110 – 500 kV ở độ cao 1000m so với mặt nước biển tính như sau: n = n : số bát sứ trong một chuỗi, là số nguyên lớn hơn gần nhất kết quả tính được. d : suất đường rò lựa chọn. D : chiều dài đường rò điện của bát sứ (theo catalog), cm. Đối với DDK đến 110kV: chuỗi néo có nhiều hơn 1 bát sứ so với chuỗi đỡ. 2.4.TÍNH TẢI TRỌNG CƠ HỌC TÁC ĐỘNG LÊN DÂY: Tải trọng do trọng lượng dây Pd Tỷ tải do trọng lượng cho dây dẫn g và dây chống sét g được tính theo công thức: (daN/m.mm2) (daN/m.mm2) Áp lực gió tính theo công thức sau: qv= qo.gsd.k Lực gió tác động lên 1 m dây dẫn được tính như sau: Pvd= Cx.a.qv.d.10-3 Trong đó: Cx: Là hệ số khí động học của dây dẫn, nó phụ thuộc vào đường kính dây. a : Là hệ số không đều của áp lực gió, a phụ thuộc vào qv. Tỷ tải tác động lên dây dẫn do bão là: gvB= Pvd/Fd Tỷ tải tổng hợp là : gB= (daN/m.mm2) 2.5. PHƯƠNG TRÌNH TRẠNG THÁI CỦA DÂY DẪN: Khi ta treo dây lên 2 cột có khoảng cột l(m), với độ võng là f khi nhiệt độ môi trường là q và tốc độ gió là v thì tại điểm treo dây thấp nhất trong dây dẫn sẽ sảy ra ứng suất sbđ ban đầu( ngay lúc treo dây song). Sau đó nhiệt độ thay đổi hoặc tốc độ gió thay đổi, hoặc cả 2 đồng thời ứng suất s cũng thay đổi. s sẽ lớn hơn hay nhỏ hơn sbđ đồng thời độ võng f cũng thay đổi theo. Người thiết kế phải tính ra độ võng ban đầu sao cho: Trong mọi trường hợp biến đổi của thời tiết thì s không được vượt quá giá trị cho phép scp, vì như vậy sẽ làm hỏng dây dẫn. Độ võng không được lớn quá, vì sẽ làm cho khoảng cách an toàn từ đường dây tới đất bị vi phạm. Để làm được việc này người thiết kế phải biết được: Quy luật biến đổi của ứng suất s, độ võng f theo nhiệt độ và tốc độ gió thể hiện qua tỷ tải g và gv. Quy luật biến đổi này chính là phương trình trạng thái của dây dẫn: Trong đó: so : ứng suất trong trạng thái xuất phát [kg/mm2]. go : tỷ tải của dây dẫn trong trạng thái xuất phát [kg/m.mm2]. qo : nhiệt độ môi trường trong trạng thái xuất phát [oC]. l : khoảng vượt của dây dẫn [m]. E : là môdun đàn hồi của dây dẫn [kg/mm2, hay N/mm2]. s : ứng suất trong trạng đến [kg/mm2]. go : tỷ tải của dây dẫn trong trạng thái đến [kg/m.mm2]. qo : nhiệt độ môi trường trong trạng thái đến [oC]. a : Hệ số dãn nở đẳng trị. Nhờ phương trình này mà ta có thể tính được ứng suất s trong trạng thái có tỷ tải gT và nhiệt độ q đã biết xuất phát từ một trạng thái ban đầu (còn gọi là trạng thái xuất phát hay trạng thái cơ sở) có tỷ tải go, qo và ứng suất so đã biết. Nếu hai điểm treo dây không bằng nhau thì phương trình trạng thái sẽ là: Đây là những phương trình cơ bản để thiết kế đường dây trên không. Để giải phương trình (1.1) ta đặt: A = B = Ta có phương trình trạng thái bậc 3 của s như sau: Phương trình trên được giải bằng phương pháp gần đúng để tìm nghiệm s . 