ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
MỤC LỤC
LỜI NÓI ĐẦU 3
PHẦN 1 THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC 4
CHƯƠNG 1: PHÂN TÍCH ĐẶC ĐIỂM NGUỒN VÀ PHỤ TẢI 5
1.1 Khoảng cách các hộ phụ tải 5
1.2 Công suất các hộ phụ tải 5
1.3 Nguồn điện 6
CHƯƠNG 2 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG 8
2.1 Cân bằng công suất tác dụng 8
2.2 Cân bằng công suất phản kháng- bù công suất phản kháng 8
2.3 Xác định các chế độ vận hành của Nhà máy nhiệt điện 10
CHƯƠNG 3 DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY
TÍNH TOÁN CÁC PHƯƠNG ÁN 12
I. Dự kiến các phương án nối dây 26
II. Phương pháp chung tính toán kỹ thuật các phương án 14
2.1 Lựa chọn điện áp vận hành 14
2.2 Chọn tiết diện dây dẫn 14
2.3 Kiểm tra điều kiện kỹ thuật 14
III. Tính toán kỹ thuật các phương án 16
3.1 Phương án 1 16
3.2 Phương án 2 22
3.3 Phương án 3 26
3.4 Phương án 4 29
3.5 Phương án 5 32
CHƯƠNG 4. SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN – CHỌN PHƯƠNG ÁN 38
I . Hàm chi phí tính toán hàng năm 38
II. Chọn phương án thiết kế 42
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN1
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
CHƯƠNG 5. CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH 43
5.1 Chọn số lượng, loại máy và công suất máy biến áp 43
5.2 Chọn sơ đồ nối điện chính cho hệ thống điện 44
CHƯƠNG 6. GIẢI TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 47
6.1 Thông số kỹ thuật của hệ thống 47
6.2 Chế độ phụ tải cực đại 48
6.3 Chế độ phụ tải cực tiểu 52
6.4 Chế độ sau sự cố 54
6.5 Xác định đầu phân áp cho các hộ phụ tải 56
CHƯƠNG 7. TÍNH CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ - KỸ THUẬT 59
7.1 Vốn đầu tư cho mạng điện 59
7.2 Tổn thất công suất trong mạng điện 60
7.3 Tính tổn thất điện năng trong mạng điện 60
7.4 Tính chi phí vận hành hàng năm 61
7.5 Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật 62
PHẦN II THIẾT KẾ TRẠM BIẾN ÁP 10,5/0,4KV – 100KVA 63
1. Mở đầu 64
2. Chọn MBA và sơ đồ nối điện 64
3. Chọn thiết bị điện cao áp 65
4. Chọn thiết bị điện hạ áp 67
5. Tính toán ngắn mạch 71
6. Tính toán nối đất cho trạm 76
TÀI LIỆU THAM KHẢO 79
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN2
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
LỜI NÓI ĐẦU
Đồ án thiết kế Hệ thống điện là một bài tập rất hữu ích đối với sinh viên
ngành Hệ thống điện. Mặc dù trong đồ án, khối lượng tính toán ít hơn và đơn
giản hơn nhiều trong thực tế. Nhưng cũng giúp sinh viên hệ thống lại các kiến
thức đã được học. Biết được các bước tiến hành khi khảo sát, tính toán, khi
thiết kế một Hệ thống điện điện hoàn chỉnh. Đáp ứng được các chỉ tiêu kinh tế -
kỷ thuật đề ra.
Sau một thời gian học hỏi và nghiên cứu, với sự giúp đỡ nhiệt tình của các
thầy cô trong khoa. Đặc biệt được sự hướng dẫn của thầy giáo TS. ĐINH
QUANG HUY. Em đã hoàn thành đồ án môn học mà Thầy đã giao. Tuy nhiên,
với kiến thức còn hạn chế, kinh nghiệm thực tiễn chưa nhiều, nên chắc chắn đồ
án của em vẫn còn nhiều thiếu sót. Vậy em rất mong sự quan tâm, chỉ bảo hơn
nữa của các Thầy, các Cô để em hoàn thành tốt đồ án môn học, cũng như
những ứng dụng thực tế sau này. Xin chân thành cảm ơn!
SV Thưc hiên: Nguyễn Thế Anh.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN3
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
PHẦN I
THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN4
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
CHƯƠNG I
PHÂN TÍCH ĐẶC ĐIỂM NGUỒN VÀ PHỤ TẢI
1.1 Khoảng cách các hộ phụ tải
Căn cứ vào sơ đồ và tỷ lệ mặt bằng đã cho, ta tính được khoảng cách các
hộ phụ tải với nhau và với nguồn như hình 1.1 sau:
1.2. Công suất các hộ phụ tải
Trong đồ án thiết kế có 8 hộ phụ tải, với tổng công suất là 234MW.
Trong đó, có 7 hộ phụ tải loại 1 và 1 hộ phụ tải (S2) là hộ loại 3. Các hộ loại 1
có yêu cầu cao về độ tin cậy cung cấp điện. Công suất các hộ phụ tải như bảng
1.2
Thời gian sử dụng công suất cực đại của các phụ tải:Tmax = 4700h. Phụ
tại cực tiểu: Pmin = 73% Pmax.
Tinh toán công suất các phụ tải.
* Phụ tải 1 :
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN5
Hình 1.1 Vị trí và khoảng cách các hộ phụ tải
1
2
5
3
8
6
4
NĐ4x50 MW
7
HTCosφ=0,8
26
19
39
34
38
23
31
24
60 km
85,4 km
100 km
53,6 km
44,7 km
36 km
40 km
63,2 km
53,6 km
41 km44,7 km
36 km44,7 km
51 km
53,3 km
50 km
41 km
36 km
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
P1max = 26 MW; Cosφ1= 0,85 → Q1max = P1max.tgφ1 = 26.0,62 =16,12(MVAr)
P1min = 73%P1max = 26.0,73 = 18,98 MW
Q1min = 73%Q1max =0,69.16,12 = 11,76 (MVAr)
* Các phụ tải còn lại:
Tính tương tự với các phụ tải còn lại. Ta có công suất các phụ tải còn lại
như bảng 1.2:
Bảng1. 1 Công suất các hộ phụ tải
Phụ tải S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7 S8 Tổng
Cosφ 0.85 0.8 0.9 0.9 0.9 0.85 0.9 0.85
Pmax
(MW)26 19 39 34 38 23 31 24 234
Qmax
(MVAr)16.12 14.25 18.89 16.47 18.40 14.25 15.01 14.87 128.27
Pmin
(MW)18.98 13.87 28.47 24.82 27.74 16.79 22.63 17.52 170.82
Smin
(MVAr)11.76 10.40 13.79 12.02 13.44 10.41 10.96 10.86 93.63
1.3.Nguôn điên:
. a. Nhà máy nhiêt điên:
Nhà máy nhiết điện gồm có 4 tổ máy công suất:
Pđm = 4x 50 = 200 MW, cosφ = 0,85.
Đối với Nhiệt điện công suất tự dùng của nhiệt điện thường chiếm một
lượng tương đối lớn, ta tính αtd = 8%. Như vậy:
Điện tự dùng của nhà máy là:
PTDmax = 8%.200 = 16 MW
Công suất cực đại cấp cho phụ tải:
PNđmax = 200 – 16 = 184 MW.
b. Hê thống điên:
Đối với mạng điện thiết kế, Hệ thống điện được coi là có công suất vô
cùng lớn. Hệ số công suất trên thanh góp của hệ thống là cosφHT = 0,8. Mặt
khác, vì hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên chọn hệ thống là nút cân
bằng công suất và nút cơ sở về điện áp. Ngoài ra, do hệ thống có công suất vô
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN6
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
cùng lớn, cho nên không cần phải dự trữ công suất trong nhà máy điện. Nói
cách khác, dự trữ công suất tác dụng và phản kháng, sẽ được lấy từ hệ thống
điện.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN7
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
CHƯƠNG II: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT VÀ DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG
THỨC VẬN HÀNH CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN.
2.1 Cân băng công suât tác dung:
- Cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu
thức:
(1)
Trong đó :
là tổng công suất phát của nhà máy Nhiệt điện :
PND = 4.50 = 200(MW)
: Tổng công suất tiêu thụ của các phụ tải ; m là hệ số đòng thời :
(m lấy bằng 1)
= P1 + P2 +P3+P4+P5+P6+P7+P8 = 234(MW)
: Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện. Ta tính
bằng 5% ptΣP =5%.234 = 11,7(MW).
: Tổng công suất tự dùng của nhà máy điện :
=8% = 8%.200 = 16(MW)
: Công suất dự trữ của toàn HTĐ. Vì thanh góp hệ thống có công
suất vô cùng lớn, nên không cần đến lượng công suất dự trữ này.
Vậy ∑PHT = m∑Ppt + ∑∆Pmđ + Ptd - ∑PND
= 234 + 11,7 + 16 – 200 = 61,7(MW)
PND + PHT = 200 + 61,7 = 261,7(MW)
2.2. Cân băng công suât phản kháng- Bù sơ bộ công suât phản kháng.
Sản xuất và tiêu thụ điện năng bằng dòng điện xoay chiều đòi hỏi sự cân
bằng giữa điện năng sản suất ra và điện năng tiêu thụ tại mỗi thời điểm. Sự cân
bằng đòi hỏi không những chỉ đối với công suất tác dụng mà cả đối với công
suất phản kháng.
Sự cân bằng công suất phản kháng có quan hệ với điện áp. Phá hoại sự
cân bằng công suất phản kháng sẽ dẫn đến thay đổi điện áp trong mạng điện.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN8
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Nếu công suất phản kháng phát ra lớn hơn công suất tiêu thụ thì điện áp
trong mạng sẽ tăng, ngược lại nếu thiếu công suất phản kháng thì điện áp trong
mạng sẽ giảm. Vì vậy để đảm bảo chất lượng cần thiết của điện áp ở các hộ tiêu
thụ trong mạng điện và hệ thống, cần tiến hành cân bằng sơ bộ công suất phản
kháng.
Phương trình cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện thiết kế
Được tính theo công thưc:
(2)
Trong đó :
: là tổng công suất phản kháng do Nhà máy Nhiệt điện
: là tổng công suất phản kháng của Hệ thống :
: là tổng công suất phản kháng tiêu thụ của phụ tải, m là hệ số
đồng thời: m lấy bằng 1:
= Q1+Q2+Q3+Q4+Q5+Q6+Q7+Q8 = 128,27(MVAr)
: Tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây.
: Tổng công suất phản kháng do đường dây sinh ra
Trong thiết kế sơ bộ ta coi . =
: là tổng tổn thất công suất phản kháng trong các trạm biến áp.
Trong thiết kế thường lấy = 15%∑QPT.= 15%.128,27 =19,24(MVAr)
: Tổng công suất phản kháng tự dùng của Nhiệt điện.
= =16.0,62= 9,92(MVAr)
Từ (2) Ta có lượng công suất phản kháng cần bù là :
Qb = QND + QHT - (m∑Qpt + ∑QBA +∑Qtd) = 124 + 46,28 – (128,27 + 19,24 + 9,92) = - 12,85(MVAr)<0
Kết luận: Không phải bù công suất phản kháng.
2.3 Xác định sơ bộ các chế độ vận hành của nhà máy Nhiêt điên:
a). Chế độ phụ tải cực đại:
Nhà máy nhiết điện gồm có 3 tổ máy. Công suất Pđm = 3x50 MW, cosφ =
0,8
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN9
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Đối với Nhiệt điện công suất phát kinh tế vào khoảng 85%Pđm. Do đó khi thiết kế lưới điện, ta chọn công suất phát kinh tế. Nghĩa là:
Ở chế độ phụ tải cực đại, công suất phát kinh tế của Nhà máy là:
PFkt = 85%.4.50 = 170(MW)
Công suất tự dùng (αtd = 8%)
Công suất phát lên hệ thống:
PFvht = PFkt – Ptd = 170 – 14,56 = 155,44 (MW)
QFkt = 155,44.0,62 = 96,37 (MVAr)
Vì công suất của nhà máy cấp cho phụ tải phải qua MBA tăng áp, nên có
tổn thất công suất phản kháng qua MBA. Tổn thất này, trong thiết kế được tính
bằng 15% công suất phản kháng truyền tải qua MBA:
∆Qba = 15%.96,37 = 14,45 (MVAr)
Công suất phản kháng cấp cho hệ thống còn:
Qvht = 96,37 – 14,45 = 81,92 (MVAr)
Công suất lấy từ hệ thống là:
PHT = (∑Ppt + 5%∑Ppt ) – (∑PFkt – Ptd)
= (234 + 5%.234) – ( 170 – 14,56) = 90,26(MW)
b). Chế độ sự cố 1 tổ máy:
Khi sự cố 1 tổ máy, 3 tổ máy còn lại phát với công suất định mức:
PFsc = 3.50 = 150 (MW)
Ptd = 8%.150 = 12(MW)
Công suất phát cho phụ tải:
PFHT = PFsc – Ptd = 150 – 12 = 138(MW)
QFsc = PFsc tgφF – ∆Qba
= 138.0,62 – 0,15.138.0,62 = 72,73(MVAr)
Công suất lấy từ hệ thống là:
PHT = (∑Ppt + 5%∑Ppt ) – (∑PFsc – Ptd)
= (234 + 5%.234) – ( 150 – 12) = 117,7(MW)
c) Chế độ cực tiểu:
Trong chế độ cực tiểu, ta cho dừng 1 tổ máy để sữa chữa. 3 tổ máy còn
lại phát với công suất kinh tế. Vậy:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN10
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
PFminKT = 0,85.3.50 = 127,5 (MW)
Công suất phát lên hệ thống:
PFvht = PFminKT – Ptd = 127,5 – 10,92 = 116,58(MW)
Qvht = 116,58.0,62 – 15%116,58.0,62 = 61,44(MVAr)
Công suất lấy từ hệ thống là:
PHT = (∑Pptmin + 5%∑Pptmin ) –∑PFvht
= (170,82 + 5%.170,82) – 115,58 = 63,78(MW)
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN11
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
CHƯƠNG III
DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY TÍNH TOÁN KỸ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN
I . Dự kiến các phương án nối dây:
Các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện phụ thuộc rất nhiều vào sơ
đồ của nó. Vì vậy, các sơ đồ mạng điện cần phải có các chi phí nhỏ nhất, đảm
bảo độ tin cậy cung cấp điện cần thiết và chất lượng điện năng yêu cầu của các
hộ tiêu thụ. Thuận tiện và an toàn trong vận hành, khả năng phát triển trong
tương lai và tiếp nhận các phụ tải mới.
Để đưa ra các phương án nối dây ta dựa vào 3 yếu tố:
+ Vị trí địa lý của các nguồn cung cấp và các hộ phụ tải.
+ Công suất các nguồn và phụ tải.
+ Nhu cầu cung cấp điện của các hộ phụ tải: Trong đồ án này có 8 hộ
phụ tải, phụ tải 4 là hộ loại 3, không yêu cầu cao về độ tin cậy cung cấp điện.
Do đó ta cấp cho hộ phụ tải này bằng một mạch đơn. Các hộ còn lại là hộ loại
1, đòi hỏi cao về độ tin cậy cung cấp điện. Do đó ta cấp bằng đường dây mạch
kép, hay mạch vòng.
Để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cho phụ tải và sự làm việc ổn định
của nhà máy, thì Nhà máy phải liên lạc với hệ thống ít nhất bằng 1 đường dây
kép hoặc 2 mạch đơn.
