Thiết kế cung cấp điện cho một xã thuộc khu vực nông thôn

g 0,83 theo bảng 4,2 [1] Công suất toàn phần của phụ tải thủy lợi sẽ là: S = Ptl/cosφtl = 73,5/0,83 = 88,554 kVA Bảng 1,3 Kết quả tính toán phụ tải thủy lợi Tải thủy lợi F,ha P0c Ptt Stt Tưới 368 0,12 44,16 53,205 Tiêu 210 0,35 73,5 88,554 Ta chọn 3 máy bơm 25 kW 1,4 Phụ tải đôngk lực Phụ tải động lực được xác định theo phương pháp hệ số nhu cầu: Điểm tải T: Bảng 1,4a Tham số tính toán của nhóm thiết bị động lực STT Pn ksd cosφ pn*ksd pn*cosφ Pn2 1 2,8 0,54 0,74 1,512 2,072 7,84 2 4,5 0,56 0,77 2,52 3,465 20,25 3 6,3 0,47 0,65 2,961 4,095 39,69 4 7,2 0,49 0,56 3,528 4,032 51,84 5 5 0,93 0,86 4,65 4,3 25 6 7,5 0,38 0,55 2,85 4,125 56,25 Tổng 33,3 18,021 22,089 200,87 Hệ số sử dụng tổng hơp của nhóm tải : ksdS = i=1nPni , ksdii=1 nPni = 18,02133,3 = 0,541 Hệ số k = Pmax/Pmin = 7,5/2,8 = 2,679 < kb = 5,4 Do n = 6 > 4 nên số lượng hiệu dụng coi bằng số lượng thiết bị thực tế: nhd = n = 6 Hệ số nhu cầu của nhóm tải: Knc = ksdS + 1-ksdSnhd = 0,541 + 1-0,5416 = 0,728 Công suất tính toán nhóm tải động lực tại điểm T: Ptt = knc, ∑Pni = 0,728,33,3 = 24,259 kW Hệ số cosφ tổng hợp ( trung bình ) ; Cosφtb = i=1nPni,cosφti=1nPni = 22,08933,3 = 0,663 Công suất toàn phần: Stt = Ptt/cosφt = 24,259/0,663 = 36,59 kVA Công suất phản kháng: Qtt = S2-P2 = 36,592- 24,2592 = 27,392 kVAr Tính toán tương tự cho các điểm tải khác,kết quả bảng 1,4b Bảng 1,4b kết quả tính toán phụ tải động lực Điểm Tải ksd,t nhd knc cosφ Ptt Stt Qtt ki Ptt*cosφ T 0,541 6 0,7285 0,663 24,259 36,571 27,367 0,669 16,09 R 0,483 3,385 0,7639 0,689 19,326 28,064 20,35 0,657 13,31 I 0,546 5 0,7488 0,74 21,341 28,835 19,391 0,662 15,79 N 0,571 3,610 0,7967 0,73 20,475 28,05 19,172 0,658 14,95 H 0,556 2,597 0,8316 0,72 12,308 17,1 11,872 0,634 8,858 V 0,519 3,912 0,7621 0,641 19,814 30,889 23,697 0,658 12,71 K 0,509 7 0,6945 0,707 34,447 48,742 34,485 0,686 24,34 Ê 0,57 5 0,7624 0,72 24,245 33,664 23,355 0,667 17,46 T 0,505 7 0,6921 0,671 31,144 46,434 34,441 0,682 20,89 207,36 144,4 Tổng hợp phụ tải động lực tương tự như nhóm sinh hoạt,kết quả ghi trong bảng: PN&H PI&V PR&K PT&Ê&U PN&H và PI&V PR&K và PT&Ê&U 28,28 47,49 47,144 63,534 66,2044 95,776 Hệ số cosφtb = 144,4/207,36 = 0,696 1,5,Tổng hợp phụ tải: 1,5,1: Tổng hợp phụ tải tại các điểm tải Phụ tải sinh hoạt và động lực tại các điểm được tổng hợp theo phương pháp số gia: Điểm T: PT = Pđl + Psh&cs,ki PT = 24,259 + 13,172[(13,172/5)0,04- 0,41] = 32,551kW Hệ số công suất trung binh Cosφ = i=1nPicosφii=1nPi = 144,4207,36 = 0,696 Công suất toàn phần: ST= PT/ cosφ = 32,551/0,736 = 44,223 Tương tư tính toán cho các điểm khác,kết quả ghi trong bảng 1,5 sau: Bảng 1,5 kết quả tổng hợp phụ tải các điểm: Điểm Psh&cs Pdl ki Ptt cos φ Stt T 13,172 24,259 0,6295 32,5507 0,73606 44,2228 R 18,245 19,327 0,6431 31,0596 0,7767 39,9893 I 20,623 21,341 0,6483 34,7112 0,80394 43,1762 N 27,442 20,475 0,648 40,7105 0,81016 50,2499 H 23,787 12,308 0,6267 31,5004 0,81876 38,4732 V 18,245 19,814 0,6431 31,5482 0,75102 42,0071 I 15,215 34,447 0,6355 44,1161 0,75674 58,2976 E 9,9985 24,245 0,6181 30,4247 0,76393 39,8265 T 9,9985 31,145 0,6181 37,3237 0,71914 51,9002 1,5,2 Kết quả tổng hợp phụ tải tại các điểm: Để nâng cao độ chính xác,trước hết cần xác định sơ bộ mạng điện,coi trạm biến áp tiêu thụ đặt tại trung tâm tải tứng với tạo độ: XTBA = i=1nXiSttii=1nStti = 827,477568,191= 1,456 YTBA = i=1nYiSttii=1nStti = 745,6568,191= 1,312 Kết quả tính toán được các tọa độ và tổng hợp phụ tải: X Y Ptt,kW cos Stt,kVA ki X*Stt Y*Stt P*cos T 1,98 1,13 32,551 0,73606 44,2228 0,66781 87,5611 49,972 23,9593 R 0,68 1,3 31,06 0,7767 39,9893 0,66579 27,1927 51,986 24,124 I 0,67 1,47 34,711 0,80394 43,1762 0,67059 28,9281 63,469 27,9057 N 2,08 1,78 40,711 0,81016 50,2499 0,6775 104,52 89,445 32,9821 H 0,57 0,83 31,5 0,81876 38,4732 0,6664 21,9297 31,933 25,7913 V 0,7 1,34 31,548 0,75102 42,0071 0,66647 29,405 56,29 23,6933 I=K 0,82 0,12 44,116 0,75674 58,2976 0,681 47,804 6,9957 33,3845 Ê 1,32 3,05 30,425 0,76393 39,8265 0,66491 52,5709 121,47 23,2424 T=U 3,03 1,45 37,324 0,71914 51,9002 0,67373 157,258 75,255 26,8411 HC 2,6136 1,4916 3,6 0,87 4,13793 0,57695 10,8149 6,1721 3,132 Tr,học 0,812 1,05 53,2 0,87 61,1494 0,6892 49,6533 64,207 46,284 Tr,xá 1,036 1,983 5,4 0,87 6,2069 0,59308 6,43034 12,308 4,698 T,lợi 2,297 1,311 73,5 0,83 88,5542 0,70351 203,409 116,09 61,005 TBA 1,456 1,312 449,65 568,191 827,477 745,6 357,043 Hệ số cosφ= 357,043449,65 = 0,794 Trên cơ sở phân tích các điểm tải so với trạm biến áp,việc tổng hợp phụ tải có thể thực hiện theo cum phía Đông Nam và cụm phía Tây Bắc Phc+U = 37,324 + 3,6,0,577 = 39,401 PE + Tr,xa = 30,425 + 5,4,0,593 = 33,627 Tính toán tương tự ta có kết quả ở bảng sau : P,kW ki 1 U+hc 39,401 0,6761 2 Ê+Tr,xa 33,627 0,6692 3 I+V 55,737 0,6913 4 H+K 65,108 0,6981 5 R+Tr,hoc 73,879 0,7037 6 T+T,loi+N 122,82 0,7266 1+6 149,46 0,7356 2+3 78,241 0,7063 4+5 119,33 0,7253 2+3+4+5 188,18 0,7462 Tông P 259,75 cos φ 0,794 Tổng S 327,14 Tổng Q 198,87 Ta cũng có thế tổng hợp phị tải theo phương pháp số gia (tính chính xác thấp hơn) như sau: Nhóm tải Ptt cos Ptt*cos ki sinh hoạt 90,242 0,87 78,511 0,71268 Dịch vụ 62,2 0,87 54,114 0,6961 Thủy lợi 73,5 0,83 61,005 0,70351 Động lực 95,776 0,696 66,66 0,71536 Tổng 321,718 260,29 SH+DV 133,539 TL+ĐL 147,484 Tong P 281,023 cos 0,8165 Tong S 344,18 Tong Q 199,06 1,6a dự báo phụ tải: Giá trị phụ tải của các điểm dân cư theo các năm được thể hiện trong bảng: t 1 2 3 4 5 6 7 Po,kW/hộ 0,633 0,703 0,743 0,822 822 0,862 0,902 T 10,034 10,5 10,9866 11,4964 12,0299 12,588 13,1723 R 13,898 14,54 15,21757 15,9237 16,6626 17,436 18,2449 I 15,709 16,44 17,20113 17,9993 18,8346 19,709 20,6231 N 20,904 21,87 22,88876 23,9509 25,0623 26,225 