2.6. KHOẢNG CỘT TỚI HẠN CỦA DÂY DẪN: Để tính ứng suất trong dây dẫn ở các trạng thái khác nhau cần xuất phát từ một trạng thái nào đó, trong đó tỷ tải gto,qo, và ứng suất so đã biết – trạng thái này gọi là trạng thái ban đầu hay trạng thái xuất phát. Từ trạng thái xuất phát nhờ phương trình trạng thái ta tính được ứng suất các trạng thái khác khi biết tỷ tải và nhiệt độ của chúng. Để dây dẫn có thể làm việc được thì ứng suất d trong các trạng thái phải nhỏ hơn ứng suất cho phép sCP của dây trong trạng thái tương ứng. Nếu như biết được trạng thái có ứng suất vận hành lớn nhất, lấy trạng thái này làm trạng thái xuất phát vơi s = scp thì ứng suất tính được của tất cả các trạng thái khác sẽ thoả mãn điều kiện nhỏ hơn ứng xuất cho phép. Trong thực tế có 3 trạng thái trong đó cần đảm bảo ứng suất cho phép: Trạng thái nhiệt độ thấp nhất. Trạng thái bão. Trạng thái nhiệt độ trung bình. Trong đó 2 trạng thái 1 và 2 có thể xẩy ra ứng suất lớn nhất có thể làm đứt dây, trạng thái 3 có ứng suất không lớn như 2 trạng thái trên nhưng vì trong trạng thái này, để chống rung do gió ứng suất cho phép thấp hơn, nên cũng có nguy cơ vượt ứng suất cho phép như hai trạng thái trên. Nếu đảm bảo ứng suất trong các trạng thái này thì cũng đảm bảo ứng suất cho phép trong tất cả các trạng thái còn lại. Vậy cần phải lấy một trong 3 trạng thái này làm trạng thái xuất phát. Vì thế cần phải giải quyết trước tiên bài toán : Trạng thái nào trong 3 trạng thái này có thể gây ra ứng suất vượt khung trong dây dẫn để chọn làm trạng thái xuất phát, điều này phụ thuộc vào độ dài khoảng cột của đường dây. Sự diễn biến của ứng suất trong một trạng thái nhất định phụ thuộc vào khoảng cột. Do đó chính khoảng cột là mốc giới để xác định xem ứng suất vượt khung sẽ xảy ra trong trạng thái nào?. Khi thiết kế đường dây ta chọn được khoảng cột l(m). Ta cần biết với khoảng cột này phải chọn trạng thái nào làm trạng thái xuất phát?. Muốn vậy trước hết phải xác định được khoảng cột tới hạn lk. Khoảng cột tới hạn lk xác định cho từng cặp trạng thái trong 3 trạng thái ứng suất, ta có 3 khoảng cột tới hạn : l1k- khoảng cột tới hạn giữa trạng thái nhiệt độ trung bình và lạnh nhất. l2k- khoảng cột tới hạn giữa trạng thái lạnh nhất và trạng thái bão. l3k- khoảng cột tới hạn giữa trạng thái nhiệt độ trung bình và trạng thái bão. 2.6.1.Khoảng cột tới hạn l2k: l2k là khoảng cột tới hạn giữa trạng thái lạnh nhất và trạng thái bão, đây là 2 trạng thái có thể xảy ra ứng suất lớn nhất. Để đảm bảo ứng suất cho phép trong 2 trạng thái này ta có thể làm một trong 2 cách: đó là lấy trạng thái bão làm trạng thái xuất phát, cho ứng suất trạng thái này = scp hoặc lấy trạng thái lạnh nhất làm trạng thái xuất phát, cho ứng suất trạng thái này = scp . Kết quả