Để giảm tổn thất thì các phụ tải sẽ được thiết kế để nhận công suất từ
nguồn gần nhất (có thể). Các phụ tải gần nhà máy được cấp điện từ nhà máy.
Xuất phát từ những nhận xét trên. Ta dự kiến nhiều phương án nối dây.
Nhưng sau khi đánh giá sơ bộ, ta loại bỏ một số phương án có thể nhìn thấy
được những nhược điểm so với các phương án khác. Còn lại 5 phương án. Ta
tính toán, so sánh kinh tế - kỹ thuật để tìm phương án thiết kế hợp lý nhất trong
số các phương án đã đưa ra.
Sơ đồ nối dây của các phương án như sau:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN12
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN13
1
2
5
3
8
4
67
NĐHT
26
19
38
34
23
39
24
31
Hình 2.1.a Sơ đồ nối dây của PA 1
1
2
5
3
8
4
67
NĐHT
26
19
38
34
23
39
24
31
Hình 2.1.b Sơ đồ nối dây của PA 2
1
2
5
3
8
4
67
NĐHT
26
19
38
34
23
39
24
31
Hình 2.1.d Sơ đồ nối dây của PA 4
1
2
5
3
8
4
67
NĐHT
26
19
38
34
23
39
24
31
Hình 2.1.c Sơ đồ nối dây của PA 3
1
2
5
3
8
4
67
NĐHT
26
19
38
34
23
39
24
31
Hình 2.1.e Sơ đồ nối dây của PA 5
Hình 2.1 Dư kiến các phương án nối dây của Hê thống
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
II. Phương pháp chung tinh toán kỹ thuật các phương án.
2.1 Chọn cấp điên áp vận hành:
Điện áp vận hành càng cao thì càng giảm tổn thất truyền tải. Nhưng
điện áp cao thì mức đầu tư cho mạng điện sẽ rất cao. Trong thiết kế mạng điện
việc lựa chọn điện áp vận hành được chọn theo công thức kinh nghiệm sau:
(3.1)
Trong đó:
U: là điện áp vận hành kinh tế (kV)
L: Khoảng cách truyền tải của đoạn đường dây thứ (km);
P: Công suất cực đại truyền tải trên đoạn đường dây đó (MW).
2.2: Chọn tiết diên đường dây:
- Đối với lưới điện khu vực. Tiết diện của dây dẫn được chọn theo mật
độ dòng điện kinh tế:
(3.2)
Trong đó : - P, Q: Công suất tác dụng và phản kháng cực đại truyền tải trên đường
dây.(MW và MVAr)- U : điện áp vận hành của đường dây, (kV)- n : số mạch của đường dây.- Jkt : mật độ dòng điện kinh tế (A/mm2). Với Tmax = 4750 thì ta chon jkt = 1,1 (A/mm2).
Sau khi tính được Fkt Chọn tiết diện dây tiêu chuẩn gần nhất.
2.3 Kiểm tra điều kiên kỹ thuật:
Sau khi chọn được tiết diện dây tiêu chuẩn, cần kiểm tra các điều kiện kỹ
thuật trong điều kiện làm việc bình thường và các trường hợp sự cố sau:
Đối với các đường dây mạch kép ta kiểm tra khi sự cố một mạch.
Đối với mạch vòng thì kiểm tra khi mạch bị hở ở trạng thái nặng nhất đối
với nhánh cần kiểm tra.
Riêng đối với các nhánh thuộc mạch liên hệ giữa Nhà máy với Hệ thống,
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN14
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
cần kiểm tra thêm trường hợp sự cố một tổ máy lớn nhất, trong khi các tổ máy
còn lại phát với công suất định mức.
Các nhánh liên thông sẽ kiểm tra tổn thất điện áp ở nút xa nhất.
Độ bền cơ học và tổn thất vầng quang:
Để đảm bảo độ bền cơ học ta sử dụng dây nhôm lõi thép: Dây AC.
Để không phát sinh vầng quang thì:
Ở cấp điện áp 110kV: Fmin ≥ 70mm2
Ở cấp điện áp 220kV: Fmin ≥ 240mm2
Như vậy, nếu dây dẫn là loại AC có tiết diện tối thiểu đáp ứng được điều kiện trên theo từng cấp điện áp, thì đã thõa mãn điều kiện độ bền cơ và tổn thất vầng quang.
Điều kiên phát nóng:
Để đảm bảo độ phát nóng dây dẫn không quá mức cho phép thì dòng
điện chạy trên dây dẫn không được vượt quá dòng điện cho phép của dây dẫn
đó: Ilv max ≤ Icp
Trong đó : Ilv max là dòng điện làm việc lớn nhất chạy qua dây dẫn.
Điều kiên tổn thất điên áp:
+ Trong điều kiện bình thường:∆Ubtmax% ≤ 10%
+ Trong điều kiện sự cố:∆Uscmax% ≤ 20% :
(3.3)
Trong đó: + P: Công suất tác dụng truyền tải trên đường dây: (MW).
+ Q: Công suất phản kháng truyền tải trên đường dây: (MVAr).
+ U: điện áp làm việc của đường dây: (kV)
+ R: Điện trở đường dây: (Ω)
+ X: Điện kháng đường dây: (Ω)
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN15
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
III. Tinh toán kỹ thuật các phương án:
3.1 Phương án 1:
a. Phân bố công suất trên các nhánh :
Xét nhánh HT-7:
Ta có sơ đồ biểu diễn nhánh HT-7:
Sơ đồ thay thế nhánh HT-7
SHT-7 = Spt7 + ∆SHT-7
= Spt7 + (∆PHT-7 + j(∆QL - QC + ∆Qba)
Trong thiết kế sơ bộ ta tính:
∆PHT-7 = 5%Ppt7 ; ∆QL = QC ; ∆Qba = 15%Qpt7
Do đó: SHT-7 = (Ppt7 + jQpt7)+ (5%Ppt7 + 15%jQpt7)
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN16
1
2
5
3
8
4
67
NĐHT
26+j16,12
19+j14,25
38+j18,4
34+j16,47
23+j14,25
39+j18,89
24+j14,87
31+j15,01
Hình 2.2 Sơ đồ nối dây và phân bố công suất của PA 1
S7 = 31 + j15,01Xd Rd XbaRba
QcQc ∆S0=∆P0 + jQ0
HT 7
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Như vậy: SHT-7 = 1,05Ppt7 + j1,15Qpt7
= 1,05.31 + j1,15.15,01 = 32,55 + j17,26(MVAr).
Tổng quát ta có: SNi = 1,05Ppti + j1,15Qpti
Các nhánh hình tia còn lại tính tương tự, ta được kết quả như bảng 3.1
Nhánh HT-3-NĐ:
PNĐ-3 = PNĐkt – 1,05(P1 + P2 + P4 + P5 + P6)
= 155,44 – 1,05(26+19+34+38+23) = 8,44
PHT-3 = 1,05P3 – PNĐ-3 = 1,05.39 – 8,44 = 32,51 (MW)
QNĐ-3 = Qvht – 1,15(Q1 + Q2 + Q4 + Q5 + Q6)
= 81,92 – 1,15(16,12+14,25+16,47+18,4+14,25) = - 1,49(MVAr)
Tổng kết ta có công suất chạy trên các nhánh ở chế độ cực đại của
phương án 1 như bảng 3.1:
Bảng 3.1 Công suất tải trên các nhánh của phương án 1
Nhánh NĐ-1 1 - 2 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 NĐ-3 HT-3 HT-7 HT-8
P (MW) 47.25 19.95 35.7 39.9 24.15 8.44 31.25 32.55 25.20
Q(MVA) 34.91 16.39 18.94 21.15 16.39 -1.49 23.21 17.26 17.10
L (km) 44.7 36 53.9 100 60 85.4 51 53.3 50
b. Lựa chọn điên áp vận hành:
Việc lựa chọn điện áp vận vận hành kinh tế của 1 đường dây. Được chọn
theo công thức kinh nghiệm:
(kV) (3.2)
Trong đó:
Li: Khoảng cách truyền tải của đoạn đường dây thứ i (km);
Pi: Công suất cực đại truyền tải trên đoạn đường dây thứ i (MW).
Thay các số liệu từ bảng 3.1 vào công thức (3.2) ta tính được điện áp tính
toán cho các nhánh kết quả ở bảng 3.2:
Bảng 3.2 Điện áp tính toán các nhánh đường dây
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN17
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Nhánh NĐ-1 1-2 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 NĐ-3 HT-3 HT-7 HT-8
P (MW) 47.25 19.95 35.7 39.9 24.15 8.44 31.25 32.55 25.2
L (km) 44.7 36 53.9 100 60 85.4 51 53.3 50
U(kV) 123 82 109 118 92 64 102 104 92
Từ kết quả của bảng trên ta chọn điện áp của lưới là Uđm = 110 kV.
c. Chọn tiết diên dây cho các nhánh:
Nhánh HT-7:
Chọn Ftc AC-70 có: Icp = 265A; ro = 0,46Ω/km;
xo = 0,44Ω/km; b0 = 2,58.10-6S/km.
=> Zd = (ro + jx0).L = (0,46 + j0,44).53,3 = 12,26 + j11,73 (Ω).
Các nhánh còn lại:
Từ số liệu ở bảng 3.1 Tính tương tự như nhánh HT-7, ta được tiết diện
dây theo điều kiện kinh tế cho các nhánh của phương án 1 như bảng 3.3
Bảng 3.3 Thông số các nhánh của PA1 chọn theo mật độ dòng điện kinh tế
Nhánh nL
(km)Pmax
(MW)Qmax
(MVAr)Imax
(A)Fkt
(mm2)Ftc
(AC)Icp
(A) R(Ω) X(Ω)
NĐ-1 2 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39
1-2 1 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12
NĐ-4 2 60 35.70 18.94 96 88 95 330 9.90 12.90
NĐ-5 2 53.6 16.40 21.15 64 58 70 265 12.33 11.79
NĐ-6 2 85.4 24.15 16.39 70 63 70 265 19.64 18.79
NĐ-3 2 100 8.44 -1.49 20 19 70 265 23.00 22.00
HT-3 2 51 22.60 23.21 77 70 70 265 11.73 11.22
HT-7 2 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73
HT-8 2 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00
d. Kiểm tra điều kiên kỹ thuật:
Kiểm tra điều kiên độ bền cơ và tổn thất vầng quang:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN18
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Điều kiện độ bền cơ và tổn thất vầng quang đã đạt, khi ta chọn tất cả dây AC
có Ftc ≥ 70mm2
Kiểm tra điều kiên phát nóng:
Từ bảng 3.3 ta thấy, tiết diện dây chọn theo mật độ dòng điện kinh tế
luôn thõa mãn điều kiện phát nóng đối với các nhánh hình tia (vì 2Imax < Icp). Do
đó ta không cần kiểm tra phát nóng đối với mạch dạng này khi tiết diện dây
chọn theo mật độ dòng điện kinh tế.
Riêng đối với các nhánh thuộc mạch liên hệ giữa nhà máy với hệ thống
(Nhánh HT-3-NĐ), ta sẽ kiểm tra thêm trường hợp sự cố một tổ máy, các tổ
máy còn lại phát với công suất định mức:
Kiểm tra điều kiên tổn thất điên áp:
Nhánh liên lạc với hê thống:
+ Nhánh HT-3:
+ Nhánh NĐ-3:
o Điện áp trên thanh góp Nhiệt điện:
UNĐbt = UHT - ∆UHT-3 + ∆UNĐ-3 = 110 – 3,53 + 1,1 = 107,57(%)
UNĐsc = UHT - ∆UHT-3sc + ∆UNĐ-3 = 110 – 7,06 + 1,1 = 104,04(%)
Nhánh HT-7:
.
Các nhánh còn lại:
Tính tương tự, ta được kết quả tính tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình
thường và trong chế độ sự cố một nhánh, của đường dây mạch kép ở bảng 3.4
Trường hợp sự cố một tổ máy:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN19
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Ta kiểm tra kỹ thuật nhánh liên lạc giữa nhà máy với hệ thống, trường
hợp sự cố một tổ máy, trong khi 3 tổ máy còn lại phát với công suất định mức.
Ở chương 2 ta đã tính được công suất phát vào hệ thống của Nhà máy ở chế độ
sự cố là: PNĐsc = 138 MW; QNĐsc = 81,92MVAr.
Phân bố công suất tác dụng:
Công suất Nhiệt điện truyền vào nhánh NĐ-3:
PNĐ-3 = PNĐsc – 1,05(Ppt1 + Ppt2 + Ppt4 + Ppt5 + Ppt6 )
= 138 – 1,05(26+19+34+38+23) = - 9(MW) (công suất nhận từ
hệ thống về)
Công suất Hệ thống truyền vào nhánh HT-3:
PHT-3 = 1,05P1 - PNĐ-6
= 1,05.39 + 9 = 49,95 (MW).
Phân bố công suất phản kháng:
Công suất phản kháng phát vào nhánh NĐ-3:
QNĐ-3 = QNĐsc – 1,15(Qpt1 + Qpt2 + Qpt4 + Qpt5 + Qpt6)
= 72,73–1,15(16,12+14,25+16,47+14,25+18,4) = - 18,68(MVAr). (nhận từ
hệ thống về)
Công suất phản kháng trên nhánh HT-1:
QHT-1 = 1,15.Qpt3– Qnđ-3
= 1,15.18,89 + 18,68) = 40,4(MVAr)
Ta được phân bố công suất nhánh liên lạc với hệ thống như hình 3.2
Kiểm tra kỹ thuật:
+ Nhánh HT-3:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN20
HT 3
NĐ
39+ j18,89
9 + j19,68 49,95+ J40,4
Hình 3.2 Phân bố công suất trên nhánh HT-3-NĐ trường hợp sự cố 1 tổ máy
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
+ Nhánh NĐ-3:
Vậy tổn thất điện áp tại nút 3
∆Upt3sc = ∆UHT-3 = 7,1% < ∆Ucp = 20%
Điên áp tại thanh cái cao áp Nhiêt điên:
UNĐ % = UHT - ∆UHT-3 - ∆U3-NĐ
= 110% – 7,1% + 4,37% = 98,53%
Tổng kết, ta có thông số kỹ thuật các nhánh của phương án 1 như bảng 3.4
Bảng 3.4 Thông số kỹ thuật các nhánh đường dây phương án 1
Nhánh L (km)
P(MW)
Q(MVAr)
Imax
(A)Fkt
(mm2)Ftc
(AC)Icp(A) R(Ω) X(Ω) ΔUbt% ΔUsc%
NĐ-1 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39 4.26 8.52
1-2 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12 3.07
NĐ-4 60 35.70 18.94 96 88 95 330 9.90 12.90 4.08 8.17
NĐ-5 53.6 16.40 21.15 64 58 70 265 12.33 11.79 3.08 6.17
NĐ-6 85.4 24.15 16.39 70 63 70 265 19.64 18.79 5.34 10.69
NĐ-3 100 8.44 -1.49 20 19 70 265 23.00 22.00 1.10 2.20
HT-3 51 31.25 23.21 93 84 95 330 8.42 10.97 3.53 7.07
HT-7 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73 4.11 8.22
HT-8 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00 3.26 6.53
Từ bảng 3.4 ta thấy: Tổn thất điện áp đến điểm thấp nhất trong hệ thống là nút
2 có giá trị là: ∆Umaxbt = ∆Upt2 = ∆UHT-3 - ∆U3-NĐ +∆UNĐ-1 +∆U1-2
= 3,53 – 1,1 + 4,26 + 3,07 = 9,76% < ∆Ucp = 10%.