27,4422 H 18,12 18,96 19,84035 20,761 21,7244 22,732 23,7874 V 13,898 14,54 15,21757 15,9237 16,6626 17,436 18,2449 I 11,59 12,13 12,69052 13,2794 13,8956 14,54 15,2152 E 7,6162 7,97 8,339486 8,72647 9,13141 9,5551 9,99853 T 7,6162 7,97 8,339486 8,72647 9,13141 9,5551 9,99853 Tổng 119,38 124,9 130,7215 136,787 143,135 149,78 156,727 Ptt,sh&cs 83,569 87,45 91,50502 95,7512 100,194 104,84 109,709 Phụ tải tính toán sinh hoạt của các điẻm tải theo phương pháp hệ số đồng thời: Ptt,sh+cs = kdt,∑Pi = 0,7 , 119,38 = 83,569 Tính toán toàn xã năm thứ nhất,xác đình theo phương pháp số gia: Năm thứ nhất Ptt Cos Ptt*cos ki Sinh hoạt 83,5692 0,87 72,7052 0,709 Dịch vụ 60,677 0,87 52,789 0,695 Thủy lợi 73,5 0,83 61,005 0,704 Động lực 95,776 0,696 66,6601 0,715 Tổng 313,522 253,159 SH+DV 125,74 0,728 TL+ĐL 147,484 0,735 P tổng 238,982 Tính toán tương tự đối với các năm khác,kết quả ghi trong bảng sau: Năm 1 2 3 4 5 6 7 P tổng 238,98 241,99 245,13 248,43 251,89 255,51 259,31 1,6b Biểu đồ phụ tải: 1,6,1 Xây dựng biểu đồ phụ tải Lấy công suất tính toán PM = P∑ Giá trị phụ tải trung bình trong năm được xác định theo biểu thức: Ptb= 124i=124Pih+Pid2 = 1,2879,32924, = 119,972 kW Giá trị bình phương phụ tải trung bình: Ptb2 = 1192(3i=124Pih2+ 2i=124Pih+Pid+3i=124Pid2) = 1192(3,406419,4+2,387521,1+3,392621,8) =16521,7 Thời gian sử dụng công suất cực đại: TM = 8760,Ptb /PM= 8760,119,972/259,75 = 4046 h Thời gian tổn thất cự đại: To = 8760,Ptb2PM2 = 8760,16521,7259,752 = 2145 h Điện năng tiêu thụ: A = TM,PM = 2023,259,75 = 525474,25 kWh Hệ số điền kín đồ thị: kdk = Ptb/PM = 119,972/259,75 = 0,462 Bảng số liệu đò thị phụ tải: Thời gian Loại đò thị phụ tải Đông Hè Pd Ph (Pd+Ph)/2 Pd^2 Ph^2 Pd*Ph 0,1 0,23 0,32 59,743 83,120 71,431 3569,166 6908,934 4965,797 1,2 0,24 0,29 62,340 75,328 68,834 3886,276 5674,232 4695,916 2,3 0,27 0,24 70,133 62,340 66,236 4918,568 3886,276 4372,06 3,4 0,29 0,27 75,328 70,133 72,730 5674,232 4918,568 5282,906 4,5 0,33 0,3 85,718 77,925 81,821 7347,49 6072,306 6679,536 5,6 0,32 0,33 83,120 85,718 84,419 6908,934 7347,49 7124,839 6,7 0,37 0,42 96,108 109,095 102,601 9236,652 11901,72 10484,85 7,8 0,39 0,43 101,303 111,693 106,498 10262,2 12475,21 11314,73 8,9 0,4 0,41 103,900 106,498 105,199 10795,21 11341,72 11065,09 9,10 0,43 0,45 111,693 116,888 114,290 12475,21 13662,69 13055,46 10,11 0,54 0,49 140,265 127,278 133,771 19674,27 16199,56 17852,58 11,12 0,51 0,54 132,473 140,265 136,369 17548,96 19674,27 18581,26 12,13 0,45 0,46 116,888 119,485 118,186 13662,69 14276,67 13966,3 13,14 0,53 0,37 137,668 96,108 116,888 18952,34 9236,652 13230,88 14,15 0,56 0,34 145,460 88,315 116,888 21158,61 7799,539 12846,3 15,16 0,54 0,32 140,265 83,120 111,693 19674,27 6908,934 11658,83 16,17 0,57 0,33 148,058 85,718 116,888 21921,02 7347,49 12691,12 17,18 0,65 0,5 168,838 129,875 149,356 28506,1 16867,52 21927,77 18,19 0,83 0,85 215,593 220,788 218,190 46480,13 48747,12 47600,13 19,20 0,75 1 194,813 259,750 227,281 37951,91 67470,06 50602,55 20,21 0,7 0,88 181,825 228,580 205,203 33060,33 52248,82 41561,56 21,22 0,58 0,75 150,655 194,813 172,734 22696,93 37951,91 29349,48 22,23 0,41 0,37 106,498 96,108 101,303 11341,72 9236,652 10235,21 23,24 0,27 0,35 70,133 90,913 80,523 4918,568 8265,083 6375,921 2879,329 392621,8 406419,4 387521,1 Biểu đồ phụ tải ngày: 1,7,Nhận xét, Phụ tải tính toán toàn xã đã được xác định theo phương pháp hệ số đồng thời và hệ số nhu cầu,kết hợp với phương pháp số gia có độ tin cậy cao,Kết quả tính toán cho thấy mặc dù ở khu vực nông thôn nhưng tỷ lệ phụ tải động lực khá cao,Điều đó cho thấy vùng nông thôn đang có xu hướng phát triển kinh tế trên cơ sở sản xuất tiểu thủ công nghiệp,Do đó mạng điện cần chú trọng đến các chỉ tiêu chất lượng và độ tin cậy, 2,Xác định sơ đồ cung cáp điện: 2,1 chọn vị trí đợt máy biến áp Phương án 1: chọn một máy biến áp, Tọa độ của trạm biến áp được xác định là tóa độ tâm tải: XTBA = i=1nXiSttii=1nStti = 827,477568,191= 1,456 YTBA = i=1nYiSttii=1nStti = 745,6568,191= 1,312 X Y Stt,kVA X*Stt Y*Stt T 1,98 1,13 44,223 87,561 49,97 R 0,68 1,3 39,989 27,193 51,99 I 0,67 1,47 43,176 28,928 63,47 N 2,08 1,78 50,25 104,52 89,44 H 0,57 0,83 38,473 21,93 31,93 V 0,7 1,34 42,007 29,405 56,29 I=K 0,82 0,12 58,298 47,804 6,996 Ê 1,32 3,05 39,826 52,571 121,5 T=U 3,03 1,45 51,9 157,26 75,26 HC 2,6136 1,4916 4,1379 10,815 6,172 Tr,học 0,812 1,05 61,149 49,653 64,21 Tr,xá 1,036 1,983 6,2069 6,4303 12,31 T,lợi 2,297 1,311 88,554 203,41 116,1 TBA 1,4563 1,3122 568,19 827,48 745,6 Phương án 2: chọn 2 máy biến áp, Tọa độ của trạm biến áp được xác định là tọa độ tậm các cụm tải: XTBA1 = i=1nXiSttii=1nStti = 563,6239,07= 2,357 YTBA1 = i=1nYiSttii=1nStti = 336,9239,07= 1,409 X Y Stt,kVA X*Stt Y*Stt T 1,98 1,13 44,223 87,56 49,97 N 2,08 1,78 50,25 104,5 89,45 T=U 3,03 1,45 51,9 157,3 75,26 T,lợi 2,297 1,311 88,554 203,4 116,1 HC 2,6136 1,4916 4,138 10,82 6,172 TBA 2,3574 1,4094 239,07 563,6 336,9 XTBA2 = i=1nXiSttii=1nStti = 263,9329,13= 0,802 YTBA2 = i=1nYiSttii=1nStti = 408,7329,13= 1,242 X Y Stt,kVA X*Stt Y*Stt R 0,68 1,3 39,989 27,19 51,99 I 0,67 1,47 43,176 28,93 63,47 H 0,57 0,83 38,473 21,93 31,93 V 0,7 1,34 42,007 29,4 56,29 I=K 0,82 0,12 58,298 47,8 6,996 Ê 1,32 3,05 39,826 52,57 121,5 Tr,học 0,812 1,05 61,149 49,65 64,21 Tr,xá 1,036 1,983 6,207 6,43 12,31 TBA 0,8019 1,2416 329,13 263,9 408,7 2,2 Sơ đồ mạng điện hạ áp: 2,2,1 Xác định khoảng cách giữa các điểm Biểu thức xác định khoảng cách giữa các điểm: Lij = (xi-xj)2+(yi+yj)2 Khoảng cách giữa trạm biến áp và điểm T là: Ltba-T = (1,456-1,98)2+(1,3122+1,13)2 = 0,555 km TBA T R I N H V K Ê U HC Tr,hoc Tr,xa T 0,555 0 R 0,776 1,311 0 I 0,801 1,353 0,17 0 N 0,78 0,658 1,48 1,444 0 H 1,01 1,441 0,483 0,648 1,784 0 V 0,757 1,297 0,044 0,133 1,448 