là ta tính được khoảng cột tới hạn l2k như sau: Trong đó: gB2= g2+g2VB gomin2 = g2 g là tỷ tải do trọng lượng dây; gvB là tỷ tải do gió. Thay vào công thức trên ta được: Ứng với mỗi ứng suất lựa chọn một khoảng cột tới hạn, tuy nhiên ta chỉ quan tâm đến ứng suất giới hạn của dây dẫn vì thiết kế đường dây theo điều kiện ứng suất giới hạn xảy ra ở trạng thái nhiệt độ thấp nhất hoặc bão cho hiệu quả kinh tế cao nhất. Sau khi tính được khoảng cột tới hạn ta lấy khoảng cột thực tế so với khoảng cột tới hạn : Nếu l > lth ứng suất lớn nhất trong dây dẫn sẽ xảy ra trong trạng thái bão, vậy ta phải lấy trạng thái bão làm trạng thái xuất phát, lấy ứng suất = ứng suất cho phép để tính toán. Nếu l < lth thì ứng suất lớn nhất xảy ra trong trạng thái nhiệt độ thấp nhất và ta lấy trạng thái này làm trạng thái xuất phát để tính toán, ứng suất xảy ra trong chế độ này là ứng suất cho phép. Nếu l = lth thì xuất phát từ trạng thái nào cũng được. 2.6.2.Khoảng cột tới hạn l1k và l3k. Nếu như không có hạn chế về ứng suất trong trạng thái nhiệt độ trung bình năm( gọi tắt là trạng thái trung bình) thì chỉ cần tính l2k là được vì ứng suất trong trạng thái trung bình nhỏ hơn trong trạng thái bão và lạnh nhất. Tuy nhiên do ứng suất cho phép trong trạng thái trung bình nhỏ hơn các trạng thái lạnh nhất và bão nên ứng suất thực tế trong trạng thái trung bình có thể lớn hơn ứng suất cho phép trong trạng thái này scptb. Trong trường hợp khoảng cột thực tế l nằm trong khoảng (l1k, l3k) thì dùng trạng thái nhiệt độ trung bình làm trạng thái xuất phát. Công thức tính l1k như sau: Công thức tính l3k như sau: Trong đó: qmin, sqmin: nhiệt độ và ứng suất trong trạng thái nhiệt độ thấp nhất (5oC). qmax,dqmax: nhiệt độ và ứng suất trong trạng thái nhiệt độ cao nhất (40oC). qtb : Nhiệt độ trung bình năm. scp : ứng suất cho phép trong trạng thái lạnh nhất và bão. scptb: ứng suất cho phép trong trạng thái nhiệt độ trung bình năm. g,gvb,gB: là tỷ tải do trọng lượng dây, do gió, và tỷ tải tổng hợp khi bão. E: là hệ số đàn hồi. a :hệ số dãn nở do nhiệt. E,a tra trong bảng số liệu dây dẫn. gqmin= gtb= g = g1; qB= qtb. 2.7. CÁC PHƯƠNG TRÌNH TRẠNG THÁI: Nếu lấy trạng thái nhiệt độ thấp nhất (lạnh nhất, 5oC) làm cơ sở: Nếu lấy trạng thái bão làm cơ sở: Nếu lấy trạng thái nhiệt độ trung bình năm làm cơ sở: 2.8. KHOẢNG CỘT TÍNH TOÁN LTT: Khoảng cột tính toán là khoảng cột dài nhất khi đường dây đi qua trên mặt phẳng cho loại cột cơ sở đã chọn đảm bảo các điều kiện: Độ cao từ điểm thấp nhất của dây dưới cùng đến mặt đất đúng bằng độ cao yêu cầu Hyc trong trạng thái nóng nhất. Trong trạng thái lạnh nhất, bão và nhiệt độ trung bình, ứng suất trong dây nhỏ hơn ứng suất cho phép đối với dây dẫn ở trạng thái đó. Với mỗi loại cột, đúng hơn là với mỗi độ cao treo dây chỉ có một khoảng cột dài nhất duy nhất, ký hiệu là ltt. 2.8.1.Tính khoảng cột tới hạn l1k, l2k,l3k Tính theo các công thức (1.4.2 – 1.4.4). 