∆Umaxcs = ∆Upt2 = ∆UHT-3 +∆U3-NĐ +∆UNĐ-1 +∆U1-2
= 5,9 + 4,37 + 4,26 + 3,07 = 17,6% < ∆Ucp = 20%.
Kết luận:
Các nhánh đường dây của phương án 1 đã chọn đảm bảo yêu cầu kỹ thuật.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN21
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
3.2 Phương án 2
Phương án 2 chỉ khác phương án 1 nhánh NĐ-6-3-HT. Do đó ta chỉ xét
riêng cho 3 nhánh này.
a./Sơ đô kết nối và phân bố công suất như hinh dưới đây:
Phân bố công suất tác dụng:
PNĐ-6 = PNĐkt – 1,05(P1 + P2 + P4 + P5)
= 155,44 – 1,05(26 + 19 + 34 + 38) = 32,59 (MW)
P6-3 = PNĐ-6 – 1,05P6 = 32,51 – 1,05.23 = 8,36 (MW)
PHT-3 = 1,05P3 – P6-3 = 1,05.39 – 8,36 = 32,59
Phân bố công suất phản kháng:
QNĐ-6 = Qvht – 1,15(Q1 + Q2 + Q4 + Q5 )
= 81,92 – 1,15(16,12+14,25+16,47+18,4) = 6,89(MVAr)
QHT-3 = 1,15(Q3 + Q6) - QNĐ-6
= 1,15(14,25+18,89) – 6,89 = 31,22(MVAr)
Q6-3 = 1,15Q3 – QHT-3 = 1,15.18,89 – 31,22 = - 21,72(MVAr)
Tổng kết ta có công suất chạy trên các nhánh ở chế độ cực đại của
phương án 2 như bảng 3.5:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN22
1
2
5
3
8
4
67
NĐHT
26+j16,12
19+j14,25
38+j18,4
34+j16,47
23+j14,25
39+j18,89
24+j14,87
31+j15,01
Hình 2.4 Sơ đồ nối dây và phân bố công suất của PA 2
32,59+j14,9032,51 + j23,21
8,36 – j1,49
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Bảng 3.5 Công suất tải trên các nhánh của phương án 2
Nhánh NĐ-1 1 - 2 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 6-3 HT-3 HT-7 HT-8
P (MW) 47.25 19.95 35.7 39.9 32.59 3.36 32.59 32.55 25.20
Q(MVA) 34.91 16.39 18.94 21.15 6.89 -21.72 23.21 17.26 17.10
b. Chọn tiết diên dây:
Ta chỉ tính toán và kiểm tra đối với các nhánh NĐ-6-3-HT. Các nhánh
còn lại như phương án 2. Kết quả như bảng 2.6
Bảng 2.6 Thông số các nhánh của PA2 chọn theo mật độ dòng điện kinh tế
NhánhL
(km)Pmax
(MW)Qmax
(MVAr)Imax
(A)Fkt
(mm2)Ftc
(AC)Icp
(A) R(Ω) X(Ω)
NĐ-1 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39
1-2 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12
NĐ-4 60 35.70 18.94 96 88 95 330 8.88 11.57
NĐ-5 53.6 39.90 21.15 108 98 95 330 9.90 12.90
NĐ-6 85.4 32.59 6.89 79 72 70 265 19.44 18.59
6-3 36 3.36 -21.72 52 48 70 265 8.28 7.92
HT-3 51 32.59 23.21 95 87 95 330 8.42 10.97
HT-7 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73
HT-8 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00
Kiểm tra điều kiên tổn thất điên áp:
Nhánh liên lạc với hê thống:
+ Nhánh HT-3:
+ Nhánh 6-3:
+ Nhánh NĐ-6:
Tổn thất điện áp tại nút thấp nhất: Theo chiều phân bố công suất nút 6 là
nút có điện áp thấp nhất. Vậy :
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN23
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Trong chế độ bình thường
Trong chế độ sự cố nhánh HT-3
Điện áp tại thanh cái cao áp nhiệt điện:
UNĐ = UHT - ∆UHT-3 + ∆U6-3 +∆UNĐ-6
= 110 – 4,36 – 1,19 + 6,29 = 110,74%
Kiểm tra trường hợp sự cố một tổ máy:
Trường hợp sự cố ngừng một tổ máy, 3 tổ máy còn lại phát với công suất định mức.
Phân bố công suất tác dụng:
PNĐ-6 = PNĐsc – 1,05(P1 + P2 + P4 + P5)
= 138 – 1,05.117 = 15,15 (MW)
PHT-3 = 1,05(P3 + P6) – PNĐ-3
= 1,05(39 + 23) – 15,15 = 52,95 (MW)
P3-6 = PHT-3 - 1,05P3 = 52,95 – 1,05.39 = 12 (MW)
Phân bố công suất phản kháng:
QNĐ-6 = QNĐsc – 1,15(Q1 + Q2 + Q4 + Q5 )
= 72,73 – 1,15(16,12+14,25+16,47+18,4+) = 5,71 (MVAr)
QHT-3 = 1,15(Q3 + Q6) - QNĐ-6
= 1,15(14,25+18,89) – 5,71 = 32,4 (MVAr)
Q6-3 = 1,15Q6 – QHT-3 = 1,15.14,25 – 5,71 = 10,68(MVAr)
Ta có kết quả phân bố công suất trên các nhánh như trên hình sau:
Kiểm tra kỹ thuật:
+ Nhánh NĐ- 6:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN24
NĐ 6 3
HT
23 + j14,25 39+ j18,89
15,15 +j5,71 12 + j10,68 52,95+ j32,4
Phân bố công suất trường hợp sự cố một tổ máy
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Nhánh 3- 6:
+ Nhánh HT-3:
Vậy tổn thất điện áp tại nút 3
∆Upt6sc = ∆UHT-3 + ∆U6-6 = 5,44 + 2,09 = 7,53% < ∆Ucp = 20%
Điên áp tại thanh cái cao áp Nhiêt điên:
UNĐ % = UHT - ∆UHT-3 - ∆U3-6 + ∆UNĐ-6
= 110% – 5,44% - 2,09% + 1,28 = 103,75%
Tổng kết ta có thông số kỹ thuật các nhánh của phương án 2 như bảng 3.6:
Bảng 3.6 Thông số kỹ thuật các nhánh đường dây phương án 2
Nhánh L (km)
P(MW)
Q(MVAr)
Imax
(A)Fkt
(mm2)Ftc
(AC)Icp(A) R(Ω) X(Ω) ΔUbt% ΔUsc%
NĐ-1 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39 5.15 10.30
1-2 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12 3.71 -
NĐ-4 53.8 35.70 18.94 96 88 95 330 8.88 11.57 4.43 8.86
NĐ-5 60 39.90 21.15 108 98 95 330 9.90 12.90 5.52 11.04
NĐ-6 84.5 32.59 6.89 79 72 70 265 19.44 18.59 6.29 12.59
6-3 36 3.36 -21.72 52 48 70 265 8.28 7.92 -1.19 -2.38
HT-3 51 32.51 23.21 95 87 95 330 8.42 10.97 4.36 8.73
HT-7 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73 4.97 9.94
HT-8 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00 3.95 7.90
ΔUmaxbt = ΔUpt2 = ΔUHT-3 – ΔU3-6 - ΔUNĐ-6 + ΔUNĐ-1 + ΔU1-2 = 4,36 + 1,19 - 6,29 + 5,15 + 3,71 = 8,12% < ΔUcp = 10%
ΔUmaxsc= ΔUpt2 = ΔUHT-3 – ΔU3-6 - ΔUNĐ-6 + ΔUNĐ-1cs + ΔU1-2 = 4,36 + 1,19 - 6,29 + 10,3 + 3,71 = 13,27% < ΔUcp = 20%
Kết luận: Các nhánh đường dây của phương án 2 đã chọn đảm bảo yêu cầu kỹ thuật.3.3 Phương án 3
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN25
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Phương án 3 chỉ khác phương án 2 ở Nhánh NĐ-5-3-HT. Do đó ta chỉ
chọn tiết diện dây, kiểm tra kỹ thuật đối với các nhánh thuộc mạch này. Các
nhánh còn lại giữ nguyên như phương án 2.
a./ Sơ đô kết nối và phân bố công suất như hinh dưới đây:
Phân bố công suất trên các nhánh của vòng NĐ-5-3-HT:
Tính tương tự như 2 phương án đã xét. Ta tính được phân bố công suất
trên các nhánh liên lạc giữa nhà máy và hệ thống như sau:
Phân bố công suất tác dụng:
PNĐ-5 = PNĐkt – 1,05(P1 + P2 + P4 + P6)
= 155,44 – 1,05(26 + 19 + 34 + 23) = 48,34 (MW)
P5-3 = PNĐ-5 – 1,05P5 = 48,34 – 1,05.38 = 8,44 (MW)
PHT-3 = 1,05P3 – P5-3 = 1,05.39 – 8,44 = 32,51 (MW)
Phân bố công suất phản kháng:
QNĐ-5 = Qvht – 1,15(Q1 + Q2 + Q4 + Q6 )
= 81,92 – 1,15(16,12+14,25+16,47+14,25) = 11,67(MVAr)
QHT-3 = 1,15(Q3 + Q5) - QNĐ-6
= 1,15(18,4+18,89) – 11,67 = 31,22(MVAr)
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN26
1
2
5
3
8
4
67
NĐHT
26+j16,12
19+j14,25
38+j18,40
34+j16,47
23+j14,25
39+j18,89
24+j14,87
31+j15,01
Hình 3.7 Sơ đồ nối dây và phân bố công suất của PA 3
48,34 + j11,6732,51 + j31,22
8,44 – j9,49
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Q5-3 = 1,15Q3 - QHT-3 = 1,15.18,89 – 31,22 = - 9,49(MVAr)
Tổng kết ta có công suất chạy trên các nhánh của phương án 3 như bảng 3.7:
Bảng 3.7 Công suất tải trên các nhánh của phương án 3
Nhánh NĐ-1 1 - 2 NĐ-4 NĐ-6 NĐ-5 5-3 HT-3 HT-7 HT-8
P (MW) 47.25 19.95 35.7 24.15 48.34 8.44 32.51 32.55 25.20
Q(MVA) 34.91 16.39 18.94 16.39 11.67 -9.49 31.22 17.26 17.10
b. Chọn tiết diên dây:
Chọn theo mật độ dòng điện kinh tế ta được kết quả tiết diện của các
nhánh của phương án 3 như bảng sau.
Bảng 3.8 Thông số các nhánh của PA3 chọn theo mật độ dòng điện kinh tế
Nhánh nL
(km)Pmax
(MW)Qmax
(MVAr)Imax
(A)Fkt
(mm2)Ftc
(AC)Icp
(A) R(Ω) X(Ω)
NĐ-1 2 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39
1-2 1 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12
NĐ-4 2 60 35.70 18.94 96 88 95 330 9.90 12.90
NĐ-6 2 85.4 24.15 16.39 70 63 70 265 19.64 18.79
NĐ-5 2 53.6 48.34 11.67 119 108 120 380 7.50 11.26
5-3 2 53.6 8.44 -9.49 30 28 70 265 12.33 11.79
HT-3 2 51 32.51 31.22 108 98 95 330 8.42 10.97
HT-7 2 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73
HT-8 2 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00
C .Kiểm tra điều kiên kỹ thuật:
Kiểm tra tổn thất điên áp:
Ta kiểm tra trường hợp sự cố ngừng một tổ máy, 3 tổ máy còn lại phát
với công suất định mức.
Phân bố công suất tác dụng:
PNĐ-5 = PNĐsc – 1,05(P1 + P2 + P4 + P6)
= 138 – 1,05(26 + 19 + 34 + 23) = 30,9 (MW)
PHT-3 = 1,05(P3 + P5) – PNĐ-3
= 1,05(38 + 39) – 15,15 = 49,95 (MW)
P3-5 = PHT-3 - 1,05P5 = 49,95 – 1,05.39 = 9 (MW)
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN27
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Phân bố công suất phản kháng:
QNĐ-5 = QNĐsc – 1,15(Q1 + Q2 + Q4 + Q6 )
= 72,73 – 1,15(16,12+14,25+16,47+14,25) = 2,48 (MVAr)
QHT-3 = 1,15(Q3 + Q5) - QNĐ-6
= 1,15(18,4+18,89) – 2,48 = 40,40 (MVAr)
Q3-5 = QHT-3 – 1,15Q5 = 40,4 - 1,15.18,89 = 18,68(MVAr)
Ta có kết quả phân bố công suất như trên hình sau:
Kiểm tra kỹ thuật:
+ Nhánh NĐ- 5:
Nhánh 3- 5:
+ Nhánh HT-3:
Vậy tổn thất điện áp tại nút 5
∆Upt5sc = ∆UHT-3 + ∆U3-5 = 5,9 + 2,26 = 8,16% < ∆Ucp = 20%
Điên áp tại thanh cái cao áp Nhiêt điên:
UNĐ % = UHT - ∆UHT-3 - ∆U3-6 + ∆UNĐ-6
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN28
NĐ 5 3
HT
38 + j18,4 39+ j18,89
30,9 +j2,48 9 + j18,68 49,95+ j40,4
Phân bố công suất trường hợp sự cố một tổ máy
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
= 110% – 5,9% - 2,26% + 1,96 = 103,8%
Tổng kết ta được thông số kỹ thuật của phương án 3 như sau:
Bảng 3.9 Thông số kỹ thuật các nhánh đường dây phương án 3
Nhánh L (km)
P(MW)
Q(MVAr)
Imax
(A)Fkt
(mm2)Ftc
(AC)Icp(A) R(Ω) X(Ω) ΔUbt% ΔUsc%
NĐ-1 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39 5.15 10.30
1-2 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12 3.71 -
NĐ-4 60 35.70 18.94 96 88 95 330 9.90 12.90 4.94 9.88
NĐ-6 85.4 24.15 16.39 70 63 70 265 19.64 18.79 6.47 12.93
NĐ-5 53.6 48.34 11.67 119 108 120 380 7.50 11.26 4.08 8.17
5-3 53.6 8.44 -9.49 30 28 70 265 12.33 11.79 -0.06 -0.13
HT-3 51 32.51 31.22 108 98 95 330 8.42 10.97 5.09 10.18
HT-7 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73 4.97 9.94
HT-8 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00 3.95 7.90
ΔUmaxbt = ΔUpt2 = ΔUHT-3 – ΔU3-6 - ΔUNĐ-6 + ΔUNĐ-1 + ΔU1-2 = 5,09 + 0,06 – 4,08 + 5,15 + 3,71 = 9,93% < ΔUcp = 10%
ΔUmaxsc = ΔUpt2 = ΔUHT-3 + ΔU3-6 - ΔUNĐ-6 + ΔUNĐ-1 + ΔU1-2 = 5,09 - 0,06 – 4,08 + 10,30 + 3,71 = 14,96% < ΔUcp = 20% (Trường hợp sự nhánh NĐ-1)
Kết luận: Các nhánh đường dây của phương án 3 đã chọn đảm bảo yêu cầu kỹ thuật.