0,526 0 I=K 1,351 1,538 1,188 1,358 2,084 0,75 1,226 0 Ê 1,743 2,03 1,863 1,708 1,48 2,343 1,819 2,972 0 T=U 1,58 1,097 2,354 2,36 1,01 2,537 2,333 2,579 2,342 0 HC 1,171 0,729 1,843 1,944 0,607 2,148 1,92 2,258 2,025 0,418 0 Tr,học 0,695 1,171 0,283 0,443 1,463 0,327 0,31 0,93 2,064 2,254 1,855 0 Tr,xá 0,791 1,272 0,77 0,63 1,064 1,244 0,726 1,875 1,104 2,064 1,652 0,96 0 T,lợi 0,841 0,365 1,617 1,635 0,516 1,793 1,597 1,897 1,995 0,746 0,364 1,508 1,429 2,2,2 Xây dựng sơ đồ nối điện tối ưu : Phương án 1 : Một trạm biến áp Sơ đồ nối dây tối ưu của mạng điện hạ áp được xác định theo phương pháp tối ưu từng bước, với hàm mục tiêu : Zij = Z1 +Z2 = cj+ lij + (ci+j –ci)L0i tiến tới min Suất chi phí tính toán của các đoạn dây phụ thuộc vào công suất truyền tải được xác định bằng cách tra đồ biểu đồ khoảng kinh tế của đường dây hạ áp hinh 4 p,l[1] và bảng kết quả sau : Bảng 2,3 Dữ liệu tính toán sơ bộ của các đoàn đường dây : Điểm tải S Dây ci tr,VMĐ/km T 44,223 A70 35,2 R 39,989 A70 32,5 I 43,176 A70 34,6 N 50,25 A95 39,6 H 38,473 A70 30,3 V 42,007 A70 34,1 I=K 58,298 A95 44,7 Ê 39,826 A70 31,6 T=U 51,9 A95 40,3 HC 4,1379 A16 17,2 Tr,học 61,149 A95 46,2 Tr,xá 6,2069 A16 18,6 T,lợi 88,554 A185 69,7 Quá trình tính toán bắt đầu từ trạm biến áp : Ztba+T = cT,ltba-T = 35,2,0,555=19,526 Tính toán tương tự cho các điểm tải khác ta có bảng 2,4 sau : Bảng 2,4 chi phí tính toán xây dưng sơ đồ nối điện tối ưu : Kết nối ji T R I N H V I=K Ê T=U HC Tr,học Tr,xá T,lợi TBA 19,5257 25,223 27,74 30,888 30,561 25,797 60,392 55,089 63,676 20,149 32,121 14,724 58,618 TBA-Tr,xa Tr,xa 44,7744 25,025 21,798 42,134 37,693 24,757 83,813 34,886 83,179 28,414 44,352 99,601 TBA-T T 42,608 46,814 26,057 43,662 44,228 68,749 64,148 44,209 12,539 54,1 23,659 25,441 T-HC HC 59,898 67,262 24,037 65,084 65,472 100,93 63,99 16,845 85,701 25,371 HC-U U 76,505 81,656 39,996 76,871 79,555 115,28 74,007 90,836 51,996 HC-N N 35,965 HC-T,loi Tr,loi Tr,xa-I I 5,525 19,634 4,5353 60,703 53,973 20,467 11,718 I-V V 1,43 15,938 54,802 57,48 14,322 13,504 V-R R 14,635 53,104 58,871 13,075 R-Tr,hoc Tr,hoc 9,9081 41,571 65,222 Tr,hoc-H H 33,525 74,039 H-K Tr,xa-Ê So sánh các kết quả tính toán ta thấy ZTBA-Tr,xa =14,724 là nhỏ nhất đo đó ta nối điểm Tr.xa với trạm biến áp.Sau đó ta xác định ZTr.xa-j kết quả ghi ở dòng 2.So sánh các giá trị ZTBA-j, ZTr,xa-j ta thấy ZTBA-T là nhỏ nhất nên ta nối trạm biến áp với T.Tương tự với cái dòng sau ta có bảng 2.4 So sánh các kiết quả tính toán Bảng 2,4 chi phí tính toán xây dưng sơ đồ nối điện tối ưu : Kết nối ji T N U T,loi HC TBA1 16,544 18,3348 23,3204 8,0155 4,6268 TBA1-HC HC 25,696 24,0372 14,4628 25,3708 TBA1-T,loi T,loi 12,848 20,4732 25,8116 T,loi-T T 70,6068 61,934 HC-U U 39,838 TBA1-N Kết nối ji R I H V K Ê Tr,hoc Tr,xa TBA2 4,3875 9,1344 14,3016 4,8422 50,1534 59,4396 8,8704 14,4522 TBA2-R R 5,882 14,6349 1,5345 53,1036 58,8708 13,0746 14,322 R-V V 4,6018 15,9378 54,8022 57,4804 14,3682 13,485 V-I I 19,6344 60,7026 53,9728 20,4666 11,718 I-Tr,xa Tr,xa 37,6932 83,8125 34,8864 44,352 Tr,xa-Ê Ê 70,9929 132,8484 95,3568 TBA2-Tr,hoc Tr,hoc 9,9081 41,571 Tr,hoc-H H 33,6591 H-K Sơ đồ nối điện tối ưu của mạng điện hạ áp,PA một trạm biến áp Sơ đồ nối điện tối ưu của mạng điện hạ áp,PA hai trạm biến áp So sánh các phương án : Trên cở sở sơ đồ vừa xây dựng ta tính toán so sánh các phương án : Phương án 1 : sơ bộ chọn máy biến áp công suất 560 kVA dắt tại trung tâm tải, Tổng chi phí tính toán các phương án đước xác định theo biểu thức : Z = ZHA + ZCA +ZBA ZHA = ∑Zj = ∑c0 lij ZTBA-Tr,xa = 0,791 , 18,6 = 14,713 Tính toán tương tự cho các điêm khác ta có kết quả ở bảng dưới : Chi phí tính toán của lưới cao áp được xác định theo biểu thức : ZCA = pVCA+∆ACA,c∆ Hệ số tiêu chuẩn sử dụng máy biến áp : = = 0,12 Hệ số chiết khấu i= 11% kkh hệ số khấu hao của đường dây trung áp lấy bằng 3,6% của trạm biến áp là 6,4% bảng 31,pl p = atc + kkh pCA = 0,12 + 0,036 = 0,16 pTBA = 0,12 + 0,064 = 0,18 Vốn đầu tư đường dây cao áp và trạm biến áp được xác định theo bảng 5pl và 10pl VAC35 = 80,75 tr,VNĐ VB = 24,18 + 0,18,400 = 96,18 Tổn thất trên đường dây cao áp được xác định theo biểu thức: DA= S2U2,r0,l, t,10-3 = 327,142222 , 0,92,0,87,2145,10-3 = 379,626 kWh Tồn thất trong máy biến áp 400 kVA xác định theo biểu thức: DA = (DPk k2mt t + DP0t) = 0,84,8760 + 4,75,2145,0,8182 = 14175,937 kWh kmt = SSn = 327,14400 = 0,818 Các tham số máy biến áp tra trong bảng 21,pl[1] Coi giá thánh tổn thất điện năng cD = 1200 VNĐ xác định chi phí quy đổi của đường dây cao áp và trạm biến áp: ZCA = pCAVCA+CCA = 0,16,70.253+379,6261,2,10-3 = 11,696 tr,VNĐ ZB = pB, (m + n,Sn) + (DPk k2mt t + DP0t)cD = 0,18,96,18 + 14175,937,1,2,10-3= 34,324 tr,VNĐ Tổng chi phí của phương án 1 là: Z1 = ZHA + ZCA + ZB = 232,198+11,696+34,324 = 278,218 tr,VNĐ Kết quả tính toán phương án 1 được ghi lại trong bảng 2,5 sau: Bảng 2,5a Giá trị tính toán theo phương án 1, PA 1 Điểm l,km S,kVA Dây c0,106 Z,106 Hạ áp TBA-Tr,xa 0,791 6,2069 A16 18,6 14,7126 TBA-T 0,555 44,223 A70 35,2 19,536 T-HC 0,729 4,139 A16 17,2 12,5388 HC-U 0,418 51,9 A95 40,3 16,8454 HC-N 0,607 50,25 A95 39,6 24,0372 HC-T,loi 0,364 88,554 A185 69,7 25,3708 Tr,xa-I 0,63 43,176 A70 34,6 21,798 I-V 0,133 42,007 A70 34,1 4,5353 V-R 0,044 39,989 A70 32,5 1,43 R-Tr,hoc 0,283 61,149 A95 46,2 13,0746 Tr,hoc-H 0,327 38,473 A70 30,3 9,9081 H-K 0,75 58,298 A95 44,7 33,525 Tr,xa-Ê 1,104 39,826 A70 31,6 34,8864 Tổng 232,1982 Cao áp V,tr,VNĐ l,km S Dây denta A Z,tr,VNĐ/năm ĐD 22 70,253 0,87 327,14 AC,35 261,811 11,696 TBA 315 96,18 14175,937 34,324 Tổng 278,218 Phương án 2: Đối với phương án 2,sơ bộ chọn hai trạm biến áp TBA 1 =2x100 ,TBA 2 = 250 Tính toán tương tự như phương án 1 ta có kết quả ghi trong bảng 2,5b: Bảng 2,5b Giá chi phí tính