2.8.2.Phương pháp tính trực tiếp: Cách tính này có thể lập trình cho máy tính. Ta có quan hệ giữa s cho trạng thái nóng nhất với tỷ tải g và độ võng cho phép : G là tỷ tải do trọng lượng. Lấy trạng thái xuất phát là trạng thái ký hiệu là “0”, trạng thái tới là trạng thái nóng nhất, ta có phương trình trạng thái: trong đó g và q là tỷ tải và nhiệt độ, s là ứng suất cho phép của trạng thái xuất phát. Thay s theo công thức vào công thức trên và thay l=l ta được: A.l - B.l - C = 0 trong đó : A = B = C = Giải phương trình trên ta có nghiệm : = Căn cứ vào các khoảng cột tới hạn tính được,chọn trạng thái xuất phát. Trước hết giải bài toán cho một trạng thái xuất phát,ta được l. So sánh l với các khoảng cột tới hạn, nếu l ứng với khoảng cột tới hạn nào thì ta tính lại với trạng thái xuất phát tương ứng với l đó. 2.9. ĐƯỜNG CONG MẪU SABLON: Để thực hiện treo dây theo cùng một đường cong căng dây, người ta dùng đường cong căng dây mẫu SABLON. Đó là đường cong căng dây được tính cho ứng suất sử dụng ssd, ứng suất này được tính tương ứng với một khoảng cột sử dụng lsd, sau đó ta làm sao cho đường cong này được áp dụng ở mọi khoảng cột, nghĩa là chọn vị trí cột sao cho đường cong căng dây mẫu luôn được bảo toàn. Làm như vậy thì dù cho các khoảng cột không bằng nhau, các cột có độ cao khác nhau nhưng ứng suất trong dây sẽ bằng nhau cho mọi khoảng cột. SABLON là các đường cong parabol song song với nhau, vẽ cho dây pha thấp nhất và ở nhiệt độ cao nhất. Công thức tính: K= Cho x=50, 60, …, 400m rồi lập bảng tính: Độ dài, x(m) 50 … 400 Độ cao, y(m) Vẽ tối thiểu 3 đường cong căng dây mẫu theo tỷ lệ xích tương ứng với tỷ lệ của bản đồ: dọc: 1cm ® 5m ngang: 1cm ® 50m Do độ không chính xác khi vẽ mặt cắt theo tỷ lệ nhỏ, cần dự trữ 0,3-0,5m cho khoảng cách đất: Khi vẽ đường cong thứ 2 thì dịch xuống dưới 0,3-0,5m. Khi vẽ đường cong thứ 3 thì lấy bằng độ cao cột. Đường 1: Đường cong căng dây. Đường 2: Lấy khoảng cách đất yêu cầu - đường này phải tiếp xúc với mặt đất hoặc cao hơn, không được cắt. Đường 3: Chân cột cách đường 1 bằng độ cao treo dây 1 2 3 HYC+0.5m h Đường cong treo dây tính ở đây có ứng suất ssd, nếu thay đổi độ cao của cột nhưng vẫn giữ nguyên dạng đường cong treo dây này thì ssd vẫn giữ nguyên giá trị. Điều này rất quan trọng vì khi chia cột người ta muốn ssd ở mọi khoảng cột là như nhau, dù khoảng cột có độ dài khác nhau. Muốn vậy phải giữ nguyên dạng đường cong treo dây này. Khoảng cột sử dụng có thể lấy bằng: lsd = ( 0,8 – 0,9).ltt 2.10. CHIA CỘT BẰNG SABLON: Sau khi xác định được đường cong căng dây mẫu SABLON ta tiến hành rải cột như