3.4. Tinh toán cho phương án 4
a) Sơ đô nối dây và phân bố công suất:
Phương án 4 chỉ khác phương án 3 nhánh NĐ-4-6. Do đó ta chỉ xét riêng
cho nhánh này:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN29
1
2
5
3
8
46
7
NĐHT
26+j16,12
19+j14,25
38+j18,40
34+j16,47
23+j14,25
39+j18,89
24+j14,87
31+j15,01
Hình 3.9 Sơ đồ nối dây và phân bố công suất của PA 4
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Ta tính được phân bố công suất trên nhánh NĐ-4-6 Như trên hình sau:
Chọn tiết diên dây:
Dòng điện trên nhánh NĐ-4:
Ta chọn dây AC-150.
Có: Icp = 450A; ro = 0,17Ω/km; xo = 0,41Ω/km; bo = 2,69.10-6S/km
ZNĐ-4 = ½60(0,17 + j0,41) = 5,1 + j 12,3Ω.
Nhánh 4-6 chọn tiết diện dây như nhánh NĐ-6 ở phương án 1:
Dây AC 70:
Z4-6= ½.44,7(0,46 + j0,44) = 10,28 + j 9,83 Ω
Kiểm tra điều kiên phát nóng:
Khi sự cố 1 mạch trong nhánh thì dòng trên nhánh còn lại tăng lên gấp
đôi. Từ dòng điện làm việc max và dòng điện cho phép của dây dẫn, ta thấy:
khi sự cố dòng điện max sự cố cũng nhỏ hơn dòng điện cho phép. Do đó dây
dẫn đã chọn đảm bảo ổn định nhiệt.
Kiểm tra tổn thất điên áp:
Ta xét đến tổn thất tại đến phụ tải 6:
Trường hợp làm việc bình thường:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN30
NĐ 4 6
34+j16,47 23+j14,25
59,85+j35,33 24,15+j16,39
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Trường hợp sự cố:
Các trường hợp sự cố đã xét ở phần phát nóng:
+ Trường hợp sự cố một mạch của nhánh NĐ-4:
+ Trường hợp sự cố một mạch của nhánh 4-6:
Ta được kết quả tính toán tiết diện dây các nhánh phương án 4 như sau:
Bảng 3.10 Thông số kỹ thuật các nhánh đường dây phương án 4
NhánhL
(km)Pmax
(MW)Qmax
(MVAr)Imax
(A)Fkt
(mm2)Ftc
(AC)Icp
(A)R(Ω) X(Ω) ΔUbt% ΔUsc%
NĐ-1 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39 5.15 10.30
1-2 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12 3.71 7.42
NĐ-4 60 59.85 35.33 166 151 150 450 5.10 12.30 6.11 12.23
4-6 44.7 24.15 16.39 70 63 70 265 10.28 9.83 2.79 5.58
NĐ-5 53.6 48.34 11.67 119 108 120 380 7.50 11.26 4.08 8.17
5-3 53.6 8.44 -9.49 30 28 70 265 12.33 11.79 -0.06 -0.13
HT-3 51 32.51 31.22 108 98 95 330 8.42 10.97 5.09 10.18
HT-7 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73 4.97 9.94
HT-8 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00 3.95 7.90
Giá trị âm trên bảng thể hiện chiều tổn thất ngược với hướng biếu diễn chiều
công suất trên hình phân bố công suất
ΔUmaxbt = ΔUNĐ-4-6 = 6,11+ 3.38 = 9,49% < ΔUcp = 10%ΔUmaxsc = ΔUNĐ-4-6 = 12,23 + 3.38 = 15,6% < ΔUcp = 20%
Kết luận: Các nhánh đường dây của phương án 4 đã chọn đảm bảo yêu cầu kỹ thuật.
3.5. Tinh toán cho phương án 5
a. Sơ đô nối dây và phân bố công suất:
Phương án 5 ta chỉ chọn tiết diện dây cho các nhánh trên mạch liên lạc
giữa nhà máy với Hệ thống. Các nhánh còn lại đã được xét từ những phương án
trước.
Phân bố công suất trên các nhánh:
PNĐ-5 = PNĐkt – 1,05(P1 + P2 + P4)
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN31
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
= 155,44 – 1,05(26 + 19 +34) = 72,49 (MW)
P5-3 = PNĐ-5 - 1,05P5 = 72,49 – 1,05.38 = 32,59(MW)
PHT-3 = 1,05(P3 + P6 + P7 ) – P5-3
= 1,05(39 + 23 + 31) – 32,59 = 65,06 (MW)
QNĐ-5 = Qvht – 1,15(Q1 + Q2 + Q4)
= 81,92 – 1,15(16,12+14,25+16,47) = 28,05(MVAr)
Q5-3 = QNĐ-5 - 1,15Q5 = 28,05 – 1,15.18,4 = 6,89(MVAr)
QHT-3 = 1,15(Q3 + Q6 + Q7 ) – Q5-3
= 1,15(18,89 + 14,25 + 15,01) – 6,89 = 48,48(MVAr)
Đối với mạch vòng 3-6-7-3:
Giả sử tiết diện dây trong mạch vòng là đồng nhất. Công suất trên các
nhánh là:
P3-7 = 1,05(P6 + P7) – P3-6 = 1,05(23+31) – 28,96 = 27,74(MW)
P6-7 = P3-6 – 1,05P6 = 28,96 – 1,05.23 = 4,81(MW)
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN32
1
2
5
3
8
4
67
NĐHT
26+j16,12
19+j14,25
38+j18,40
34+j16,47
23+j14,25
39+j18,89
24+j14,87
31+j15,01
Hình 3.11 Sơ đồ nối dây và phân bố công suất của PA 5
54,4 + j4.1422,6 + j33,15
16,4 – j14,26
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Q3-7 = 1,15(Q6 + Q7) – Q3-6 = 1,15(14,25+15,01) – 17,88 = 15,77(MVAR)
Q6-7 = Q3-6 – 1,15Q6 = 17,88 – 1,15.14,25 = 1,49(MVAR)
Tổng kết ta có công suất chạy trên các nhánh của phương án 5 như bảng 3.11:
Bảng 3.11 Công suất tải trên các nhánh của phương án 5
Nhánh NĐ-1 1 - 2 NĐ-4 NĐ-5 5-3 HT-3 3-6 3-7 6-7 HT-8
P (MW) 47.25 19.95 35.7 72.49 32.59 65.06 24.15 27.74 4.81 25.20
Q(MVA) 34.91 16.39 18.94 28.05 6.89 48.48 17.88 15.77 1.49 17.10
b. Chọn tiết diên dây:
Tiết diện dây chọn theo mật độ dòng điện kinh tế như bảng 3.12 sau đây.
Bảng 3.12 Thông số các nhánh chon theo mật độ dòng điện kinh tế của PA5
Nhánh nL
(km)Pmax
(MW)Qmax
(MVAr)Imax
(A)Fkt
(mm2)Ftc
(AC)Icp
(A) R(Ω) X(Ω)
NĐ-1 2 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39
1-2 1 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12
NĐ-4 2 60 35.7 18.94 96 88 95 330 9.90 12.90
NĐ-5 2 53.6 72.49 28.05 185 169 185 510 4.02 10.72
5-3 2 53.6 32.59 6.89 79 72 70 265 12.33 11.79
HT-3 2 51 65.06 48.48 194 176 185 510 3.83 10.20
3-6 1 36 24.15 17.88 143 130 150 450 6.12 14.76
3-7 1 44.7 27.74 15.77 152 138 150 450 7.60 18.33
6-7 1 41 4.81 1.49 24 22 70 265 18.86 18.04
HT-8 2 50 25.2 17.1 73 66 70 265 11.50 11.00
d. Kiểm tra điều kiên kỹ thuật:
Nhánh HT-3:
Nhánh 5-3:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN33
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Nhánh NĐ-5:
Nhánh 3-6:
Nhánh 3-7:
Tổn thất điện áp tới nút 7 - nút có điện áp thấp nhất trong nhánh liên lạc
với hệ thống:
∆Umax = ∆U7 = ∆UHT-3 + ∆U3-7 = 6,14 + 4,13 = 10,27% > ∆Ucp = 10%
Do đó ta tăng tiết diện dây nhánh 3-7 từ AC-150 lên AC-185
Với dây AC-185 có ro = 0,15Ω/km; xo = 0,40 Ω/km
=> Z3-7 = (0,15 + j0,4)44,7 = 6,71 + j17,88 Ω
∆Umaxbt = ∆U7 = ∆UHT-3 + ∆U3-7 = 6,14 + 3,86 = 10,0% = ∆Ucp = 10%.
Điện áp trên thanh cái Nhà máy nhiệt điện:
UNĐ = UHT - ∆UHT-3 + ∆U3-5 + ∆UNĐ-5 = 110 – 6,14 + 3,99 + 4,89 = 112,74(%)
Trường hợp sự cố một tổ máy:
Ta kiểm tra trường hợp sự cố ngừng một tổ máy, 3 tổ máy còn lại phát
với công suất định mức.
Phân bố công suất tác dụng:
PNĐ-5 = PNĐsc – 1,05(P1 + P2 + P4)
= 138 – 1,05(26 + 19 + 34) = 55,05 (MW)
P5-3 = PNĐ-3 - 1,05P5 = 55,05 – 1,05.38 = 15,15(MW)
PHT-3 = 1,05(P3 + P6 + P7) – P5-3
= 1,05(39+ 23 + 31) – 15,15 = 82,5 (MW)
Phân bố công suất phản kháng:
QNĐ-5 = QNĐsc – 1,15(Q1 + Q2 + Q4)
= 72,73 – 1,15(16,12+14,25+16,47) = 18,87 (MVAr)
Q5-3 = QNĐ-5 - 1,15Q5 = 18,87 – 1,15.18,4 = - 2,29 (MVAr)
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN34
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
QHT-3 =1,15(Q3 + Q6 + Q7) – Q5-3
= 1,15(18,89 + 14,25 + 15,01) + 2,29 = 57,66(MVAr)
Công suất tải trên các nhánh mạch vòng 3-6-7-3 không thay đổi so với chế độ
cực đại.
Ta có kết quả phân bố công suất như trên hình sau:
Kiểm tra kỹ thuật:
Nhánh NĐ- 5:
Nhánh 3- 5:
Nhánh HT-3:
Vậy tổn thất điện áp tại nút 7 (nút thấp nhất trong nhánh)
∆Upt7sc = ∆UHT-3sc + ∆U3-7bt = 6,18 + 3,87 = 10,05% < ∆Ucp = 20%
Điên áp tại thanh cái cao áp Nhiêt điên:
UNĐ % = UHT - ∆UHT-3 - ∆U3-6 + ∆UNĐ-6
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN35
NĐ 5 3
HT
38 + j18,4 39+ j18,89
55,05 +j18,87 15,15 – j2,29
Phân bố công suất trường hợp sự cố một tổ máy
82,5 + j57,66
31 + j15,0123 + j14,256 7
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
= 110% – 5,9% - 2,26% + 1,96 = 103,8%
Trường hợp sự cố mạch vòng 3-6-7-3:
+ Khi sự cố nhánh 3-6:
dây dẫn đảm bảo ổn định nhiệt
Điện áp tại nút 6:
∆U6 = ∆UHT-3bt +∆U3-7sc +∆U7-6sc
= 6,14 + 6,7 + 5,13 = 17,97% < ∆Ucp = 20%
+ Khi sự cố nhánh 3-7:
dây dẫn đảm bảo ổn định nhiệt
Điện áp tại nút 7:
∆U7 = ∆UHT-3bt +∆U3-6sc +∆U6-7sc
= 6,14 + 5,76 + 6,32 = 18,22% < ∆Ucp = 20%
Tổng kết ta được thông số kỹ thuật của phương án 5 như sau:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN36
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Bảng 3.13 Thông số kỹ thuật các nhánh của PA5
Nhánh nL
(km)Pmax
(MW)Qmax
(MVAr)Imax
(A)Fkt
(mm2)Ftc
(AC)Icp
(A) R(Ω) X(Ω) ΔUbt% ΔUsc%
NĐ-1 2 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39 5.15 10.30
1-2 1 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12 3.71 -
NĐ-4 2 60 35.7 18.94 96 88 95 330 9.90 12.90 4.94 9.88
NĐ-5 2 53.6 72.49 28.05 185 169 185 510 4.02 10.72 4.89 9.79
5-3 2 53.6 32.59 6.89 79 72 70 265 12.33 11.79 3.99 7.98
HT-3 2 51 65.06 48.48 194 176 185 510 3.83 10.20 6.14 12.29
3-6 1 36 24.15 17.88 143 130 150 450 6.12 14.76 3.40 -
3-7 1 44.7 27.74 15.77 152 138 185 510 6.71 17.88 3.86 -
6-7 1 41 4.81 1.49 24 22 70 265 18.86 18.04 0.97 -
HT-8 2 50 25.2 17.1 73 66 70 265 11.50 11.00 3.95 7.90
ΔUmax = ΔUHT-3-7 = 6,14+ 3.86 = 10%
ΔU sc = ∆U7 = ∆UHT-3bt +∆U3-6sc +∆U6-7sc
= 6,14 + 5,76 + 6,32 = 18,22%
Kết luận: Các nhánh đường dây của phương án 5 đã chọn đảm bảo yêu cầu kỹ thuật.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN37
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
CHƯƠNG IV. SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN
– CHỌN PHƯƠNG ÁN THIẾT KẾ
Trong phần này ta so sánh các phương án trên về mặt kinh tế để lựa chọn
phương án tối ưu nhất trong các phương án đã đưa ra.
Vì các phương án có cùng cấp điện áp. Nên các trạm hạ thế là như nhau.
Nên ta không xét hàm chi phí cho việc xây dựng TBA.
I .Hàm chi phí tính toán hàng năm:
Khi có nhiều phương án. Để lựa chọn phương án tối ưu khi thiết kế mạng
lưới điện. Ta so sánh hàm chi phi tính toán hàng năm của các phương án và
chọn phương án có hàm chi phi tính toán hàng năm nhỏ nhất.
(3.1)
Trong đó :
avh: Hệ số khấu hao, hao mòn hàng năm, tính theo vốn đầu tư K. Ơ đây ta
lấy avh = 0,04;
atc: Hệ số hiệu quả của các vốn đầu tư , với atc = 0,125;
K: Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây;
C: Giá 1kWh điện năng (C=600đ/kWh);
: Tổng tổn thất điện năng hằng năm ; (kWh).
(3.2)
Trong đó :
: Tổng tổn thất công suất tác dụng trong lưới ở chế độ cực đại;
: Thời gian tổn thất công suất cực đại;
Với Tmax = 4700h là thời gian sử dụng công suất cực đại;
- Tổn thất công suất trên đường dây thứ i có thể tính như sau:
(3.3)
Trong đó:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN38
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Pimax, Qimax: Công suất tác dụng, công suất phản kháng chạy trên đường
dây thứ i ở chế độ phụ tải cực đại;kW, KVAr
Ri: Điện trở tác dụng của đường dây thứ i(Ω);
: Điện áp định mức của đường dây.kV (Uđm = 110kV).