toán theop phương án 2 PA 2 Điểm l,km S,kVA Dây c0,106 Z,106 Hạ áp TBA1-HC 0,269 41,379 A16 17,2 4,6268 TBA1-T,loi 0,115 88,554 A185 69,7 8,0155 T,loi-T 0,365 44,223 A70 35,2 12,848 HC-U 0,359 51,9 A95 40,3 14,4628 TBA1-N 0,463 50,25 A95 39,6 18,3348 TBA2-R 0,135 39,989 A70 32,5 4,3875 R-V 0,045 42,007 A70 34,1 1,5345 V-I 0,133 43,176 A70 34,6 4,6018 I-Tr,xa 0,63 62,069 A16 18,6 11,718 Tr,xa-Ê 1,104 39,826 A70 31,6 34,8864 TBA2-Tr,hoc 0,192 61,149 A95 46,2 8,8704 Tr,hoc-H 0,327 38,473 A70 30,3 9,9081 H-K 0,753 58,298 A95 44,7 33,6591 Tổng 167,8537 Cao áp V,tr,VNĐ l,km S Dây denta A Z,tr,VNĐ/năm ĐD 22 48,45 0,87 327,14 AC,35 261,811 8,207 ĐD 22 73,16 0,906 118,671 AC,35 34,45167 12,11902 ĐD 22 53,134 0,658 219,889 AC,35 118,2845 9,920855 2xTBA 100 135,7 118,671 4351,34 29,64761 TBA 250 96,4 219,889 12409,99 32,24399 Tổng 92,13847 TỔng Z 259,9922 Như vậy ta có thể thấy phương án hai có tổng chi phí nhở hơn phương án 1, thêm vào đó bán kính lưới hạ áp ở phương án 2 nhỏ hơn, do đó về mặt kĩ thuật đảm bảo hơn phương án 1,Đề án lựa chọn phương án hai trạm biến áp để thiết kế cung cấp điện cho khu vực nông thôn, 2,2, Chọn số lượng và công suất máy biến áp Trạm biến áp 1: có 2 phương án để lựa chọn 1 máy 180 kVA và 2 máy 100 kVA sơ bộ chọn công suất định mức của máy biến áp SB = 180 kVA,Trạm biến áp cung cấp điện cho các điểm tải :U,H,T,N,T,loi Với công suất tính toán Stt = 149,46 kVA ,Do phụ tải nông thôn chủ yếu là loại 3 nê hệ thống mang tải yêu cầu lấy bằng 0,9 khi đó số lượng tối thiểu máy biến áp xác định theo biểu thức: = 118,6710,9,180 = 0,732 Chọn nc = 1 máy Vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp VB= 89,7 triệu VNĐ bảng 10,pl[2] Tổn thất trong máy biến áp được xác định theeo biểu thức: DA = n = 1,0,53,8760+3,15,2145(,118,671180)2 = 7579,652 kWh Chi phí tổn thất điện năng: C = DA,cD = 7579,652,1200 = 9,095,106 đ Giá thánh điện năng lấy bằng cD = 1200 đồng Thiệt hại do mất điện: Y=y0,Ath= y0,Stt,tf= 9,10-3,118,461,24=25,588 triệu VNĐ Phụ tải thủy lợi đươc coi là phụ tải quan trọng vì vậy giá thành tổn thất sẽ là 9000 đ/kWh Tổng chi phí tính toán được xác định theo biểu thức: Z = pV+∆A, cD +Y = 0,18,89,7+9,095+25,588 = 50,817 triệu đồng P,án Stt nB nc V,106 đ, Pk P0 ∆A Y Z, 106 đ, 180 118,461 0,731 1 89,7 3,15 0,53 7569,267 25,588 50,817 2x100 118,461 1,316 2 135,7 2,05 0,32 11777,06 0 38,558 Kết quả tính toán thì phương án 2x100 là phương án tối ưu,Ở đây trạm biến áp có phụ tai thủy lợi làm việc theo thời vụ nên sử dụng 2 mấy biến áp là hợp lý nhất, Trạm biến áp 2 :quá tính thực hiên tương tự trạm biến áp 1,vì ở đây toàn phụ tải loại III suất thiệt hại do mất điện lấy bằng 4500 đồng/kW,Kết quả tính toán được thể hiện trong bảng sau : Bảng 2,6b Kết quả tính chọn số lượng và công suất máy biến áp ở trạm biến áp 2 : P,án Stt nB nc V,106 đ, Pk P0 ∆A Y Z,106 đ, 250 219,889 0,977284 1 96,4 4,1 0,64 12409,99 47,49602 79,74001 180 219,889 1,35734 2 152,7 3,15 0,53 19368,83 0 98,22462 Hình 2,4 sơ đồ nguyên lý hệ thống cung cấp điện xã, 3,Chọn và kiểm tra thiết bị điện : Theo số liệu tính toán các biểu đồ phụ tải,TM=2145 h,mật độ dòng điện kinh tế đối với dây nhôm là jkt=1,3 A/mm2 bảng 9,pl[2] bài tập cung cấp điện : mm2 Đối với dây dẫn trung áp vì lý do độ bền cơ học dây dẫn không được phép chọn nhỏ hơn 35 mm2 Bởi vậy ta chọn dây AC 35 từ đoạn đấu điện tới trạm biến áp tiêu thụ, Tính toán tương tự cho các điểm tải khác,kết quả ghi trong bảng 3,1 sau : Đoạn dây Ssh Cosφsh L, km Ilv, A Ftt, mm2 Mã dây ΔUsh, % Fmin,dl ĐD 22-O 327,14 0,794 0,6 8,585199 7,804726 AC35 O-BA1 118,671 0,794 0,906 3,114306 2,831187 AC35 O-BA2 218,889 0,794 0,658 5,744347 5,222133 AC35 TBA1-T 36,571 0,663 0,48 55,56389 50,51262 A70 2,450282 6,240018 TBA1-U 46,434 0,671 0,627878 70,54916 64,1356 A70 4,080166 4,852193 TBA1-N 28,05 0,73 0,463 42,61757 38,74324 A50 2,319242 5,0819 BA1-T,loi 88,554 0,83 0,115 134,5439 122,3126 A150 0,91554 28,38473 TBA2-R 28,064 0,689 0,135 42,63884 38,76258 A50 0,664003 15,30218 TBA2-V 30,889 0,641 0,18 46,93098 42,66453 A50 0,950241 11,99429 TBA2-I 48,742 0,707 0,313 74,05581 67,32346 A70 2,157499 9,217099 TBA2-Ê 33,664 0,72 2,047 51,14716 46,49741 A50 7,170147 2,116733 TBA2-H 17,1 0,72 0,519 25,98076 23,61887 A25 2,669222 2,547308 TBA2-K 48,742 0,707 1,272 74,05581 67,32346 A70 8,767855 2,464582 Hình 4.11. Sơ đồ trạm biến áp ba pha: a) Sơ đồ kết cấu; b) Sơ đồ nguyên lý 1. Máy biến áp T 6. Dây dẫn 11. Xà đỡ 2. Cầu chảy FU 4. Cáp hạ áp 12. Tăng treo cáp 3. Chống sét van FV 8. Cáp xuất tuyến 13. Xà đỡ cầu chảy và chống sét 4. Tủ điện hạ áp 9. Dây nối 14. Giá đỡ máy biến áp 5. Sứ cách điện trung áp 10. Hệ thống tiếp địa 15. Cột ly tâm a) b) Kết quả tính và chọn dây dẫn mạng điện sinh hoạt: Đoạn dây L, km Ssh Cosφsh Ilv, A Ftt, mm2 Mã dây ΔUsh, % Fmin,dl BA1-HC 0,269 4,14 0,87 6,290 5,7183 A16 0,424 8,386 BA1-T 0,48 15,141 0,87 23,004 20,9131 A25 3,646 2,748 BA1-U 0,359 11,493 0,87 17,462 15,8744 A25 2,767 3,641 BA1-N 0,463 31,5428 0,87 47,924 43,5676 A50 3,240 5,082 BA2-R 0,135 20,971 0,87 31,862 28,9656 A35 3,250 9,099 BA2-V 0,045 20,971 0,87 31,862 28,9656 A35 3,250 22,826 BA2-I 0,133 23,705 0,87 36,016 32,7418 A50 2,435 15,492 BA2-Tr,xa 0,63 6,21 0,87 9,435 8,5774 A16 0,635 3,785 BA2-Ê 1,104 11,496 0,87 17,466 15,8785 A25 2,768 1,215 BA2-Tr,hoc 0,192 61,15 0,87 92,908 84,4616 A95 3,920 14,212 BA2-H 0,327 27,342 0,87 41,542 37,7653 A50 2,844 7,072 BA2-K 0,753 17,489 0,87 26,572 24,1562 A25 4,211 1,770 Kiểm tra điều kiện tổn hao điện áp: Hao tổn điện áp thực tế pải nhỏ hơn giá trị cho phép,Tổng hao tổn điện áp cho phép trong mạng điện nông thôn, tính từ thanh cái phía thứ cấp của trạm biến áp tiêu thụ đến đầu vào các hộ dùng điện lá 7,5%, Hao tổn điện áp thực tế trên các đoạn dây được xác định theo biểu