sau: Xuất phát từ cột xuất tuyến (ở mặt cắt thiết kế này là cột néo tại vị trí G6) ta đánh số thứ tự là 1. Đặt SABLON sao cho đường cong treo dây 1 đi qua điểm treo dây của cột 1 và đường cong số 3 đi qua điểm chân cột 1, sao cho điểm thấp nhất của đường cong số 2 tiếp xúc với mặt đất hoặc điểm cao nhất của vật cản, trục vuông góc với mặt phẳng đất tức là song song với cột 1. Điểm cắt mặt đất của đường cong số 3 chính là điểm chân cột 2, vẽ đường thẳng đứng ta có cột số 2. Tiếp tục như vậy ta xác định được các cột số 3 và số 4…. Trong quá trình xác định vị trí cột kế tiếp ta phải lưu ý: Vị trí phải có khả năng thi công được, và phải đảm bảo khoảng cách yêu cầu của dây dẫn đến đất, đồng thời cũng đảm bảo mọi điều kiện kỹ thuật của dây. Nếu trong khoảng cột có vật cản cần phải giữ khoảng cách an toàn, ta phải xê dịch SABLON theo chiều dọc sao cho đường cong treo dây số 1 cách điểm cản này độ cao an toàn đã biết, nếu không tìm được vị trí như vậy ta phải xê dịch cột lại gần vật cản. Nếu vẫn không đạt nghĩa là cột thấp quá, ta phải dùng cột cao hơn, có thể chỉ cần nâng cao 1 trong 2 cột, hoặc phải nâng cả 2 cột. Ngoài các phương án vượt vật cản trên ta còn có thể dùng biện pháp khác đó là hạ thấp độ cao vật cản, song trong phạm vi bản thiết kế ta không đề cập đến phương án này. Sau khi xác định đươc vị trí cột theo SABLON ta phải kiểm tra ngay trên bản đồ xem vị trí đó có khả thi không, nếu có thì xác định vị trí chính thức vị trí cột, nếu không phải xê dịch đến chỗ khả thi lân cận. 2.11. KIỂM TRASAU KHI CHỌN XONG CỘT THỨ K +1: 2.11.1. Khoảng cột trọng lượng của cột k: , là khoảng cột tương đương của khoảng cột trước cột k và sau cột k (trái và phải). * tính như sau : - Nếu điểm treo dây ở cột k lớn hơn ở cột k-1 (h> h) thì: = = - Nếu điểm treo dây ở cột k nhỏ hơn ở cột k-1 thì : = = * tính tương tự với các công thức trên nhưng thay bằng . và là khoảng cột trước cột k và sau cột k là khoảng cột trọng lượng tiêu chuẩn cho theo cột. 2.11.2. Khoảng cột gió của cột k: và là khoảng cột trước cột k và sau cột k là khoảng cột gió tiêu chuẩn cho theo cột Nếu kết quả không đạt thì phải : - Xê dịch cột nếu có thể - Sử dụng cột tiêu chuẩn khác có khả năng chịu tải cao hơn, cũng có thể dự kiến thiết kế cột mới nếu điều này làm tăng hiệu quả kinh tế của đường dây. 2.12. KIỂM TRA ỨNG SUẤT TRONG DÂY DẪN: 2.12.1.Tính khoảng cột đại biểu: Khoảng cột đại biểu là khoảng cột đặc trưng của một khoảng néo, ứng suất tính theo khoảng cột đại biểu là ứng suất xảy ra trong thực tế ở mọi khoảng cột. Bởi vì ứng suất trong mọi khoảng cột trong một khoảng néo là luôn bằng nhau, nếu như chúng không bằng nhau thì sẽ gây ra lực làm lệch chuỗi sứ và chuỗi sứ sẽ lệch đi đến vị trí sao cho các ứng suất này bằng nhau. Khoảng cột