Trong đồ án này ta chọn cột cho toàn mạng là cột thép. Ta có bảng giá tiền
của các loại đường dây (ứng với 1 mạch) cho trong bảng dưới:
Trong đồ án này ta chọn cột cho toàn mạng là cột bê tông cốt thép. Ta có
bảng giá tiền của các loại đường dây (ứng với 1 mạch) cho trong bảng dưới:
Bảng 3.1 Giá tiền xây dựng1 km của các loại đường dây110kV trên không
Dây dẫn AC70 AC 95 AC 120 AC 150 AC 185 AC 240
K0( đ/km) Lộ đơn 380 385 392 403 416 429
Đối với các lộ kép hệ số nhân là a = 1,6
Theo các công thức: (3.1), (3.2), (3.3) và số liệu từ bảng thông số kỹ
thuật của các phương án. Ta tính được hàm chi phí tính toán hàng năm của các
PA như sau:
1.1 Phương án 1
+ Nhánh NĐ-1:
Dây 2xAC-120, dài L = 44,7 km. P = 47,25MW; Q = 34,91 MVAr; R =
6,26Ω, a = 1,6
K = k0.a.L = 392.106.1,6.44,7 = 28,04.109đ
Z = (0,04 + 0,125).28,04 + 1,48.1000.3101.600/109 = 7,38.109(VNĐ)
+ Các nhánh còn lại:
Tính tương tự ta được kết quả như bảng 4.2:
Bảng 4.2 Bảng tính toán hàm chi phí hàng năm phương án 1
Nhánh L (km) n a
Ftc
(AC)ko
106đ/kmR(Ω)
P(MW)
Q(MVAr)
ΔP(MW)
K109đ
NĐ-1 44.7 2 1.6 120 392 6.26 47.25 34.91 1.48 28.041-2 36 1 1 120 392 10.08 19.95 16.39 0.46 14.11
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN39
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
NĐ-4 60 2 1.6 95 385 9.90 35.70 18.94 1.10 36.96NĐ-5 53.6 2 1.6 70 380 12.33 16.40 21.15 0.60 32.59NĐ-6 85.4 2 1.6 70 380 19.64 24.15 16.39 1.14 51.92NĐ-3 100 2 1.6 70 380 23.00 8.44 -1.49 0.12 60.80HT-3 51 2 1.6 95 385 8.42 31.25 23.21 0.87 31.42HT-7 53.3 2 1.6 70 380 12.26 32.55 17.26 1.14 32.41HT-8 50 2 1.6 70 380 11.50 25.20 17.10 0.73 30.40tổng 7.64 318.64
Z=(0.04+0.125)318,64.109 + 7,64.1000.600.3101 = 66,78.109 đ
1.2. Phương án 2
Bảng 4.3 Bảng tính toán hàm chi phí hàng năm phương án 2
Nhánh L (km) n a
Ftc
(AC)ko
106đ/kmR(Ω)
P(MW)
Q(MVAr)
ΔP(MW)
K109đ
NĐ-1 44.7 2 1.6 120 392 6.26 47.25 34.91 1.48 28.041-2 36 1 1 120 392 10.08 19.95 16.39 0.46 14.11
NĐ-5 53.8 2 1.6 95 385 9.90 35.70 18.94 1.10 36.96NĐ-4 60 2 1.6 70 380 19.64 24.15 16.39 1.14 51.92NĐ-6 84.5 2 1.6 120 392 7.50 48.34 11.67 1.27 33.626-3 36 2 1.6 70 380 12.33 8.44 -9.49 0.14 32.59
HT-3 51 2 1.6 95 385 8.42 32.51 31.22 1.17 31.42HT-7 53.3 2 1.6 70 380 12.26 32.55 17.26 1.14 32.41HT-8 50 2 1.6 70 380 11.50 25.20 17.10 0.73 30.40tổng 8.62 291.46
Z=(0.04+0.125)291,46.109 + 8,62.1000.600.3101 = 64,12.109 đ
1.3. Phương án 3
Bảng 4.4 Bảng tính toán hàm chi phí hàng năm phương án3
Nhánh L (km) n a
Ftc
(AC)ko
106đ/kmR(Ω)
P(MW)
Q(MVAr)
ΔP(MW)
K109đ
NĐ-1 44.7 2 1.6 120 392 6.26 47.25 34.91 1.48 28.041-2 36 1 1 120 392 10.08 19.95 16.39 0.46 14.11
NĐ-4 60 2 1.6 95 385 9.90 35.70 18.94 1.10 36.96NĐ-6 85.4 2 1.6 70 380 19.64 24.15 16.39 1.14 51.92NĐ-5 53.6 2 1.6 120 392 7.50 48.34 11.67 1.27 33.625-3 53.6 2 1.6 70 380 12.33 8.44 -9.49 0.14 32.59
HT-3 51 2 1.6 95 385 8.42 32.51 31.22 1.17 31.42HT-7 53.3 2 1.6 70 380 12.26 32.55 17.26 1.14 32.41HT-8 50 2 1.6 70 380 11.50 25.20 17.10 0.73 30.40tổng 8.62 291.46
Z=(0.04+0.125)291,46109 + 8,62.1000.600.3101 = 64,12.109 đ
1.4. Phương án 4
Bảng 4.5 Bảng tính toán hàm chi phí hàng năm phương án 4
Nhánh L (km) n a
Ftc
(AC)ko
106đ/kmR(Ω)
P(MW)
Q(MVAr)
ΔP(MW)
K109đ
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN40
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
NĐ-1 44.7 2 1.6 120 392 6.26 47.25 34.91 1.48 28.041-2 36 1 1 120 392 10.08 19.95 16.39 0.46 14.11
NĐ-4 60 2 1.6 150 403 5.10 59.85 35.33 1.68 38.694 - 6 44.7 2 1.6 70 380 10.28 24.15 16.39 0.60 27.18NĐ-5 53.6 2 1.6 120 392 7.50 48.34 11.67 1.27 33.625-3 53.6 2 1.6 70 380 12.33 8.44 -9.49 0.14 32.59
HT-3 51 2 1.6 95 385 8.42 32.51 31.22 1.17 31.42HT-7 53.3 2 1.6 70 380 12.26 32.55 17.26 1.14 32.41HT-8 50 2 1.6 70 380 11.50 25.20 17.10 0.73 30.40tổng 8.65 268.44
Z=(0.04+0.125)268,44109 + 8,65.1000.600.3101 = 60,39.109 đ
1.5. Phương án 5
Bảng 3.6 Thông số tính toán hàm chi phí hàng năm phương án 5
Nhánh L (km) n a
Ftc
(AC)ko
106đ/kmR(Ω)
P(MW)
Q(MVAr)
ΔP(MW)
K109đ
NĐ-1 44.7 2 1.6 120 392 6.26 47.25 34.91 1.48 28.041-2 36 1 1 120 392 10.08 19.95 16.39 0.46 14.11
NĐ-4 60 2 1.6 95 385 9.90 35.7 18.94 1.10 36.96NĐ-5 53.6 2 1.6 185 416 4.02 72.49 28.05 1.66 35.685-3 53.6 2 1.6 70 380 12.33 32.59 6.89 0.93 32.59
HT-3 51 2 1.6 185 416 3.83 65.06 48.48 1.72 33.953-6 36 1 1 150 403 6.12 24.15 17.88 0.38 14.513-7 44.7 1 1 185 416 6.71 27.74 15.77 0.47 18.606-7 41 1 1 70 380 18.86 4.81 1.49 0.03 15.58
HT-8 50 2 1.6 70 380 11.50 25.2 17.1 0.73 30.40Tổng 8.96 260.40
Z=(0.04+0.125)260,4.109 + 8.96.1000.600.3101 = 59,63.109 đ
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN41
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
II. CHON PHƯƠNG AN THIẾT KẾ
Căn cứ vào kết quả so sánh hàm chi phí vận hành hàng năm của các
phương án đã đưa ra :
Các chỉ tiêu so sánhPhương án
1 2 3 4 5
∆Umax bt% 9,76 8,86 8,86 9,49 10,00
∆Umaxsc bt% 17,60 14,01 14,01 15,60 18,22
Z.109 đồng 66,78 64,12 64,12 60,34 59,63
Từ bảng so sánh trên, ta thấy phương án 4 và phương án 5 tương đương
nhau về mặt kinh tế. Phương án 4 có tổn thất điện áp nhỏ hơn. Mặt khác
phương án 4 có sơ đồ nối dây đơn giản hơn. Do đó bảo vệ rơ le cũng đơn giản
hơn. Vì vậy ta chọn phương án 4 làm phương án thiết kế Hệ thống.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN42
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
CHƯƠNG V
CHON SỐ LƯỢNG MAY BIẾN AP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH
5.1. Lưa chọn số lượng, công suât MBA cho các hộ phu tải.
Vì yều cầu của đồ án là thiết kế cung cấp điện cho các phụ tải loại I và
phụ tải loại 3. Cho nên, đối với các phụ tải loại I là phụ tải quan trọng. Để đảm
bảo độ tin cậy cung cấp điện các phụ tải loại 1 đặt 2 MBA làm việc song song
trong mỗi trạm. Còn đối với phụ tải 2 là phụ tải loại 3 là phụ tải không quan
trọng nên dùng 1 MBA để cung cấp điện.
Đối với Trạm 2 MBA, thì khi chọn công suất của các MBA có xét đến
khả năng quá tải sự cố. Xuất phát từ điều kiện quá tải sự cố cho phép bằng 40%
công suất định mức trong 5 ngày đêm và không quá 6h trong ngày. Công suất
của mỗi MBA trong trạm có 2 máy MBA được xác định theo công thức:
Trong đó: : Công suất MBA được hiệu chỉnh nhiệt độ;
Smax: Phụ tải cực đại của trạm (Smax= ;
Đối với Trạm 1 MBA:
Công suất của các MBA được chọn : S’đmB ≥ Sptmax.
Chọn MBA cho hộ phụ tải 1:
Pmax = 26 MW; cosφ = 0,85
Smax = Pmax/ cosφ = 26/0,85 = 30,59 (MVA);
Ta chọn 2 MBA có công suất: 2.THD25000/110
Với cách chọn như vậy, ta có kết quả chọn biến áp cho các hộ phụ tải
trong hệ thống cụ thể như bảng sau:
Bảng 5.1 Chon MBA cho các hộ phụ tải
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN43
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Phu taiCông suât
max (MVA)Hô loai
k S'= sđm/k (MVA)
Chon MBA
S1 30.59 1 1.4 21.85 2.THD25000/110
S2 23.75 3 1 23.75 1.THD25000/110
S3 43.33 1 1.4 30.95 2.THD32000/110
S4 37.78 1 1.4 26.98 2.THD32000/110
S5 42.22 1 1.4 30.16 2.THD32000/110
S6 27.06 1 1.4 19.33 2THD25000/110
S7 34.44 1 1.4 24.60 2.THD25000/110
S8 28.24 1 1.4 20.17 2.THD25000/110
Bảng5.2 thông số các MBA
Loại MBASố
lượng
Số liêu kỹ thuật Số liêu tính toán
Uc
(kV)Uh
(kV)Un
%Pn
(kW)P0
(kW)I0
%Rt
()Xt
()Q0
(kVAr)TPДH-
16000/1100 115 10.5 10.5 85 21 0,85 4,38 86,7 136
TPДH-25000/110
9 115 10.5 10.5 120 29 0.8 2.54 55.9 200
TPДH-32000/110
6 115 10.5 10.5 145 35 0.75 1.87 43.5 240
5.2. Chọn đô nối điên chinh của mạng lưới điên:
5.2.1 Lưa chọn phương thức vận hành kinh tế Trạm biến áp:
Để có số liệu thiết kế sơ đồ nối điện chính tại các trạm cuối. Ta kiểm
tra xem, ở chế độ phụ tải cực tiểu những trạm nào có thể vận hành kinh tế bằng
1 MBA:
Điều kiện để chuyển từ vận hành song song 2 MBA sang vận hành 1
máy được xác định theo công thức:
Đối với hộ phụ tải S1:
Smax = 30,59 MVA; Smin = 0,73.30,59 = 22,33MVA.
SđmB = 25MVA
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN44
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
< Smin = 22,33MVA.
Do đó ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm vận hành 2 MBA.
Tính tương tự cho các trạm còn lại ta được kết quả như bảng sau:
Bảng 4.3 Lựa chon số MBA vận hành trong chế độ cực tiểu
Hô phu tai
Smax
(MVA)Smin
(MVA)SđmB
(MVA)∆Po
(MW)∆PN
(MW)Sgh
(MVA)Số máy vận
hành KT
S1 30.59 22.33 25 0.029 0.12 17.38 2
S3 43.33 31.63 32 0.035 0.145 17.38 2
S4 37.78 27.58 32 0.035 0.145 22.23 2
S5 42.22 30.82 32 0.035 0.145 22.23 2
S6 27.06 19.75 25 0.029 0.12 17.38 2
S7 34.44 25.14 25 0.029 0.12 17.38 2
S8 28.24 20.61 25 0.029 0.12 17.38 2
Từ bảng 4.3 ta thấy: Ở các trạm 2 MBA luôn luôn vận hành 2 máy.
Do đó trong các sơ đồ trạm, Máy cắt cao áp ta đặt ở phía đường dây.
5.2.2. Chọn đồ nối điên chính của mạng lưới điên:
a. Trạm nguôn. Chọn sơ đồ hai hệ thống thanh góp có máy cắt liên lạc như
sau:
b. Trạm cuối:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN45
MCLL
TG1
TG2
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Ở trạm cuối đối với trạm 2 MBA:
Ta sử dụng sơ đồ cầu. Các máy cắt phía hạ áp sử dụng máy cắt hợp bộ như
sau:
b./Ở trạm trung gian : Ta sử dụng sơ đồ 2 thanh góp:
c./ Ở trạm cuối đối với trạm 1 MBA: ta sử dụng sơ đồ như sau. Các máy
cắt phía hạ áp sử dụng máy cắt hợp bộ.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN46
110KV10.5kV
110KV
10,5kV
110kV 10,5kV
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
F1
SO Đ? N? I ĐI?N CHÍNH TOÀN H? TH? NG
F2 F3 F4S1
S2
S5 S3 S8
S4
S6 S7
H? TH? NG2xAC 120 44,7km
2xAC 120 53,6km
2xAC150 60km
2xAC7044,7km
2xAC 70 53,3km
2xAC 95 51km
2xAC 70 53,6km
2xAC70 50kmAC 120
36km
TRU? NG Đ?I H? C BÁCH KHOA HÀ N? I VI?N ĐI?N
B? MÔN H? TH? NG ĐI?N
Đ? ÁN T? T NGHI?P LU? I ĐI?NGVHD
NGU? I DUY?T
SVTH
TS.ĐINH QUANG HUY
NGUY?N TH? ANH
B?N V?
NGÀY B?O V?
NGÀY HOÀN THÀNH
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN47
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
CHƯƠNG VI
TINH TOAN CHINH XAC CAC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH
6.1 THÔNG SỐ KỸ THUẬT CỦA HỆ THỐNG
Để đánh giá các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện thiết kế. Trong
chương này ta sẽ tính toán chính xác Lưới điện trong các trạng thái phụ tải: cực
đại, cực tiểu, sau sự cố.