thức: ∆Utt = P,r0+Q,X0,l,0,1Utt ≤ ∆UCP% Hao tổn điện áp trên đoạn đường dây TBA1-HC ∆UTBA1-HC = P,r0+Q,X0,l,0,1Utt = 4,14,0,87,0,63+4,14,0,493,0,3230,38 = 0,424 % Tính toán tương tự cho các đoạn dây khác kết quả ở bảng trên, Tổn hao điện áp thực tế ∆Umax = 7,17 % đối với mạng động lưc và ∆Umax = 4,211% đời với điện sinh hoạt đều thỏa mãn điều kiện tổn thất điện áp, 3,2 Tính toán ngắn mạch a) xác định điện trở của các phần tử: Tiến hành tính toán trong hệ đợn vị có tên,chọn Ucb = 0,38 XHT =', ZB2 = RB2 = XBA2 = RC-0 = r0,l, XC-0 = x0,l, RBA2-R = r0,lBA2-R = 0,63,0,135 = 85,05,10-3 Ω XBA2-R = x0,lBA2-R = 0,32,0,135 = 43,2, 10-3 Ω Tương tự tính toán đối với các đoạn dây khác,kết quả ghi lại ở bảng 3,3 sau: Đoạn dây Chiều dài Mạng động lực l, km Mã dây Rd ,mΩ Xd ,mΩ ĐD 22 - O 0,87 AC35 0,2388 0,1114 O-BA1 0,906 AC35 0,2487 0,1160 O-BA2 0,658 AC35 0,1806 0,0842 TBA1-T 0,480 A70 216,000 148,800 TBA1-U 0,627878 A70 282,545 194,642 TBA1-N 0,463 A50 291,690 148,160 TBA1-T,loi 0,115 A150 24,150 34,500 TBA2-R 0,135 A50 85,050 43,200 TBA2-V 0,18 A50 113,400 57,600 TBA2-I 0,313 A70 140,850 97,030 TBA2-Ê 2,047 A120 532,220 614,100 TBA2-H 0,519 A25 648,750 181,650 TBA2-K 1,272 A70 572,400 394,320 Đoạn dây Chiều dài Mạng sinh hoạt l, km Mã dây Rd ,mΩ Xd ,mΩ TBA1-HC 0,269 A16 169,4700 86,8870 TBA1-T 0,48 A25 600,0000 168,0000 HC-U 0,359 A25 448,5980 125,6074 TBA1-N 0,463 A50 291,6900 148,1600 TBA2-R 0,135 A25 168,7500 47,2500 R-V 0,045 A25 56,2500 15,7500 V-I 0,133 A50 83,7900 42,5600 I-Tr,xa 0,63 A16 396,9000 203,4900 Tr,xa-Ê 1,104 A25 1380,0000 386,4000 TBA2-Tr,hoc 0,192 A95 86,4000 57,6000 Tr,hoc-H 0,327 A50 206,0100 101,3700 H-K 0,753 A25 941,2500 263,5500 b) Tính toán ngắn mạch ba pha: Khi ngắn mạch xáy ra tại thanh cái hạ áp của trạm biến áp 2 mạch điện tính toán bao gồm các phần tử hệ thống,đường dây cao áp và máy biến áp,sơ đồ thay thế tính toán được thể hiện ở trên hình sau: Tổng trở ngắn mach tính đến thanh cái sau máy biến áp MBA 2 là : Dòng điện ngắn mạch 3 pha: Dòng xung kích: Ixk,BA2 = kxk,2, Ik(3) = 1,2,2,8,386 = 14,232 kA Giá trị hiệu dụng của dòng xung kích: Ixk = 1,09,8,386 = 9,141 kA Công suất ngắn mạch Sk = 3,380,8,386=5519,492 kVA c) Tính toán ngắn mạch một pha Dòng ngắn mạch một pha được xác định đối với mạng điện hạ áp theo phương pháp gần đúng: R(1)k = Rph + RT+RB Rph , RT- điện trở tác dụng của dây pha và dây trung tính, Coi tiết diện dây pha và dây trung tính là như nhau,đổi với trường hợp ngắn mạch tại HC ,điện trở ngắn mạch sẽ có giá trị: R(1)k-B = 2,85,05 +9,472 = 179,572 mΩ Dòng điện ngắn mạch một pha tại điểm HC là: Tính toán tương tự cho các điểm khác,kết quả ghi trong bảng 3,4 sau: Bảng 3,4a Kết quả tính toán ngắn mạch của mạng điện động lực: Điểm NM Zk(3), mΩ Zk(1), mΩ Ik(3), kA Ik(1), kA ixk Ixk TBA1 60,05204 3,65338 6,20000 3,98219 TBA2 26,16156 8,38608 14,23166 9,14083 T 310,3078 432014,8 0,70702 0,40739 1,19985 0,77065 U 390,6023 579891,6 0,56168 0,30351 0,95320 0,61223 N 369,8215 598181 0,59324 0,29423 1,00676 0,64663 T,loi 100,6241 63101 2,18032 2,78918 3,70013 2,37655 R 142,5626 179572 1,53892 0,98011 2,61164 1,67743 V 173,0348 236272 1,26791 0,74490 2,15172 1,38203 I 220,0824 291172 0,99687 0,60445 1,69174 1,08659 Ê 866,9386 1073912 0,25307 0,16389 0,42947 0,27584 H 705,9847 1306972 0,31076 0,13466 0,52738 0,33873 K 741,6451 1154272 0,29582 0,15248 0,50202 0,32244 Bảng 3,4b Kết quả tính toán ngắn mạch của mạng điện sinh hoạt: Điểm NM Zk(3), mΩ Zk(1), mΩ Ik(3), kA Ik(1), kA ixk Ixk HC 234,8386 353741 0,93423 0,49754 1,58544 1,01831 T 655,5067 1214801 0,33469 0,14488 0,56799 0,36481 U 498,9281 911997 0,43973 0,19298 0,74624 0,47930 N 369,8215 598181 0,59324 0,29423 1,00676 0,64663 R 212,0452 346972 1,03465 0,50725 1,75586 1,12777 V 102,799 121972 2,13419 1,44295 3,62185 2,32627 I 141,2218 177052 1,55354 0,99406 2,63644 1,69335 Tr,xa 488,1749 803272 0,44941 0,21910 0,76268 0,48986 Ê 1464,372 2769472 0,14982 0,06355 0,25425 0,16330 Tr,hoc 154,0158 182272 1,42448 0,96559 2,41743 1,55269 H 272,7548 421492 0,80436 0,41756 1,36504 0,87675 K 1009,162 1891972 0,21740 0,09302 0,36894 0,23697 3,3,Chọn thiết bị của trạm biến áp, 3,3,1,Thiết bị phía sơ cấp Để kiểm tra thiết bị điện ta giả sử thời gian cắt bảo vệ là tk = 0,5s Dao cách li Trước hết cần xác định dòng điện làm việc bình thường phái cao áp trạm biến áp 2 : Ilv = Căn cứ vào dòng điện làm việc ta chọn cầu dao điện cách ly loại DC 24 có các tham số ghi trong bảng sau: Cầu chảy cao áp –Dòng điện làm việc cực đại ở chế độ bình thường phía cao áp: Ilv = -Dòng định mức của cầu chảy được xác định trong khoảng: IM ≤ 119(A) Hệ số kc lấy theo bảng 5,4 –trang 143 –[1] Ta chọn cầu chảy loại PKT; PK' có Un = 22 kV , dòng định mức dây chảy là 8 A, Cầu chảy được kiểm tra theo điều kiện: Hiệu quả bảo vệ chống quá tải,theo điều kiện này hệ số tin cậy chống quá tải ktc,qt là tỷ số giữa giá trị dòng định mức của dây chảy và dòng điện cho phép của đường dây phải nhỏ hơn 1, ktc,qt = In,tIcp = 8144 = 0,056 < 1 Như vậy điều kiện bảo vệ chống quả tải rất đảm bảo, Kết quả chọn dao cách ly và cầu chảy cao áp ở cả hai trạm biến áp: Tên thiết bị Mã hiệu Un,kV In,A io,đ kA ktc,qt Dao cách ly CD-24 22 200 50 Cầu chảy PKT; PK' 22 100 Idc = 8 A 0,056 Chống sét Chọn chống sét van loại RA10 do Pháp sản xuất ( bảng 35,pl [2] ),hoặc loại AZLP501B,12 do hang Cooper Mỹ chế tạo, 3,4, Chọn thiết bị các tủ phân phối: 3,4,1,Chọn thanh cái, * Thanh cái của tử phân phối phía hạ áp của trạm biến áp 2 Dòng làm việc chạy qua thanh cái là: I∑ = Thanh cái dẹp bằng nhôm tiết diện: mm2 Mật độ dòng điện kinh tế đối với dây nhôm là jkt=1,1 A/mm2 bảng 9,pl[2] bài tập cung cấp điện,Ta chọn thanh cái 60x6 = 360 mm2 Kiểm tra thanh cái, -Kiểm tra điều kiện ổn định nhiệt: Trong đó: Ct = 88 hệ số của