đại biểu được tính như sau: lđb= (m). Trong đó: n: là số khoảng cột trong một khoảng néo. : là độ dài khoảng cột thứ i. 2.13. KIỂM TRA HIỆN TƯỢNG KÉO NGƯỢC CHUỖI SỨ CỘT ĐỠ TRONG TRẠNG THÁI LẠNH NHẤT: Để kiểm tra hiện tượng kéo ngược chuỗi sứ cột đỡ trong trạng thái lạnh nhất ta tiến hành như sau: Xây dựng đường cong căng dây khi lạnh nhất để kiểm tra. Nếu điểm thấp nhất của đường cong treo dây trong trạng thái lạnh nhất cao hơn điểm treo dây của cột 2 thì có nghĩa là sứ bị kéo ngược. Nếu chuỗi sứ bị kéo ngược theo kiểm tra thì phải tiến hành khắc phục: Như, bỏ cột 2 và dùng cột 1 và 3 có khả năng chịu tải cao hơn, hoặc dùng tạ cân bằng, dùng cột néo, dùng cột cao hơn hoặc thấp hơn, thêm cột (ít dùng), … b1 b2 2.14. TÍNH DÂY CHỐNG SÉT: Xuất phát từ thông số thời tiết của trạng thái quá điện áp khí quyển: q = 150, không có gió. Trong trạng thái nàykhoảng cách giữa dây dẫn cao nhất và dây chống sét ở điểm giữa khoảng cột phải đạt giá trị cho phép. Độ võng của dây chống sét trong trạng thái quá điện áp khí quyển phải bằng hoặc nhỏ hơn: Trong đó: fd : độ võng của dây dẫn cao nhất h : khoảng cách thẳng đứng giữa điểm treo dây chống sét và dây dẫn h,yc : khoảng cách yêu cầu tối thiểu giữa dây chống sét và dây dẫn có giá trị khi không có gió như sau: l=150m h=3,2m = 200m = 4m = 300m = 5,5m = 400m = 7m = 500m = 8,5m Ta biết công thức tính độ võng của dây dẫn và dây chống sét như sau: fd = gd.l2/(8.sd) fcs = gcs.l2/(8.scs) Trong đó: sd, scs: ứng suất trong dây dẫn và dây chống sét trong trạng thái quá điện áp khí quyển. gd, gcs: tỷ tải của dây dẫn và dây chống sét do trọng lượng riêng. Thay fd và fcs theo các công thức trên ta rút ra ứng suất trong dây chống sét: Ứng suất scs tính theo công thức trên thoả mãn điều kiện khoảng cách yêu cầu giữa dây chống sét và dây dẫn cao nhất trong trạng thái qua điện áp khí quyển. Từ trạng thái xuất phát là trạng thái quá điện áp khí quyển với scs trên, ta tính ra ứng suất trong các trạng thái bão, lạnh nhất và nhiệt độ trung bình, bằng cách giảI phương trình trạng thái tương ứng. So sánh các giá trị ứng suất tính được với các giá trị ứng suất cho phép trong các trạng thái tương ứng, nếu các trạng thái đều thoả mãn thì tính xong. Nếu có trạng thái nào không thoả mãn thì tìm cách khắc phục. Có 2 cách khắc phục: - Tăng tiết diện dây chống sét. - Tăng độ cao treo dây chống sét. 2.15. KIỂM TRA ĐỘ LỆCH CỦA CHUỖI SỨ TRÊN CỘT ĐỠ: l j l j Trên hình vẽ (a) là trạng thái chuỗi sứ bị gió thổi lệch về phía cột, khoảng cách từ chuỗi sư đến cột có thể gây nguy hiểm trong trạng thái bão( điện áp vận hành) và trong trường hợp quá điện áp khí quyển. Trên hình vẽ (b) là tình trạng chuỗi sứ và dây dẫn bị gió thổi ra phía ngoài, khoảng cách giữa dây dẫn và vật cản xung quanh có