Bảng 6.1 Thông số kỹ thuật các nhánh trong Hệ thống
Nhánh n L (km) Dây AC R(Ω) X(Ω) B0
(x106S)
NĐ-1 2 44.7 120 6.26 9.39 2.69
1-2 1 36 120 10.08 15.12 2.69
NĐ-4 2 60 120 8.40 12.60 2.69
4-6 2 44.7 70 10.28 9.83 2.58
NĐ-5 2 53.6 120 7.50 11.26 2.69
5-3 2 53.6 70 12.33 11.79 2.58
HT-3 2 51 95 8.42 10.97 2.69
HT-7 2 53.3 70 12.26 11.73 2.58
HT-8 2 50 70 11.50 11.00 2.58
Bảng6.2 Công suất phụ tải và MBA của các hộ phụ tải
Bảng 6.3 thông số kỹ thuật MBA của các trạm biến áp
Loại MBA Số Số liêu kỹ thuật Số liêu tính toán
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
Phụ tảiSmax
Loại MBAP(MW) Q(MVAr)
S1 26 16.12 2.THD25000/110
S2 19 14.25 1.THD25000/110
S3 39 18.89 2.THD32000/110
S4 34 16.47 2.THD32000/110
S5 38 18.40 2.THD32000/110
S6 23 14.25 2THD25000/110
S7 31 15.01 2.THD25000/110
S8 24 14.87 2.THD25000/110
48
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
lượng Uc
(kV)Uh
(kV)Un
%Pn
(kW)P0
(kW)I0
%Rt
()Xt
()Q0
(kVAr)TPДH-
25000/1106 115 10.5 10.5 120 29 0.8 2.54 55.9 200
TPДH-32000/110
5 115 10.5 10.5 145 35 0.75 1.87 43.5 240
TPДH-16000/110
0 115 10.5 10.5 85 21 0,85 4,38 86,7 136
6.2. Chế độ phu tải cưc đại.
Ở chế độ này phải vận hành cả hai MBA trong trạm. Điện áp định mức
trên thanh cái cao áp của Nguồn điện khi phụ tải cực đại bằng 110% điện áp
danh định của mạng điện.
UN = 110%.Uđm = 110%.110 = 121 (kV)
1. Xét đoạn HT – 7.
Sơ đồ thay thế và tính toán:
a. Bước 1:
Chọn điện áp Uc = Uh = Uđm = 110Kv ta có:
Tổng trở đường dây: Z = 6,26 + 9,39 Ω
Tổn thất không tải trong MBA:
Tổng trở MBA:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
C h
S7
o
UN
Zd
o
Zb
o
-jQcd
-jQcc
S”S’SN SbSc
So
Sd Sb
2.AC-70 53,3
2THD 25000/110
UN C h
S7
49
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Tổng tổn thất công suất trên tổng trở MBA:
Dòng công suất đặt vào tổng trở của MBA là:
SB = Spt + ΔSN = 31 +j15,01 + 0,12 + j2,74= 31,12 + j17,75(MVA)
Dòng công suất đặt vào cuộn dây cao áp của MBA là:
Sc = SB + ΔS0 = (31,12 + j17,75)+ ( ) =
31,18 + j18,15(MVA)
Công suất phản kháng do điện dung ở đầu và cuối đường dây sinh ra là:
Dòng công suất cuối đường dây là:
Tổng tổn thất công suất trên đường dây là:
Dòng công suất của ngồn cung cấp là:
Tổn thất điện áp trên tổng trở đường dây:
Điện áp tại phía cao áp MBA:
Tổn thất điện áp trên tổng trở MBA:
Điện áp phía hạ áp của MBA:
2. các nhánh còn lại :
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN50
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Đối với nhánh liên lạc với hệ thống: Từ bảng phân bố công suất ta thấy:
Công suất tác dụng trên các nhánh HT-3 và nhánh 5-3 tính theo % của phụ tải 3
là:
Công suất phản kháng trên từ các nhánh NĐ-5 và 3-5 tính theo % của
phu tải 5 là:
Từ đó với cách tính như với nhánh HT-7 ta có được thông số tính toán
của các nhánh trong toàn bộ mạng lưới điện như bảng 6.3:
3. Cân bằng chinh xác công suất – Bù công suất phản kháng.
Từ bảng 6.3, ta thấy:
Tổng công suất tác dụng là:
ΣPyc = 245,88 MW; ΣQyc = 134,54MVAr.
Công suất nhận từ Hệ thống:
PHT = ΣPyc - PNĐkt = 245,88 – 155,44 = 90,44 MW,
Công suất phản kháng từ hệ thống theo công suất tác dụng:
QHT = PHT.tgφHT = 90,44.0,75 = 67,83 (MVAr).
Công suất phản kháng từ Nhiệt điện:
QNĐ = PNĐtgφF = 155,44.0,62 = 96,37(MVAr).
Tổng công suất phản kháng do nguồn cung cấp:
∑QF + ∑QHT = 96,37 + 67,83 = 164,2(MVAr) (MVAr).
Lượng công suất phả kháng cần bù:
Qbù = ΣPyc – (∑QNĐ + ∑QHT) = 134,54 – 164,2 = - 29,66(MVAr) < 0.
Kết luận: Không phải bù công suât phản kháng.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN51
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Bảng6.4 thông số tính toán của các nhánh phụ tải ở chế độ cực đại.
NhánhSPT Tổn thât MBA SC QC/2
MVAr
S”Tổn thât
đường dâyS’ SN UC
kV
UH
kVP(MW)
QMVAr
Pn
MWQn
MVArP0
MWQ0
MVArUB
kVP
MWQ
MVArP”
MWQ”
MVArPd
MWQd
MVArUd
P’MW
Q’MVAr
PN
MWQN
MVAr
NĐ-1 26.00 16.12 0.10 2.16 0.06 0.40 4.13 45.84 35.36 1.45 45.84 33.91 1.68 2.52 5.00 47.52 36.43 47.52 34.97 117.02 10.31
1-2 19.00 14.25 0.12 2.61 0.03 0.20 7.45 19.15 17.06 0.59 19.15 16.47 0.53 0.80 3.65 19.68 17.27 19.68 16.68 113.36 9.67
NĐ-4 34.00 16.47 0.11 2.57 0.07 0.48 3.40 57.95 33.24 1.95 57.95 31.29 3.01 4.62 7.28 60.96 35.91 60.96 33.96 114.74 10.17
4-6 23.00 14.25 0.08 1.69 0.06 0.40 3.83 23.13 16.34 1.67 23.13 14.67 0.64 0.73 3.16 23.77 15.40 23.77 13.73 111.58 9.84
NĐ-5 38.00 18.40 0.14 3.20 0.07 0.48 3.69 46.41 12.18 1.66 46.41 10.52 1.40 2.05 3.86 47.81 12.57 47.81 10.91 118.16 10.45
5-3 8.08 9.90 2.67 8.08 7.24 0.12 0.18 1.53 8.20 7.42 8.20 4.76
HT-3 39.00 18.89 0.15 3.38 0.07 0.48 3.84 31.13 27.50 3.21 31.13 24.29 1.08 2.84 4.37 32.22 27.13 32.22 23.92 116.63 10.30
HT-7 31.00 15.01 0.12 2.74 0.06 0.40 3.95 31.18 18.15 1.66 31.18 16.49 1.26 1.21 4.76 32.44 17.69 32.44 16.03 116.24 10.25
HT-8 24.00 14.87 0.08 1.84 0.06 0.40 3.80 24.14 17.11 1.56 24.14 15.55 0.78 0.75 3.71 24.93 16.30 24.93 14.74 117.29 10.36
Tổng 0.89 0.47 10.51 245.88 134.54
Điện áp trên thanh cái (phía cao áp) Nhà máy nhiệt điện:
UNĐ = UHT – ΔUHT-3 + ΔU5-3 + ΔUd NĐ-5 = 121 – 4,37 + 1,53 + 3,86 = 122,02(kV)
Điện áp trên thanh cái cao áp Nhiệt điện có thể điều chỉnh giảm bằng cách giảm công suất phản kháng (Giảm dòng kích
từ).
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN52
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
6.3 CHẾ ĐÔ PHỤ TẢI CỰC TIÊU
Điện áp trên thanh cái của nguồn bằng 105% điện áp danh định:
UN = 1,05.110 = 115,5kV
Ở chế độ cực tiểu công suất phụ tải bằng 73% công suất cực đại. Các
trạm 2 MBA vẫn vận hành song song 2 máy.
Đối với nhà máy điện ta cho 1 tổ máy dừng để sữa chữa. 2 tổ máy còn lại
phát với công suất kinh tế. Ở chương 2 ta đã tính được công suất phát vào hệ
thống của Nhà máy ở chế độ cực tiểu là:
PNĐminkt = 116,58(MW)
Q NĐminkt = 61,44(MVAr)
Phân bố công suất tác dụng:
PNĐ-5 = PNĐminkt – 1,05.0,73(P1 + P2 + P4 + P6)
= 116,58 – 1,15.0,73(26 + 19 + 34 + 23) = 38,40 (MW)
P5-3 = PNĐ-5 – 1,05P5 = 38,4 – 1,05.27,74 = 9,27 (MW)
PHT-3 = 1,05.(P3 + P5) - PNĐ-5 = 1,05(27,74 +28,47) – 38,4 = 20,62 (MW)
Phân bố công suất phản kháng:
QNĐ-5 = Qminkt – 1,15.0,73(Q1 + Q2 + Q4 + Q6 )
= 61,44 – 1,15.0,73(16,12+14,25+16,47+14,25) = 10,15 (MVAr)
Q5-3 = QNĐ-5 – 1,15Q5 = 10,15 – 1,15.13,43 = - 5,29(MVAr)
QHT-3 = 1,15(Q3 – Q5) - QNĐ-5
= 1,15.(13,79+ 13,43) - 10,15 = 21,15(MVAr)
Ta có phân bố công suất trên nhánh liên lạc với hệ thống như trên hình
dưới đây.
Công suất tác dụng trên các nhánh HT-3 và nhánh 5-3 tính theo % của
phụ tải 3 là:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN – K2 VIỆT – HÀN53
NĐ 5 3
HT
27,74 + j13,43 28,47+ j13,79
38,4 + j10,15 9,27 – j5,29 20,62+ j21,15
Phân bố công suất chế độ Min.
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Công suất phản kháng trên từ các nhánh NĐ-5 và 3-5 tính theo % của
phu tải 5 là:
Với cách tính như ở chế độ max. ta tính được các thông số của hệ thống
như bảng 6.6:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN – K2 VIỆT – HÀN54
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Bảng 6.6 thông số tính toán của các nhánh phụ tải ở chế độ cực tiểu.
NhánhSPT Tổn thât MBA SC QC/2
MVAr
S”Tổn thât
đường dâyS’ SN UC
kVUH
kVP(MW)
QMVAr
Pn
MWQn
MVArP0
MWQ0
MVArUB
kVP
MWQ
MVArP”
MWQ”
MVArPd
MWQd
MVArUd
P’MW
Q’MVAr
PN
MWQN
MVAr
NĐ-1 18.98 11.77 0.05 1.15 0.06 0.40 3.02 19.09 13.32 1.31 19.09 12.01 0.26 0.39 1.92 19.35 12.40 19.35 11.10 113.36 10.07
1-2 13.87 10.40 0.06 1.39 0.03 0.20 2.72 13.96 11.99 0.53 13.96 11.46 0.27 0.41 2.60 14.23 11.87 14.23 11.34 110.76 9.86
NĐ-4 24.82 12.02 0.06 1.37 0.07 0.48 2.48 24.95 13.87 1.76 24.95 12.11 0.53 0.80 2.99 25.48 12.91 25.48 11.16 112.28 10.03
4-6 16.79 10.40 0.04 0.90 0.06 0.40 2.80 16.89 11.70 1.51 16.89 10.20 0.33 0.32 2.26 17.22 10.51 17.22 9.01 110.02 9.54
NĐ-5 27.74 13.43 0.07 1.71 0.07 0.48 2.69 36.90 10.27 1.49 36.90 8.77 0.89 1.34 3.10 37.79 10.11 37.79 8.62 112.17 9.74
5-3 8.87 -5.35 2.40 8.87 -7.75 0.14 0.14 0.15 9.02 -7.62 9.02 -10.01
HT-3 28.47 13.79 0.08 1.80 0.07 0.48 2.80 19.74 26.08 2.89 19.74 23.20 0.65 0.84 3.48 20.39 24.04 20.39 21.15 112.02 9.97
HT-7 22.63 10.96 0.07 1.46 0.06 0.40 2.88 22.75 12.82 1.50 22.75 11.32 0.65 0.63 3.40 23.41 11.95 23.41 10.45 112.10 9.97
HT-8 17.52 10.86 0.04 0.98 0.06 0.40 2.78 17.62 12.24 1.40 17.62 10.83 0.41 0.39 2.66 18.03 11.22 18.03 9.82 112.84 10.05
0.48 10.76 0.47 4.14 144.45 72.29
Điện áp trên thanh cái (phía cao áp) Nhà máy nhiệt điện:
UNĐ = UHT – ΔU HT-3 + ΔU3-5 + ΔUNĐ-5 = 115,5 – 3,48 + 0,15 + 3,10 = 115,27 kV
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN – K2 VIỆT – HÀN55
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
6.4 CHẾ ĐÔ SỰ CỐ
Sự cố trong Hệ thống điện là điều không thể tránh khỏi. Sự cố có thể là
ngừng một tổ máy của nhà Máy Nhiệt điện, đứt một nhánh của đường dây đôi.
Khi xét sự cố, ta chỉ chọn xét một sự cố nặng nề nhất trong Hệ thống, mà không
xếp chồng các sự cố. Ở đây ta xét trường hợp sự cố ngừng một tổ máy của nhà
máy nhiệt điện, trong khi 2 tổ máy còn lại phát với công suất định mức.
Điện áp định mức trên thanh cái cao áp của Nguồn điện bằng 110% điện
áp danh định của mạng điện.
UN = 110%.Uđm = 110%.110 = 121 (kV)
Phân bố công suất trên các nhánh đã được tính ở chương 3 trong phần kiểm
tra kĩ thuật.
Công suất tác dụng trên các nhánh HT-3 và nhánh 5-3 tính theo % của
phụ tải 5 là:
Công suất phản kháng trên từ các nhánh NĐ-5 và 3-5 tính theo % của
phu tải 5 là:
Với cách tính như ở chế độ max. ta tính được các thông số của hệ thống
như bảng 6.6:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN – K2 VIỆT – HÀN
NĐ 5 3
HT
38 + j18,4 39+ j18,89
30,9 +j2,48 9 + j18,68 49,95+ j40,4
Phân bố công suất trường hợp sự cố một tổ máy
56
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Bảng 6.7 thông số tính toán của các nhánh phụ tải ở chế độ sau sự cố một tổ máy.