vật liệu tra bảng 8,pl[2] tk = 0,5s thời gian tồn tại ngắn mạch Vậy thanh cái đạt yêu cầu về ổn định nhiệt, -Kiểm tra ổn định động: Chịn khoảng vượt của thanh cái là l=120 cm khoảng cách giữa các pha là a=70 cm; + Mômen uốn: + Mômen chống uốn : W =0,167,b2,h=0,167,0,52,5 = 0,21 cm3 +Ứng suất σ σt = MW = 73,3340,21 = 349,212 < σcp = 1400 kg/cm2 Vậy điều kiện ổn định động đảm bảo, 3,4,2,Chọn sứ cách điện Ta chọn sứ SM,25 có U = 1kV; lực phá hủy Fph = 375 kg Lực cho phép trên đầu sứ là Fcp = 0,6, Fph = 0,6,375 = 225 kg Lực tính toán: Ftt = 1,76,10-2, kg Hệ số hiệu chỉnh: k = H'H = 17,5/15 = 1,17 Lực tính toán hiệu chỉnh: k, Ftt = 1,17, 10,083 = 11,797 <Fcp = 22,5 kg Tính toán tương tự,kết quả ghi trong bảng sau: Bảng 3,5a kết quả tính chọn và kiểm tra thanh cái tử phân phối động lực, Tủ p,phối Stt Iiv,A F Ik3 Ixk Fc Fmin M W ứng suất Ftt Fhc BA1 118,671 180,302 163,911 10,772 6,200 200 86,560 13,917 0,209 66,670 1,160 1,357 BA2 219,889 334,087 303,715 12,665 14,232 300 101,767 73,331 0,209 351,287 6,111 7,150 T 36,571 55,564 50,513 0,777 1,200 75 6,240 0,521 0,209 2,497 0,043 0,051 U 46,434 70,549 64,136 0,604 0,953 120 4,852 0,329 0,209 1,576 0,027 0,032 N 28,05 42,618 38,743 0,632 1,007 75 5,082 0,367 0,209 1,758 0,031 0,036 T,loi 88,554 134,544 122,313 3,533 3,700 200 28,385 4,957 0,209 23,746 0,413 0,483 R 28,064 42,639 38,763 1,904 2,612 75 15,302 2,469 0,209 11,830 0,206 0,241 V 30,889 46,931 42,665 1,493 2,152 75 11,994 1,676 0,209 8,030 0,140 0,163 I 48,742 74,056 67,323 1,147 1,692 120 9,217 1,036 0,209 4,964 0,086 0,101 Ê 33,664 51,147 46,497 0,263 0,429 75 2,117 0,067 0,209 0,320 0,006 0,007 H 17,1 25,981 23,619 0,317 0,527 75 2,547 0,101 0,209 0,482 0,008 0,010 K 48,742 74,056 67,323 0,307 0,502 120 2,465 0,091 0,209 0,437 0,008 0,009 Bảng 3,5b kết quả tính chọn và kiểm tra thanh cái tử phân phối sinh hoạt, Tủ p,phối Stt Iiv,A F Ik3 Ixk Fc Fmin M W ứng suất Ftt Fhc HC 4,14 6,290 5,718 1,044 1,585 75 8,386 0,910 0,209 4,360 0,076 0,089 T 15,141 23,004 20,913 0,342 0,568 75 2,748 0,117 0,209 0,560 0,010 0,011 U 11,493 17,462 15,874 0,453 0,746 75 3,641 0,202 0,209 0,966 0,017 0,020 N 31,5428 47,924 43,568 0,632 1,007 75 5,082 0,367 0,209 1,758 0,031 0,036 R 20,971 31,862 28,966 1,132 1,756 75 9,099 1,116 0,209 5,347 0,093 0,109 V 20,971 31,862 28,966 2,841 3,622 75 22,826 4,749 0,209 22,752 0,396 0,463 I 23,705 36,016 32,742 1,928 2,636 75 15,492 2,517 0,209 12,056 0,210 0,245 Tr,xa 6,21 9,435 8,577 0,471 0,763 75 3,785 0,211 0,209 1,009 0,018 0,021 Ê 11,496 17,466 15,879 0,151 0,254 75 1,215 0,023 0,209 0,112 0,002 0,002 Tr,hoc 61,15 92,908 84,462 1,769 2,417 120 14,212 2,116 0,209 10,136 0,176 0,206 H 27,342 41,542 37,765 0,880 1,365 75 7,072 0,675 0,209 3,232 0,056 0,066 K 17,489 26,572 24,156 0,220 0,369 75 1,770 0,049 0,209 0,236 0,004 0,005 3,3 Chọn thiết bị bảo vệ: * Chọn aptomat cho mạng động lực Điện định mức aptomat được chọn là UnAp = 400 V Chọn aptomat tổng bảo vệ cho lộ,MBA 1 – T Đế aptomat làm việc hiệu quả dòng định mức của phần tử nhiệt phải lớn hơn dòng điện đỉnh nhọn In,t ≥ Ipeak Dòng làm việc: Ilv,T = Dòng điện định mức của động cơ lớn nhất trong nhóm: Imax = Tổng dòng định mức của nhóm đông lực: Dòng điện cực đại tại đỉnh nhọn: Căn cứ vào giá trị dòng điện Ipeak ta chọn aptomat do Nhật sản xuất loại EA52G với dòng định mức của dây chảy là In,t = 125 A với dòng điện cắt Icắt = 25 kA Dòng điện bảo vệ cắt nhanh (dòng điện khởi động của cuộn điện từ) được xác định theo biểu thức: Icn = kT,In,t = 3,125 = 375 A Kiểm tra aptomat Kiểm tra độ tin cậy bảo vệ chống quá tải:ss Kiểm tra độ tin cậy bảo vệ cắt nhanh: Kiểm tra độ nhạy: Như vậy các điều kiện về độ tin cậy và đọ nhạy đều được đảm bảo theo yêu cầu,Tính toán tương tự cho các điểm tải kahcs,kết quả ghi trong bảng 3,6 sau: Bảng 3,6a Kết quả chọn aptomat cho mạng động lực: Aptomat S,kVA Ilv,A Icp,A In,max IΣ,A Ipeak In,t,A Icn,A ktc,qt ktc,cn knh Icăt T 36,571 55,564 217 13,25 101,117 109,07 125 375 0,576 3,438 1,89 25 U 46,434 70,549 361 17,667 95,368 105,97 125 375 0,346 3,539 1,50 25 N 28,05 42,618 176 18,992 43,687 55,082 60 180 0,341 3,268 3,30 14 T,loi 88,554 134,544 361 195,302 195,3 225 675 0,623 3,456 3,23 25 R 28,064 42,639 176 13,25 43,108 51,058 60 180 0,341 3,525 8,55 14 V 30,889 46,931 176 17,667 71,763 82,363 100 300 0,568 3,642 4,23 14 I 48,742 74,056 217 13,674 60,523 68,727 75 225 0,346 3,274 4,43 14 Ê 33,664 51,147 217 17,875 51,032 61,757 75 225 0,346 3,643 1,12 14 H 17,1 25,981 176 14,286 28,690 37,262 60 180 0,341 4,831 1,73 14 K 48,742 74,056 316 18,992 101,928 113,32 125 375 0,396 3,309 0,79 25 Bảng 3,6b Kết quả chọn aptomat cho mạng sinh hoạt: Apto mat Ssh Ish,A Dây Icp,A IΣ,A Ipeak In,t,A Icn,A ktc,qt ktc,cn knh Icăt HC 4,14 6,290 A16 86 6,290 6,290 10 30 0,3488 4,7694 15,948 5 T 15,141 23,004 A70 111 23,004 23,004 30 90 0,8108 3,9123 1,5913 5 U 11,493 17,462 A95 111 17,462 17,462 20 60 0,5405 3,4361 3,1673 5 N 31,543 47,924 A95 217 47,924 47,924 50 150 0,6912 3,1299 1,9163 5 R 20,971 31,862 A70 139 31,862 31,862 40 120 0,8633 3,7662 4,227 5 V 20,971 31,862 A70 139 31,862 31,862 40 120 0,8633 3,7662 12,025 5 I 23,705 36,016 A70 139 36,016 36,016 40 120 0,8633 3,3319 8,2838 5 Tr,xa 6,21 9,435 A16 111 9,435 9,435 10 30 0,2703 3,1796 7,3035 5 Ê 11,496 17,466 A70 111 17,466 17,466 20 60 0,5405 3,4352 1,0592 5 Tr,hoc 61,15 92,908 A95 316 92,908 92,908 100 300 0,9494 3,229 3,2186 14 H 27,342 41,542 A70 217 41,542 41,542 50 150 0,6912 3,6108 2,7838 5 K 17,489 26,572 A95 139 26,572 26,572 30 90 0,6475 3,3871 1,0336 5 3,4 Chọn thiết máy biến dòng Chọn máy biến dòng theo cái thiết bị đo điểm( công tơ, ampermet) tại các tủ phân phối, Tại tử phân phối MBA 2 căn cứ vào giá trị dòng điện chạy trên đoạn dây tổng Itt =334,086 A ta