thể đạt đến giá trị nguy hiểm. 2.15.1.Kiểm tra độ lệch vào trong của chuỗi sứ: - Góc lệch j là do tổ hợp lực kéo xuống là trọng lượng dây G và 1/2 trọng lượng chuỗi sứ Gs(lấy 1/2 vì trọng lượng chuỗi sứ phân bố đều trên chiều dọc của chuỗi sứ) và lực nằm ngang là áp lực gió Qv. Trong đó: G = Pd.lTL Gs : là trọng lượng sứ đỡ. Qv = Pv.lG k : Hệ số hiệu chỉnh theo qV. qv=40 daN/m2 k=1 qv=55 daN/m2 k=0,9 qv=80 daN/m2 k=0,8 Các giá trị khác nội suy. Độ lệch của chuỗi sứ vào trong trong chế độ điện áp vận hành lớn nhất là : r = l.sinj 2.15.2.Kiểm tra độ lệch ra ngoài của chuỗi sứ: Độ lệch chuỗi sứ ra ngoài của dây ở chính giữa khoảng cột đỡ : fx Cx= (fx+ l).sinj 2.16. TÍNH TẠ CHỐNG RUNG: Để giảm tác hại của hiện tượng rung dây do gió ngoài biện pháp giảm ứng suất cho phép trong dây dẫn trong trạng thái nhiệt độ trung bình năm, ở lưới điện 35kV trở lên còn phải treo tạ chống rung để giảm sự rung động dây dẫn do gió. Tạ chống rung được treo ở 2 đầu dây trong khoảng cột, mỗi bên tạ, chỉ khi khoảng cột rất lớn từ 600 đến 1500m mới treo 2-3 tạ mỗi bên, ở dây dẫn phân pha thì bản thân bộ căng dây cũng có tác dụng hạn chế rung, cho nên không cần thiết phải đặt tạ chống rung ở dây phân pha. Khoảng cách giữa các bộ căng dây càng nhỏ, tác dụng chống rung càng lớn, ở dây phân đôi có thể đặt 1 tạ chống rung ở đầu cột. Tạ chống rung cần đặt khi khoảng cột l >120 m và khi ứng suất thực tế trong dây dẫn và dây chống sét ở trạng thái nhiệt độ trung bình năm lớn hơn giá trị giới hạn sgh. Và khi l > 500m thì đều phải dùng tạ chống rung. Khoảng cách (m) giữa vị trí đặt tạ chống rung và điểm treo dây dẫn như sau: c = 1,75. = 0,0013.d. Trong đó: stb : là ứng suất trong trạng thái trung bình năm tính cho từng khoảng néo d : đường kính dây(d = 18,8mm). g1 : tỷ tải của dây do trọng lượng (daN/m.mm2). 2.17. TÍNH ĐỘ VÕNG THI CÔNG: Độ võng thi công là độ võng để thực hiện khi thi công đường dây. Nếu thi công đúng vào trạng thái nhiệt độ cao nhất thì độ võng treo dây chính là độ võng đã có khi chia cột. Tuy nhiên điều kiện thời tiết khi thi công khác với điều kiện tính toán, do đó độ võng cần phải thực hiện cũng khác. Do thi công gặp phải mọi điều kiện thời tiết khác nhau cho nên cho nên ta phải lập ra bảng độ võng thi công cho nhiều trạng thái thời tiết khác nhau. Khi thi công căn cứ vào trạng thái thời tiết thích hợp mà ta chọn độ võng thi công thích hợp và phải tuân thủ tuyệt đối độ võng này. Các bước tính như sau: Tính khoảng cột đại biểu cho tất cả các khoảng néo. Chọn mỗi khoảng cột đại biểu: Chọn trạng thái xuất phát căn cứ vào tương qua giữa khoảng cột đại biểu và 3 khoảng cột tới hạn. Tính ứng suất sđb và fđb trong các trạng thái nhiệt độ khác nhau từ 15o đến 40oC (không tính bão vì lúc này không thể thi công, gió bình thường không gây ảnh hưởng), là các nhiệt độ có thể xảy ra lúc thi công bằng cách giải các phương trình trạng thái trong đó trạng thái xuất phát đã chọn ở mục 2. Tính độ võng thi công cho mọi khoảng cột cho từng khoảng néo. Tính độ võng thi công cho từng khoảng cột đã chọn với từng nhiệt độ. f = g.l2/(8.sđb) Hoặc là: f = fđb.