NhánhSPT Tổn thât MBA SC QC/2
MVAr
S”Tổn thât
đường dâyS’ SN UC
kV
UH
kVP(MW)
QMVAr
Pn
MWQn
MVArP0
MWQ0
MVArUB
kVP
MWQ
MVArP”
MWQ”
MVArPd
MWQd
MVArUd
P’MW
Q’MVAr
PN
MWQN
MVAr
NĐ-1 26.00 16.12 0.10 2.16 0.06 0.40 4.44 45.84 35.36 1.45 45.84 33.91 1.68 2.52 5.00 47.52 36.43 47.52 34.97 109.02 9.55
1-2 19.00 14.25 0.12 2.61 0.03 0.20 8.02 19.15 17.06 0.59 19.15 16.47 0.53 0.80 3.65 19.68 17.27 19.68 16.68 105.37 8.89
NĐ-4 34.00 16.47 0.11 2.57 0.07 0.48 3.65 57.95 33.24 1.95 57.95 31.29 3.01 4.62 7.28 60.96 35.91 60.96 33.96 106.74 9.41
4-6 23.00 14.25 0.08 1.69 0.06 0.40 4.13 23.13 16.34 1.67 23.13 14.67 0.64 0.73 3.16 23.77 15.40 23.77 13.73 103.59 9.08
NĐ-5 38.00 18.40 0.14 3.20 0.07 0.48 3.89 29.59 2.86 1.66 29.59 1.20 0.54 0.79 1.95 30.13 1.99 30.13 0.33 112.08 9.88
5-3 8.62 19.23 2.67 8.62 16.56 0.36 0.54 2.49 8.97 17.10 8.97 14.44
HT-3 39.00 18.89 0.15 3.38 0.07 0.48 3.90 48.19 37.18 3.21 48.19 33.97 2.42 6.32 6.43 50.61 40.30 50.61 37.09 114.57 10.10
HT-7 31.00 15.01 0.12 2.74 0.06 0.40 3.95 31.18 18.15 1.66 31.18 16.49 1.26 1.21 4.76 32.44 17.69 32.44 16.03 116.24 10.25
HT-8 24.00 14.87 0.08 1.84 0.06 0.40 3.80 24.14 17.11 1.56 24.14 15.55 0.78 0.75 3.71 24.93 16.30 24.93 14.74 117.29 10.36
Tổng 0.89 20.19 0.47 11.22 246.59 137.12
Điện áp trên thanh cái (phía cao áp) Nhà máy nhiệt điện:
UNĐ = UHT – ΔU HT-3 - ΔU3-6 + ΔU NĐ-6 = 121 – 6,43 – 2,24 + 1,95 = 114,28 kV
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN – K2 VIỆT – HÀN57
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
6.5 XAC ĐINH ĐẦU PHÂN AP MBA CHO CAC HÔ PHỤ TẢI
Trong phần này, ta sẽ chọn đầu phân áp cho các MBA trong các trạm,
nhằm đảm bảo các mức điện áp yêu cầu ở thứ cấp trong các chế độ vận hành
của mạng lưới điện. Nếu trạm nào ta chọn được 1 đầu phân áp mà thõa mãn thì
trạm đó ta không dùng MBA có điều áp dưới tải. Ngược lại thì ta phải đặt MBA
có điều áp dưới tải, để thực hiện việc điều chỉnh điện áp một cách linh hoạt.
1./ Yêu cầu điên áp: Điều chỉnh điện áp khác thường:
- Chế độ cực đại ∆U = 5%→ UH = 10,5kV
- Chế độ cực tiểu ∆U = 0%→ UH = 10 kV
- Chế độ sự cố ∆U = 0 - 5%→ UH = 10 - 10,5kV
2./ Thông số nấc điều chinh của MBA điều chỉnh điện áp dưới tải cho ở bảng
sau:
Bảng 5.6 thông số điều chỉnh của MBA điều chỉnh dưới tải
Thư tự đầu điều chinh
Điên áp bổ sung, %
Điên áp bổ sung, kV
Điên áp đầu điều chinh, kV
+9 +16,02 +18,423 133,423
+8 +14,24 +16,376 131,376
+7 +12,46 +14,329 129,329
+6 +10,68 +12,282 127,282
+5 +8,90 +10,235 125,235
+4 +7,12 +8,188 123,188
+3 +5,34 +6,141 121,141
+2 +3,56 +4,094 119,094
+1 +1,78 +2,047 117,047
0 0 0 115,000
-1 -1,78 -2,047 112,953
-2 -3,56 -4,094 110,906
-3 -5,34 -6,141 108,859
-4 -7,12 -8,188 106,812
-5 -8,90 -10,235 104,765
-6 -10,68 -12,282 102,718
-7 -12,46 -14,329 100,671
-8 -14,24 -16,376 98,624
-9 -16,02 -18,423 96,577
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN58
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
3./ Tinh chọn các đầu phân áp cho các MBA
Ở phần trên ta đã xác định được điện áp phía hạ áp các hộ phụ tải trong
các chế độ vận hành, ứng với nấc điều chỉnh định mức ( tức là nấc số “0”). Độ
lệch % so với điện áp yêu cầu được xác định như sau:
Độ lêch V% = ( UH – Uyc).100/Uyc (1)
Căn cứ vào độ lệch % ta chọn nấc điều chỉnh gần nhất về phía thấp.
Kiểm tra lại điện áp nhận được theo công thức:
UH = ( UC - ΔUBA) .UHđm / UPA (kV)
Trong đó: UH là điện áp sau khi điều chỉnh (kV)
UC là điện áp phía cao áp (kV)
UHđm là điện phía hạ áp định mức (11kV)
UPA là điện áp đầu phân áp đa chon (kV)
Kiểm tra lại độ lêch % so với điện áp yêu cầu theo công thức (1).
Tính cho phu tải 1:
Chế độ cực đại:
UC = 115,28kV; ΔUBA = 4,25 kV;
Điện áp thứ cấp (ứng với nấc phân áp số “0”):
U2 = (115,28 – 4,19).10,5/115 = 10,14 kV.
Độ lệch % so với điện áp yêu cầu (10,5 kV):
V % = (10,19 – 10,5).100/10,5 = - 3,4%.
Độ sai lệch về số nấc phân áp: -3,4 /1,78 = - 1,89%.
Ta chọn nấc phân áp gần nhất về phía thấp là nấc – 2. có mức điện áp là
110,906 kV.
Điện áp thứ cấp ứng với nấc “-2” là: 110,906kV
U2 = (115,28 – 4,19).10,5/110,906 = 10,51 kV.
Độ lệch % so với điện áp yêu cầu (10,5 kV):
V % = (10,51 – 10,5).100/10,5 = 0,8%.
Các phu tải còn lại:
Tính tương tự ta có kết quả như bảng 5.6 sau đây:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN59
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Bảng 5.6 Chọn nấc phân áp cho các chế độ vận hành
PHỤ TẢI S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7 S8
Chế đô maxĐiên áp Uc (kV) 117.02 113.36 116.63 114.74 118.16 111.58 116.24 117.29
∆UB (kV) 4.13 3.40 3.69 3.83 3.95 3.80
Điên áp Uh ơ nâc số"0" (kV) 10.31 9.67 10.30 10.17 10.45 9.84 10.25 10.36
Đô lêch % -1.83 -8.10 -1.92 -3.18 -0.46 -6.30 -2.36 -1.31
Chon nâc phân áp -1 -4 -1 -2 0 -3 -1 -1
Điên áp Uh(kV) 10.49 10.41 10.48 10.53 10.45 10.39 10.44 10.55
Chế đô minĐiên áp Uc (kV) 113.36 110.76 112.02 112.28 112.17 110.02 112.10 112.84
∆UB(kV) 3.02 2.48 2.69 2.80 2.88 2.78
Điên áp Uh ơ nâc số"0" (kV) 10.07 9.86 9.97 10.03 10.00 9.79 9.97 10.05
Đô lêch % 0.75 -1.35 -0.28 0.25 -0.04 -2.10 -0.28 0.49
Chon nâc phân áp 0 -1 0 0 0 -1 0 0
Điên áp Uh (kV) 10.07 10.04 9.97 10.03 10.00 9.97 9.97 10.05
Chế đô max sự cố 1 tổ máyĐiên áp Uc(kV) 109.02 105.37 114.57 106.74 112.08 103.59 116.24 117.29
∆UB(kV) 4.44 3.65 3.89 4.13 3.95 3.80
Điên áp Uh ơ nâc số"0" (kV) 9.55 8.89 10.10 9.41 9.88 9.08 10.25 10.36
Đô lêch % -9.06 -15.72 -3.77 -10.36 -5.92 -13.51 -2.35 -1.32
Chon nâc phân áp -5 -8 -2 -5 -3 -7 -1 0
Điên áp Uh(kV) 10.48 10.36 10.47 10.33 10.44 10.37 10.44 10.36
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN60
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
CHƯƠNG VII
TÍNH CAC CHỈ TÊU KINH TẾ- KỸ THUẬT
1.Tính vốn đầu tư của mạng điên
Tổng vốn đầu tư của mạng điên được xác định theo công thức:
K = Kd + Kt
Trong đó:
Kd: Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây
Kt: Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp
Theo số liệu chương 4 ta có:
Kd = 268,44.109đ
Bảng suất đầu tư cho 1 trạm có 1 MBA 110kV:
Nếu trạm có 2 MBA thì phải nhân hệ số hiệu chỉnh là 1,8.
Trong hê thống có 8 trạm, trong đó:
Một trạm 1 máy 25000kVA; Bốn trạm 2 máy 25000kVA
Ba trạm 2 máy 32000kVA.
Vậy vốn đầu tư xây dựng trạm Biến áp:
Kt =(19 + 4.1,8.19 + 3.1,8.22)109 = 274,6.109 đ
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN
Sđm (kVA) 16000 25000 32000
Kt x 109đ 13 19 22
Phụ tảicông suât
max (MW)Hô loại MBA
S1 26 1 2.THD25000/110
S2 19 3 1.THD25000/110
S3 39 1 2.THD32000/110
S4 34 1 2.THD32000/110
S5 38 1 2.THD32000/110
S6 23 1 2THD25000/110
S7 31 1 2.THD25000/110
S8 34 1 2.THD25000/110
61
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Vậy tổng vốn đầu tư là:
K = Kd + Kt = (268,44 + 274,6)109 = 543,04.109 đ
2. Tính tôn thât công suât tác dung trong mạng điên.
Theo kết quả tính toán tổn thất công suất tại chương 3 ta có tổng tổn thất
công suất tác dụng trên đường dây là:
∑ΔPđd = 10,51 MW
Tổng tổn thất công suất tác dụng không tải trong các MBA là:
Tổng tổn thất công suất trong cuộn dây của các MBA là:
(Theo số liệu ở bảng 5.3)
Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện là:
Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện theo % là:
3. Tính tôn thât điên năng trong mạng điên.
- Tổng tổn thất điện năng trong năm của mạng điện được xác định theo
công thức:
= 39,469.106 kWh
Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được trong năm là:
A = ∑Pmax.Tmax =234.4700 = 1099800 MWh = 1099,8.106 kWh
Tổn thất điện năng trong mạng điện tính theo phần trăm (%):
4. Tính chi phí vận hành hàng năm, giá thành xây dưng và truyền tải.
a. Chi phí vận hành hàng năm.
Chi phí vận hành hàng năm trong mạng điện được xác định theo công
thức:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN62
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Trong đó:
+ avhd: Chi phí vận hành đường dây (avhd = 0,04);
+ avht: Chi phí vận hành các thiết bị trong các trạm biến áp (avht = 0,1);
C: giá thành 1KWh điện năng tổn hao, C = 600đ/kWh;
+ A: Tổng tổn thất điện năng trong mạng tính ra tiền:
ΔA.C = 39,469.106.600 = 23,68.109 đ
Vậy ta có:
Y = (0,04.268,44 + 0,1.274,6)109 + 23,68.109 = 61,88.109 đ
b. Chi phí tính toán hàng năm.
Chi phí tính toán hằng năm được xác định theo công thức
Z = atc.K + Y
Với atc = 0,125 - hệ số thu hồi vốn đầu tư.
Vậy:
Z = 0,125.543,04.109 + 61,88.109 = 129,76. 109 đ
c. Giá thành truyền tải điên năng.
Giá thành truyền tải điện năng được xác đinh theo công thức:
β = Y/A = 61,88.109/1099,8.106 = 56,26đ/kWh
d. Giá thành xây dưng 1MW công suât phu tải trong chế độ
cưc đại.
Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại được
xác định theo biểu thức:
K0 = K/∑Pmax = 543,04.109/234 = 2,32.109đ/MW
5. Tông kết các chi tiêu kinh tế – Ky thuật
Bảng 7.1 Tông kết các chi tiêu kinh tế và kỹ thuật của mạng điên.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN63
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
TT Các chi tiêu Đơn vị tinh Giá trị
1 Tổng chiều dài đường dây km 446,9
2 Tổng công suất phụ tải cực đại MW 234
3 Tổng dung lượng các trạm biến áp MVA 492
4
Tổng vốn đầu tư cho đường dây 109đ 268,44
Tổng vốn đầu tư cho Trạm BA 109đ 274,6
Tổng vốn đầu tư cho mạng điện 109đ 543,04
5 Tổng điện năng các phụ tải tiêu thụ 106kWh 1099,8
6 ∆Umaxbt % 8,04
7 ∆Umaxsc % 12,7
8 Tổng tổn thất công suất ∑∆P MW 11,87
9 Tổng tổng thất công suất ∑∆P% % 5,07
10 Tổng tổn thất điện năng ∑∆A /năm 106 kWh 39,469
11 Chi phí vận hành hàng năm 109đ 61,88
12 Chi phí tính toán hằng năm 109đ 129,76
13 Giá thành truyền tải điện đ/kWh 52,26
14Giá thành xây dựng 1MW công suất
ở chế độ cực đại ( MAX )109 đ/MW 2,32
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN64
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
PHẦN II
THIẾT KẾ TRẠM BIẾN AP 10/0,4kV – 100kVA
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN65
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
THIẾT KẾ TRẠM BIẾN AP
CÔNG SUẤT 100 KVA – 10/0,4 kV
1. Phần mở đầu:
Trong ngành điện lực việc thiết kế trạm biến áp là một công việc được quan tâm, vì khi tính toán cung cấp điện cho một cụm dân cư, một khu phố hay một khu công nghiệp thì trạm biến áp là một trong những thiết bị quan trọng trong hệ thống cung cấp điện.
Trong phần thiết kế trạm biến áp 100kVA-10/0,4kV ta tiến hành những công việc sau:
1. Chọn máy biến áp và sơ đồ nối dây của trạm.
2. Chọn các thiết bị điện cao áp.
3. Chọn các thiết bị điện hạ áp.
4. Tính toán ngắn mạch để kiểm tra thiết bị đã chọn.
5. Tính toán nối đất cho trạm.
Các số liêu ban đầu:
6. Trạm biến áp có công suất 100 kVA.
7. Điện áp:10/0,4 kV.
8. Điện trở suất của đất =0,4.104 Ω.km
9. Công suất ngắn mạch SN = 28 MVA.
Kết câu trạm :
Do TBA có công suất nhỏ. Để tiết kiệm vốn đầu tư và cũng là xu thế thiết kế hiện nay, ta chon trạm treo làm phương án thiết kế.
Các thông số của trạm treo :
- Diện tích mặt bằng là : 3m x 5m =15 m2.
- Dựng 2 cột ly tâm cao 11m , khoảng cách cột là 3m.
- Dàn trạm cao 2,5m , tủ hạ áp có : Chiều cao 1,2m
Chiều rộng 1m
Bề dày 0,5m
2. Chọn máy biến áp:
+ Chọn máy biến áp chế tạo tại Việt Nam.
Ta chọn máy biến áp có hệ thống làm mát tự nhiên bằng dầu: loại
100 kVA – 10/0,4 kV có các thông số sau:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN66
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Loai máy biến áp : 3 pha
Hãng san xuât : Ctamad
Công suât (kVA) : 100
Dòng điên không tai : 2%
Tổn hao không tai : 270W
Điên áp ngắn mach : 6%
Tổn hao ngắn mach : 2010W
Kích thước (mm) : H 1270mm
Trong lượng(Kg) : 743
Xuât xứ : Việt Nam
+ Sơ đồ nối dây
3. Chọn thiết bị điên áp cao:
Đối với các thiết bị cao áp ta chọn theo điều kiện sau:
Udmtb ≥ Udmmạng = 10 kV
Dòng điện làm việc cực đại của MBA:
Iđmtb ≥ Ilvmax =
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN67
CCTR
Cáp
10kV
0,4kV
CSV
TPP
CSV
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Uđm ≥ Uđmmạng
Iđmtb ≥ Ilvmax.