chọn máy biến dòng loại TKM-05(bảng 27,pl)[1] có điện áp mức là 500V dòng định mức phía sơ cấp là 200A,hệ số biến dòng ki =200/5 = 40 cấp chính xác 10% công suất định mức phía nhị thứ là 5VA,Kiểm tra chế độ làm việc của công tơ khi phụ tải cực tiểu,Công tơ làm việc bình thường nều dòng nhị thứ khi phụ tảo cực tiểu lớn hơn dòng sai số 10% (I10% = 0,1,5= 0,5 A) Kiểm tra mức độ chính xác của máy biến dòng, Dòng điện khi phụ tải nhỏ nhất: Vậy máy biến dòng làm việc bình thường khi phụ tải cực tiều, Tính toán tương tự cho các điểm tái khác,kết quả ghi trong bảng sau: Bảng 3,7a Kết quả tính chịn và kiểm tra thanh cái tử phân phối động lực: Tủ phân phối Sđl Iđl,A Int ki Imin>0,5 A BA1 118,67 180,3 200 40 0,7417 BA2 219,89 334,09 400 80 0,6872 T 36,571 55,564 75 15 0,6095 U 46,434 70,549 75 15 0,7739 N 28,05 42,618 50 10 0,7013 T,loi 88,554 134,54 150 30 0,738 R 28,064 42,639 40 8 0,877 V 30,889 46,931 40 8 0,9653 I 48,742 74,056 75 15 0,8124 Ê 33,664 51,147 75 15 0,5611 H 17,1 25,981 40 8 0,5344 K 48,742 74,056 75 15 0,8124 Bảng 3,7b Kết quả tính chịn và kiểm tra thanh cái tử phân phối sinh hoạt: Tủ phân phối Sđl Iđl,A Int ki Imin>0,5 A HC 4,14 6,2901 10 2 0,5175 T 15,141 23,004 20 4 0,9463 U 11,493 17,462 20 4 0,7183 N 31,543 47,924 50 10 0,7886 R 20,971 31,862 40 8 0,6553 V 20,971 31,862 40 8 0,6553 I 23,705 36,016 40 8 0,7408 Tr,xa 6,21 9,4351 10 2 0,7763 Ê 11,496 17,466 20 4 0,7185 Tr,hoc 61,15 92,908 100 20 0,7644 H 27,342 41,542 50 10 0,6836 K 17,489 26,572 40 8 0,5465 3,5 Kiểm tra chế độ khời động của các động cơ Độ chênh lệch điện áp khi khởi động của động cơ được xác đinh theo biểu thức sau: Hình 4,2 sơ đồ tính toán chế độ khởi động của động cơ lớn nhất Kiểm tra đối với động cơ của điểm T: Dòng điện định mức của động cơ lớn nhất là: In = Trở kháng của động cơ ứng với bội số mở máy kmm = 4,5 là: Xdc = Tổng trở của mạng điện gồm máy biến áp và dây dẫn đến điểm tải T: Tính toán tương tự cho các đeiểm khác,kết quả ghi trong bảng sau: Điểm tải Pmax Idc Xdc RB XB Rd Xd ZBA+d ZBA+d+dc deltaU,% T 7,5 13,25 3679,5 14,081 28,923 216 148,8 290,73 3864,1 7,5238 R 7,5 13,25 3679,5 9,472 24,024 85,05 43,2 115,99 3748 3,0947 I 7,2 13,674 3565,5 9,472 24,024 140,85 97,03 193 3689,6 5,2311 N 10 18,992 2567,1 14,081 28,923 291,69 148,16 353,35 2761,1 12,797 H 6,3 14,286 3412,7 9,472 24,024 648,75 181,65 689,61 3677,8 18,751 V 10 17,667 2759,6 9,472 24,024 113,4 57,6 147,51 2843,9 5,187 K 10 18,992 2567,1 9,472 24,024 572,4 394,32 716,65 3041,6 23,562 Ê 10 17,875 2727,5 9,472 24,024 532,22 614,1 837,04 3408,9 24,554 U 10 17,667 2759,6 14,081 28,923 282,55 194,64 371,44 2997,9 12,39 Phân tích kết quả ta thấy chế độ khởi động là ổn định, 3.7 Nhận xét. Việc chọn và kiểm tra các thiết bị được thực hiện trên cơ sở các yêu cầu kĩ thuật.Kết quả tính toán cho thấy các thiết bị được lựa chọn hợp lý,đảm bảo làm việc ổn định ở cả chế độ làm việc bình thường và chế độ sự cố. 4, Tính toán chế độ xác lập của mạng điện 4,1 Tổn thất điện áp, Tổn thất điện áp trên đường dây đã được tính toán ở mục 3,1, 4,2 Tổn thất công suất Tổn thất công suất tại điểm tải TBA1 mạng động lực: Tính toán tương tự cho các điểm khác, kết quả ghi trong bảng sau: Bảng 4,2a Kết quả tính toán tổn thất công suất mạng động lực Điểm tải Stt Dây Rd mΩ ΔP W TBA1 118,67 AC35 0,2487 0,0072 TBA2 218,89 AC35 0,1806 0,0179 T 36,571 A70 216 2000,6 U 46,434 A70 282,55 4218,8 N 28,05 A50 291,69 1589,4 T,loi 88,554 A150 24,15 1311,5 R 28,064 A50 85,05 463,88 V 30,889 A50 113,4 749,3 I 48,742 A70 140,85 2317,4 Ê 33,664 A120 532,22 4176,9 H 17,1 A25 648,75 1313,7 K 48,742 A70 572,4 9417,6 Tổng 27559 Bảng 4,2b Kết quả tính toán tổn thất công suất mạng sinh hoạt Điểm tải Stt Dây Rd mΩ ΔP W HC 4,1379 A16 169,47 20,095 T 44,223 A25 600 8126,1 U 51,9 A25 448,6 8368,1 N 50,25 A50 291,69 5100,7 R 39,989 A25 168,75 1868,8 V 42,007 A25 56,25 687,38 I 43,176 A50 83,79 1081,7 Tr,xa 62,069 A16 396,9 10589 Ê 39,826 A25 1380 15158 Tr,hoc 61,149 A95 86,4 2237,3 H 38,473 A50 206,01 2111,7 K 58,298 A25 941,25 22154 Tổng 77503 4,3 Tổn thất điện năng, Tổn thất điện năng mạng điện động lực: ΔAdl = ΔPdl∑,τ = 27559,4046= 111503714Wh =111503,714 kWh Tổn thất điện năng mạng điện sinh hoạt: ΔAsh = ΔPsh∑,τ = 77503,4046 = 313577138 Wh = 313577,138 kWh 4,4 Nhận xét. 5,Tính toán nối đất và chống sét, Ta tiến hành tính toán nối đất cho trạm biến áp 22/0,4 kV,Giả thiết trạm biến áp được đặt trên một khu đất có diện tích 5x6,không có điện trở của hệ thống tiếp địa tư nhiên,điện trở suất của đất là ρ=217Ω,m;Rtn=112 Thời gian tồn tại dòng ngắn mạch là t = 0,5s,Như đã biết,điện trở nối đát cho phép đối với trạm biến áp có công suất > 100kVA là Ryc = 4Ω,Sơ bộ chọn điện cực tiếp địa là các ống thép tròn đường kính d= 0,5 m,dài lc = 2m,chôn sâu h = 0,5 m (tính từ dầu cọc đến mặt đất), Điện trở tiếp xúc của mỗi điện cực có giá trị, Sơ bộ xác định số lượng điện cực: Ta chọn nc = 30 cọc phân bố theo chu vi của trạm biến áp với khoảng cách trung bình: Các điện cực được nối vơi nhau bởi thanh ngang dẹp rộng b= 0,04m,dày 0,01m,Tổng chieuf dài của các thanh ngang là: Lng = 2,(a+b) = 2(5+6) = 22 m Điện trở nối đất của các thanh ngang: Xác định hệ số sử dụng của các cọc và thanh nối ngang ứng với tỷ số la/lc = 1 và số lượng điện cực n=30 ta tìm được ηc=0,43 và ηng=0,24 (bảng 49,pl)[2] Giá trị điện trở của các điện cực thẳng và thanh nối ngang có xét đến hệ số sử dụng: Điện trở cần thiết của hệ thống tiếp địa nhân tạo có tính đến thanh nối ngang và điện trở tiếp địa tự nhiên là: Số lượng cọc chính thức là: Kiểm tra độ ổn định nhiệt của hệ thống tiếp địa, mm2 Fmin < Ftn = 50,6 = 300mm2 Vậy hệ thống tiếp địa thỏa mãn về điều kiện ổn định nhiệt, 6,Hạch toán công trình 6,1,Liệt kê thiết bị, TT Tên thiết bị Quy cách Số lượng Đơn vị Đơn giá