(l/lđb)2. fđb là độ võng tính theo khoảng cột đại biểu. l là chiều dài thực của khoảng cột. 6. Xác định lực kéo : T = sđb.F CHƯƠNG 3 THIẾT KẾ ĐƯỜNG DÂY TRÊN KHÔNG 3.1.GIỚI THIỆU CHUNG VỀ ĐƯỜNG DÂY. 3.1.1.Tổng quát. Tuyến đường dây thiết kế dài 5km, đoạn từ G6 – G11 nằm trong tổng quan chung của tuyến đường dây một mạch 110kV Lạng Sơn – Cao Bằng , nằm trên địa phận xã Hoàng Đồng – thành phố Lạng Sơn và huyện Cao Lộc tỉnh Lạng Sơn. STT Tên xã Tên Huyện Tỉnh 1 Hoàng Đồng Tp Lạng Sơn Lạng Sơn 2 Huyện Cao Lộc Lạng Sơn Về cơ bản tuyến đường dây đi gần với đường quốc lộ 1A và quốc lộ 1 cũ, cách đường 1A trung bình 200m. Do vậy có thể nói rằng điều kiện vận chuyển vật liệu thi công công trình này là rất thuận lợi. Các đặc điểm chính của tuyến đường dây như sau: - Chiều dài : 4818,8 m. - Góc lái : 5 góc. - Tuyến đường dây chủ yếu vượt qua đồi và thung lũng. 3.1.2.Mô tả tuyến đường dây. Từ G6-G7 dài 706m, Tuyến lái phải 1045’ - qua thung lũng trồng lúa và hoa màu khu Quán Hồ xã Hoàng Đồng, Đây là khu dân cư ở tản mạn tuyến cắt qua nhà Ông Lê Chung, Bà Phạm thị Thu, hành lang tuyến ảnh hưởng các hộ gia đình ông Hoàng Thanh Liêm. Tuyến cách đường QL1cũ từ 150-200m. Từ G7-G8 dài 1218,6m, Tuyến lái trái 13039’ căt qua dải sườn đồi cao dốc độ dốc từ 12-250 trồng cây tạp, qua thung lũng thuộc thôn Phai Cải xã Thuỵ Hùng sang G8 trên Yên đồi trồng thông và Keo từ 2-4 năm tuổi. Tuyến cách QL1A từ 200-300m Từ G8-G9 dài 910,2m, Tuyến lái phải 3046’ qua các chỏm đồi đất cao trông thông sen lẫn keo và cây tạp từ 3-4 năm tuổi cao10-13m thuộc thôn Bó Muồi xã Thuỵ Hùng về G9 trên chỏm đồi thấp phía sau Trường cấp 2 xã Thuỵ Hùng. Cách QL1 cũ từ 100-200m Từ G9-G10 dài 1264m, Tuyến lái phải 28017’ cắt qua các mom đồi đất không cao lắm trồng cây tạp nhỏ và trồng màu, qua sườn khu dân cư Pò Mạch, qua các chỏm đồi trọc cây hoang dại sim mua, cách đường QL1Atừ 300-400m. Từ đây tuýên chạy cách xa QL1 tránh khu trị xã Đồng Đăng và tránh cắt qua lại nhiều lần với tuyến Đường sắt Liên vận. Từ G10-G11 dài 498,5m, Tuyến lái trái 14049’ cắt qua đồi trọc Sim mua sang chỏm đồi cao ít cây sườn trọc cách đường liên xã từ 300-500m. Mặt cắt dọc của đường dây cho ở trang sau 3.2.ĐIỀU KIỆN ĐIẠ LÍ KHÍ HẬU. 3.2.1.Điều kiện địa chất công trình. Tuyến đường dây 110kV Lạng Sơn – Cao Bằng, đoạn từ G6-G11 nằm trên dạng địa hình đồi núi uốn nếp.Dạng địa hình này có những đặc điểm sau : Trên vùng đồ núi nhấp nhô thườn