3.1 Chọn cầu chi tự rơi:
Điều kiện chọn cầu chì tự rơi:
Điện áp định mức (kV): Uđm.cc ≥ Uđm.m = 10 kV
Dòng điện định mức (A): Iđm.cc ≥ Icb
Ta có:
Điện áp định mức của mạng điện cao áp: Uđm.m = 10 kV
Dòng cưỡng bức đi qua cầu chì chính là dòng quá tải của MBA. những giờ cao điểm cho phép MBA làm việc quá tải 30%:
Icb = Iqt MBA = 1,3.Iđm MBA = 1,3.5,77 = 7,5 (A)
Căn cứ vào 2 điều kiện trên ta chọn cầu chì tự rơi có các thông số sau:
Kiểu Uđmmax (kV) Iđm (A) Icăt (kA) Trọng lượng (kg)
C710-112PB 15 10 7 7,98
3.2 Chọn sư cao thế :
Điều kiện chọn sứ cao áp:
Điện áp định mức (kV): Uđm.s ≥ Uđm.m
Dòng điện định mức (A): Iđm.s≥ Icb
Điện áp định mức của mạng điện cao áp: Uđm.m = 10 kV
Theo phần trước ta có dòng cưỡng bức: Icb = 7,5 A.
( Phụ lục 2.28 Giáo trình Hệ thống cung cấp điện)
Sứ đặt ngoài trời do Nga chế tạo có các thông số sau:
Kiểu Udm
(kV)F
(kg)Upđ khô
(kV)Upđ ướt
(kV)Trọng
lượng (kg)
0WH-10-500 10 500 120 80 44,6
3.3 Chống sét van:
Chống sét van nhằm bảo vệ chống quá điện áp cho MBA. Ta đặt sau cầu
chì tự rơi, vừa đảm bảo an toàn cho cầu chì tự rơi, vừa thuận tiện cho sửa chữa
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN68
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
thay thế chống sét van.
Điều kiện :
Dùng loại chống sét van do Nga chế tạo có các thông số sau:
( Theo Sổ tay lựa chọn & tra cứu thiết bị điện từ 0,4 đến 500 kV- Ngô
Hồng Quang)
LoạiUdm
(kV)
Điện áp cho
phép lớn nhất
Umax
(kV)
Điện áp đánh thủng khi tần số
50Hz
(kV)
Điện áp đánh thủng xung kích
khi thời gian phóng điện 2-10s
(kV)
Khối lượng
(kg)
PBC-10 10 12,7 26 50 6
Chú ý trước khi đặt chống sét van cần phải thử nghiệm các đặc tính kỹ thuật
của chống sét van, như: điện áp phóng điện,điện áp chịu đựng lớn nhất, điện áp
dư, dòng điện rò…
3.4 Chọn thanh dẫn xuống máy biến áp:
Thanh dẫn được chọn theo điều kiện phát nóng cho phép: K1.K2.Icp ≥ Icb
Trong đó:
K1 = 1 vì thanh góp đặt đứng
K2 : Hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường, K2 = 1.
Dòng điện chạy qua thanh dẫn là không lớn. Tuy nhiên để đảm bảo độ
bền cơ, Ta chọn thanh đồng tròn đường kính 8mm: có Icp (A) = 235A
4. Chọn thiết bị điên hạ áp:
Khi chọn các thiết bị điện hạ áp ta dựa vào những điều kiện sau:
Ilvmax =
Uđm ≥ Uđmmạng = 0,4kV
Iđmtb ≥ Ilvmax.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN69
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Yêu cầu bố trí thiết bị điện trong tủ hạ áp sao cho gọn thoáng, dễ kiểm
tra và thao tác.
4.1 Chọn cáp từ máy biến áp sang tủ phân phối.
Cáp được chọn theo điều kiện phát nóng cho phép:
k1.k2.Icp ≥ IttH
Trong đó:
k1 = 1. Hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường
k2 = 1. Hệ số hiệu chỉnh có kể đến số lượng cáp đi chung một ranh
Icp : Dòng điện cho phép
IttH : Dòng điện tính toán phía hạ áp
IttH = 1,3Iđm MBA =
Dựa vào điều kiện đó, ta chọn cáp đồng PVC loại 4G70 có Icp = 245 A
4.2 Chọn tủ phân phối :
Tra giáo trình Hệ thống cung cấp điện trang 358 ta có:
Tủ tự tạo có : cao 1,2m - rộng 0,8m – dày 0,3m chứa 1 AT; 3 AN
4.3 Thanh cái hạ áp:
Thanh dẫn được chọn theo điều kiện phát nóng cho phép: k1.k2.Icp ≥ Icb
Trong đó:
k1 = 1 vì thanh góp đặt đứng
k2 = 1: Hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường
Dòng điện cưỡng bức: Icb = 1,3.144,4= 188 A
Chọn theo PL-10 Giáo trình thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp. Ta
chọn thanh dẫn đồng có thông số như bảng sau:
Kích thước
thanh dẫn
Tiết diện thanh dẫn
(mm2)
Trọng lượng
(kg/m)
Dòng điện cho phép
(A)
30x3 90 1,15 450
4.4 Chọn Áptomát tông:
Điều kiện chọn Aptomat:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN70
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Điện áp định mức (V): Uđm.A ≥ Uđm.mg
Dòng điện định mức (A): Iđm.A ≥ IttH
Ta có:
Điện áp định mức của mạng điện: Uđm.m = 400 V
Dòng điện tính toán phía hạ áp: IttH = 188 A
Tra mục 3.10 Giáo trình Hệ thống cung cấp điện ta chọn Aptomát do
Nga chế tạo có các thông số sau:
Loại Udm (V) Idm (A) Icăt (kA) Số cực
NS200E 500 200 8 3
4.5 Chọn Áptomát nhánh:
Từ thanh cái hạ áp có 2 lộ ra có: IN = 188/2 = 94A
Tra mục 3.10 Giáo trình Hệ thống cung cấp điện ta chọn Aptomát có các thông số sau:
Loại Udm (V) Idm (A) INmax (kA) Số cực
C100E 500 100 5 3
4.6 Chọn máy biến dòng:
Chọn máy biến dòng theo điều kiện sau:
IđmBI
Uđm ≥ Udm mạng
Theo Sổ tay lựa chọn & tra cứu thiết bị điện từ 0,4 đến 500 kV- Ngô Hồng Quang ta có các thông số sau:
Mã sản
phẩm
Dòng sơ cấp
(A)
Dòng thứ cấp (A)
Số vòng
dây sơ cấp
Dung lượng (VA)
Cấp chính xác
Đường kính (mm)
Trọng lượng (kg)
BD7 200 5 1 10 0,5 38 1,35
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN71
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
4.7 Chọn chống sét van hạ thế:
Chọn chống sét LOZA Xuất xứ Thái lan, có thông số kỹ thuật:
Loại Uđm Umax Chế đô làm việcTần
sốIs Ismax
LOZA 480V 480V Trung tính nối đât 50Hz 5kA 10kA
4.8 Chọn thiết bị đo đếm điên năng:
Tra theo phụ lục sách thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp ta chọn được
các thiết bị đo đếm điện năng có các thông số kỹ thuật cho trong bảng sau:
Tên đồng hồ ký hiệuCấp chính
xác
Công suất tiêu thụ(VA)
Cuộn áp
Cuộn dòng
Ampe-mét A 1,5 0,1
Vôn-mét V 1,5 2
Công tơ hữu công kW.h 0,5 2 2,5
4.9 Chọn sứ hạ thế :
Điều kiện chọn sứ hạ áp:
Điện áp định mức (kV): Uđm.s ≥ Uđm.m
Ta chọn sứ hạ thế A-30 Hoàng liên sơn, có các thông số sau:
LoạiUdm
(kV)Upđ ướt
(kV)F phá hoại
(kN)
Khối lượng (kg)
Chiều dài đường rò
(mm)
A-30 0,4 >12 >15 0,3 110
5. Tính ngắn mạch:
- Ta chỉ tính ngắn mạch 3 pha để kiểm tra các thiết bị đã chọn. Vì nguồn có
công suất vô cùng lớn, nên ta coi : I” = I .
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN72
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
- Thời gian tồn tại của ngắn mạch bằng thời gian bảo vệ của Rơle và Máy
cắt.
I”: Dòng điện siêu quá độ.
I : Giá trị ổn định của dòng điện ngắn mạch trong chế độ xác lập.
Ixk : Trị số tức thời của dòng điện xung kích.
Ixb : Giá trị hiệu dụng lớn nhất của dòng ngắn mạch.
Các bước tiến hành tinh ngắn mạch:
Tính ngắn mạch tại ba điểm theo sơ đồ sau:
Tinh ngắn mạch tại điểm N1:
Sơ đồ thay thế :
Điện kháng hệ thống :
Utb = 1,05.Uđm = 1,05.10 = 10,5 kV.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN73
XHT
2,273
N1
CCTR
N1
N2
N3
Cáp
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Dòng điện ngắn mạch 3 pha:
Tinh toán ngắn mạch tại điểm N2:
Khi tính toán ngắn mạch phía hạ áp. Ta qui đổi điện kháng Hệ thống và
điện kháng MBA sang phía hạ áp. Ta coi điện áp là nguồn không đổi.
Do đó ta có: IN = I” = I .
Sơ đồ thay thế:
Điện kháng Máy Biến Áp:
XHT0,4 = XHT.0,4/10,5 = 2,273.0,4/10,5 = 0,087
Cáp nối từ máy biến áp đến tủ phân phối dài 5 m , do đó ta có:
RD2 = 0,245.5.10-3 = 0,001 (Ω)
Điện trở Atomat tổng:
RAT1 = 0,075mΩ = 75.10-4(Ω)
Do đó dòng điện ngắn mạch 3 pha:
Dòng điện xung kích :
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN74
XHT
0,087 N2
XB
0,096RD
0,001RAT1
75.10-4
Z2
0,184 N2
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Tinh toán ngắn mạch tại điểm N3:
Điện trở Atomat nhánh:
RAT1 = 0,18mΩ = 18.10-5(Ω)
=> Z3 = 0,184 +0,00018 = 0,18418 (Ω)
Do đó dòng điện ngắn mạch 3 pha:
Dòng điện xung kích :
Kiểm tra các khi cụ điên:
Kiểm tra khí cụ điện cao áp (Cầu chì tự rơi):
Idm cắt ≥ IN1.
Sđmcắt ≥SN1
Theo như tính toán ở trên ta có :
IN1 = 2,67 kA < Idmcắt = 10 kA.
Do đó cầu chì tự rơi đã chọn thoã mãn ( đạt yêu cầu).
Kiểm tra khi cụ điên hạ áp:
Thanh cái hạ áp:
- Kiểm tra ổn định lực điện động:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN75
Z3
0,18418 N3
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Khi có ngắn mạch vì dòng ngắn mạch rất lớn nên gây ra lực lực điện
động lớn tác dụng lên thanh dẫn.
+ Tính lực động điện:
Với cấp điện áp 0,4 kV, lấy khoảng cách giữa các pha là a = 10 cm,
khoảng cách giữa 2 sứ l = 60 cm.
Theo kết quả tính ngắn mạch tại N2: ixk = 3,21 kA
Ta có:
+ Tính mô men chống uốn:
+ Tính ứng suất tính toán:
Ứng suất tính toán giữa các pha với nhau: (Thanh dẫn đặt đứng trên mặt
phẳng ngang.)
;
Vậy thanh góp đã cho thỏa mãn điều kiện ổn định động và ổn định nhiệt
Kiểm tra cáp tổng hạ áp:
Điều kiện ổn định nhiệt của cáp đồng 4Gx70 là:
Trong đó : - BN là xung lượng của dòng ngắn mạch
- C là hằng số của vật liệu. Với dây đồng C= 144
- Xung lượng nhiệt của thành phần dòng ngắn mạch: ta tính trong 1s:
.
Vậy cáp đảm bảo ổn định nhiệt.
Kiểm tra áptômát tổng:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN76
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Dòng điện cắt ngắn mạch định mức của áptômát tổng đã chọn bằng:
Icắt đm = 8kA.
Dòng điện ngắn mạch tại N2 bằng: IN2= 1,26kA.
Như vậy nên áptômát đã chọn đạt yêu cầu kỹ thuật.
Kiểm tra áptômát nhánh:
Dòng điện cắt ngắn mạch định mức của áptômát tổng đã chọn bằng:
Icăt = 5kA
Dòng điện ngắn mạch tại N3 bằng: IN3= 1,25kA.
Như vậy nên áptômát đã chọn đạt yêu cầu kỹ thuật.
6. Tính toán nối đât cho trạm biến áp:
Trong các trạm biến áp thì nối đất an toàn và nối đất làm việc thường
được nối chung với nhau. Điện trở nối đất của toàn trạm biến áp hạ áp với công
suất không quá 320 kVA thường có Rd ≤ 4 Ω. Căn cứ vào điện trở suất của đất
của đất =0,4.104 Ω/km & mặt bằng của trạm có đủ điều kiện đóng cọc tiếp
đất thì ta chọn phương án nối đất của trạm, sau đó tính toán điện trở nối đất của
phương án đã chọn.
Nếu trong trường hợp Rđ = 4 Ω thì phương án nối đất đạt yêu cầu nếu
Rđ ≥ 4 Ω , ta phải xử lý bằng cách đóng cọc cho đến khi điện trở nối đát
đạt yêu cầu.
Mặt bằng bố trí tiếp địa:
Ta dùng thanh tròn đường kính 0,02m, chôn sâu 0,8m xung quanh trạm
mỗi cạnh là 5 và 3m.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN77
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Sơ đồ nối đất Trạm biến áp
Điện trở nối đất mạch vòng được xác định bằng công thức:
Trong đó :
ρ – Điện trở suất của đất (ρ = 0,4.10 Ω/km = 4 Ω/m
K - Hệ số mùa của nối đất an toàn (K = 1,6 )
L – Chu vi của mạch vòng nối đất = 2( a + b) = 2.( 5+3) =16m
d – Đường kính thanh ( d = 2 cm = 0,02 m)
h – Độ chôn sâu ( h = 0,8 m)
K – Hệ số hình dáng phụ thuộc hình dáng hệ thống nối đất
Với nối đất mạch vòng ta có bảng quan hệ giữa K và tỷ số l1/ l2, như sau:
l1/ l2= 5/3 = 1,67
→ k(1,92) =
Thay số vào ta được :
.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN
l1/ l2 1,0 1,5 2,0 3,0 4,0
K 5,53 5,81 6,42 8,17 10,4
78
3m
5m
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Ta thấy RMV = 0,87Ω < 4Ω. Đạt yêu cầu. do đó ta không cần đóng thêm
cọc.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN79
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1. Giáo trinh mạng lưới điên PGS Trần Bách - NXB GD 2007
2. Thiết kế mạng và hê thống điên TS Nguyễn Văn Đạm - NXB KHKT 2004
3. Ngắn mạch trong hê thống điên – Lã Văn Út
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 VIỆT – HÀN80