V,106 VNĐ 1 Trạm biến áp BA 250-22/0,4 1 máy 96,4 96,4 2 2xBA100-22/0,4 1 máy 135,7 135,7 3 DD 22kV AC35 2,434 km 80,75 196,55 4 DD 0,38kV A16 0,899 km 32,56 29,271 5 A25 3,395 km 35,8 121,54 6 A50 1,701 km 41,82 71,136 7 A70 2,693 km 47,55 128,05 8 A95 0,192 km 55,55 10,666 9 A120 2,047 km 66,65 136,43 10 A150 0,115 km 78,92 9,0758 11 Vỏ tủ điện 12 cái 1 12 12 aptomat EA52G 11 cái 0,35 3,85 13 EA103G 7 cái 0,6 4,2 14 EA103G 4 cái 1,25 5 15 Biến dòng TKM-0,5 25 Bộ 1 25 16 Ampe kế 0-200A 25 cái 0,4 10 17 Vôn kế 0-500V 3 Cái 0,31 0,93 18 Cọc tiếp địa 55 cọc 0,1 5,5 19 Thanh thép 40x3 22 mét 0,015 0,33 20 Công tơ 3 pha 25 cái 0,6 15 21 Thanh nhôm Al 60x6 20 kg 0,015 0,3 22 Chống sét van 4 cái 1,5 6 23 Cầu chảy cao áp 2 cái 1,7 3,4 24 Dao cách ly 4 bộ 2 8 25 Chống sét van hạ áp 2 cái 0,2 0,4 1034,7 Tổng vốn đầu tư + 10% lắp đặt 1138,2 6,2,Xác định các tham số kinh tế, Tổng giá thành công trình là ∑V = 1034,7 triệu đồng, Tổng giá thành có tính đến công lắp đặt V∑ = kld,∑V = 1,1,1034,7 = 1138,2 triệu đồng Giá thành một đợn vị công suất đặt: Chi phí vận hành năm: Cvh = k0&M,V∑=0,02,1138,2 = 22,764 tr,VNĐ Hệ số sử dụng vốn đầu tư và khấu hao thiết bị Chi phí tổn thất điện năng Cht = ght,∆A∑ = 1200,425,081,103 = 510,097 tr,VNĐ Hệ số tiêu chuẩn sử dụng vốn đầu tư: Hệ số khấu hao mạcg điện hạ áp lấy bằng 3,6% (bảng 5,pl)[2]: kkh = 0,036; Như vậy hệ số p = atc + kkh = 0,14 + 0,04 = 0,18; Tổng chi phí quy đổi: Z=p,V∑+Cvh+Cht = 0,18,1138,2+22,764+510,097 = 737,737 tr,VNĐ Tổng điện năng tiêu thụ: A=P∑,TM=259,75,4046 =1050948 kW,h Tổng chi phí trên một đơn vị điện năng: Kết quả tính toán được thể hiện trong bảng sau: V, 106 đ Cvh Cht Z, Tr,đ A, kWh gs, đ/kVA g, Đ/kWh 1034,7 22,764 510,097 737,737 1050948 2,529 701,972 6,Phân tích kinh tế tài chính, Công suất tính toán PM =259,75 kW; thời gian sử dụng công suất cực đại TM = 4046 h/năm; Mô hình dự báo phụ tải A = A0(1+a)t-1, với suất gia tăng phụ tải a = 0,06; Tỷ lệ tổn thất DA = 8,7%; Tổng số vốn của dự án Vå = 1138,2,106 VNĐ, trong đó hoàn toàn là vốn tự; Khấu hao giảm dần với tỷ lệ pkh = 3,6%; Thuế suất s = 15%; Hệ số chiết khấu i = 10%; Giá mua điện sở đầu vào là cm = 750 đ/kWh, giá bán điện cb = 1200 đ/kWh, Thời gian tính toán công trình t = 7 năm, -Điện năng mua vào năm thứ nhất: Am1 = Ab1 + ΔA = 1050948(1+0,087) = 1142380,476 kWh -Doanh Thu: B = Ab,gb = 1050948,1200 = 1261,138 triệu VNĐ -Chi phí mua điện: Cm1 = Am1,gm1 1142380,750 = 856,785 triệu VNĐ Tham số của các năm tiếp theo được xác định tương tự với sản lượng điện bán ra, kết quả ghi trong bảng sau: Năm Sản lượng điện bán ra Điện năng mua vào Lượng điện năng tổn thất Doanh thu Chi phí mua điện kWh kWh kWh Tr,đồng Tr,đồng t Ab Am ΔA B Cm 1 1050948 1142380,476 91432 1261,1376 856,785357 2 1114004,88 1210923,305 96918 1336,80586 908,1924784 3 1251695,88 1360593,425 108898 1502,03506 1020,445069 4 1490789,82 1620488,539 129699 1788,94779 1215,366404 5 1882087,8 2045829,444 163742 2258,50537 1534,372083 6 2518658,04 2737781,289 219123 3022,38965 2053,335967 7 3572764,57 3883595,084 310831 4287,31748 2912,696313 -Chi phí vận hành hàng năm: Cvh = kO&M,V = 0,02,1138,2 = 22,764triệu VNĐ -Chi phí khấu hao: Ckh1 = kkh,V = 0,036,1138,2 = 40,975 triệu VNĐ -Tổng chi phí không kể khấu hao năm thứ nhất: C1 = Cm1 + Cvh = 856,785+22,764 = 879,549 triệu VNĐ -Dòng tiền trước thuế: T1 = B1 –C1 = 1261,138 – 879,549 = 381,588 triệu VNĐ Ta tính toán và đưa ra bảng sau: Năm Chi phí vận hành Chí phí khấu hao Tổng chi phí không hể khấu hao Dòng tiền trước thuế Tr,đồng Tr,đồng Tr,đồng Tr,đồng T Cvh Ckh C1 T1 1 22,764 40,9752 879,549357 381,588243 2 23,764 40,9752 931,9564784 404,8493776 3 24,764 40,9752 1045,209069 456,825991 4 25,764 40,9752 1241,130404 547,8173848 5 26,764 40,9752 1561,136083 697,369283 6 27,764 40,9752 2081,099967 941,2896809 7 28,764 40,9752 2941,460313 1345,857167 -Lãi chịu thuế: Llt = T1- Ckh1 = 381,588 – 40,975 = 340,613 triệu VNĐ -Chi phí thuế: Cth1 = Llt,s = 340,613,0,15 = 51,092 triệu VNĐ -Tổng chi phí toàn bộ: C∑ = Cm + Cvh + Ckh + Cth1 = 856,785 + 22,764 + 40,975 + 51,092 = 971,617 triệu VNĐ -Dòng tiền sau thuế: T2 = T1 – Cth1 = 381,588 – 51,092 = 330,496 triệu VNĐ -Hệ số quy đổi: -Ta tính toán và đưa ra bảng sau: Năm Lãi chịu thuế Chi phí thuế Tổng chi phí Dòng tiền sau thuế Hệ số quy đổi Tr,đồng Tr,đồng Tr,đồng Tr,đồng Tr,đồng t Llt Cth1 C∑ T2 β 1 340,613 51,092 971,617 330,496 0,909 2 363,874 54,581 1027,513 350,268 0,826 3 415,851 62,378 1148,562 394,448 0,751 4 506,842 76,026 1358,132 471,791 0,683 5 656,394 98,459 1700,570 598,910 0,621 6 900,314 135,047 2257,122 806,243 0,564 7 1304,882 195,732 3178,168 1150,125 0,513 -Giá trị lợi nhuận quy về hiện tại: Lht = T2,β1 = 330,496,0,9 = 300,451 triệu VNĐ -Ta tính toán và đưa ra bảng sau: Năm Quy về hiện tại Tổng toàn bộ chi phí Doanh thu Giá trị lợi nhuận NPV Tr, Đồng Tr, Đồng Tr, Đồng Tr,đồng t Ct,βt Bt,βt T2t,βt 0 1138,2 -1138,2 -1138,2 1 883,288 1146,489 300,451 -837,749 2 849,184 1104,798 289,478 -548,271 3 862,932 1128,501 296,355 -251,916 4 927,622 1221,875 322,240 70,324 5 1055,920 1402,354 371,876 442,200 6 1274,087 1706,060 455,103 897,303 7 1630,903 2200,072 590,196 1487,498 ∑ 7483,936 9910,150 2625,7 -Vậy ta có các chỉ tiêu đánh giá dự án này là: NPV = 1487,498 triệu đồng R = B/C = 9910,15/7483,936 =1,324; Khi t = 3 thì NPV = -251,916 và khi t = 4 thì NPV = 70,324 Thời gian thu hồi vốn: T = 3 + 251,916/(251,916+70,324) = 3,782 năm Hệ số hoàn vốn nội tại: Sử dụng lệnh Excel ta có IRR = 35% Nhận xét kết quả tính toán: Kết quả phân tích kinh tế-tài chính cho thấy dự án cung cấp điện mang lại hiệu quả, thuần lãi quy về hiện tại sau 7 năm kinh doanh là 1487,498 triệu đồng, vốn đầu tư được hoàn lại sau 3,8 năm, các chỉ tiếu khác đều chứng tỏ dự án rất khả thi,