Đồ án Thiết kế lưới điện khu vực và đường dây trung áp 22kV

thèng, c¸c nguån ®iÖn ph¶i cung cÊp ®ñ c«ng suÊt theo yªu cÇu. V× vËy tæng c«ng suÊt t¸c dông do nhµ m¸y cÇn ph¶i cung cÊp b»ng: Pcc = 340,143 MW HÖ sè c«ng suÊt cña c¸c nguån b»ng 0,85 nªn tgj = 0,62 Tæng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng cña c¸c nhµ m¸y ®iÖn cã thÓ cung cÊp b»ng: Qcc = Pcc .tgj =340,143.0,62 = 210,888 MVAr > Qyc = 150,099 MVAr NhËn thÊy r»ng tæng c«ng suÊt ph¶n kh¸ng mµ c¸c nguån cung cÊp lín h¬n c«ng suÊt ph¶n kh¸ng yªu cÇu. V× vËy kh«ng cÇn bï c«ng suÊt ph¶n kh¸ng trong chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i. 7.2 Chế độ phụ tải cực tiểu Trong chế độ này ta cắt hết tất cả các thiết bị bù kinh tế ở các trạm biến áp hạ áp, và để vận hành kinh tế, giảm tổn thất trong các trạm thì ta có thể cắt bớt 1 máy biến áp trong chế độ phụ tải cực tiểu. Lúc này công suất của phụ tải =50% công suất của phụ tải trong chế độ phụ tải cực đại. Điều kiện để cắt bớt 1 máy biến áp hợp lý về kinh tế là công suất phụ tải ở trạm hạ áp nhỏ hơn công suất quá tải cho phép của MBA theo công thức : Spt ≤ SđmBA. = Sgh Bảng 7.6: Công suất của phụ tải và công suất quá tải cho phép của MBA tại mỗi trạm biến áp Phụ tải Pmin (MW) Qmin (MVAr) Sptmin (MVA) SghMBA (MVA) 1 18 7,67 19,57 27,71 2 21 10,17 23,34 42,44 3 19 9,2 21,1 27,71 4 20 6,58 21,05 27,71 5 19 9,2 21,1 27,71 6 16 6,82 17,39 22,23 7 18 8,72 20 27,71 8 16 7,75 17,8 22,23 9 16 7,75 17,8 - Qua bảng tính toán ở trên ta thấy là ở chế độ phụ tải cực tiểu ta có thể cắt bớt 1 máy biến áp ở tất cả các trạm, riêng phụ tải 9 là hộ tiêu thụ loại 3 đã vận hành với một máy biến áp do vậy không thể cắt bớt một máy biến áp ở trạm 9 được. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu tất cả các trạm đều vận hành với 1 máy biến áp. 7.2.1 Nhánh đến phụ tải 1 H×nh 7.20: S¬ ®å nèi ®iÖn ®Õn phô t¶i 1 H×nh 7.21: S¬ ®å thay thÕ nh¸nh ®Õn phô t¶i 1 Tæng trở tương đương của đoạn đường dây: = 11,90 +j15,47 W Tæng trở tương đương của các máy biến áp trong trạm : = 1,44 +j34,8 W Điện dẫn phản kháng trên đoạn đường dây: B1/2 = 1,91.10-4 S Công suất điện dung đầu và cuối đường dây: Qcd1 = Qcc1 = U®m2.B1/2 = 1102. 1,91.10-4 = 2,311 MVAr Tæn thÊt c«ng suÊt kh«ng t¶i trong m¸y biÕn ¸p lµ: = 0,042 + j0,28 MVA Công suất của phụ tải 1: = P1 + jQ1 = 18+j7,67MVA Tæn thÊt c«ng suÊt trong cuén d©y cña m¸y biÕn ¸p lµ: Công suất trước tổng trở của máy biến áp : =+ =18+j7,67+ 0,046+j1,101 = 18,046+j8,771 MVA Công suất trên thanh cái cao áp của trạm biến áp : = += 18,046+j8,771+0,042+j0,28 = 18,088+j9,051 MVA Công suất sau tổng trở đường dây: = – jQcc1 =18,088+j9,051 – j2,311 = 18,088+j6,74 MVA Tæn thÊt c«ng suÊt trªn tæng trë cña ®­êng d©y lµ: = 0,366+j0,476 MVA C«ng suÊt ë ®Çu vµo tæng trë ®­êng d©y lµ: = + =18,088+j6,74+0,366+j0,476 = 18,454 + j7,216 MVA C«ng suÊt do hÖ thèng ®iÖn cung cÊp vµo ®­êng d©y nµy lµ: = - jQcd1 =18,454 + j7,216 - j2,311 = 18,454 +j4,905 MVA TÝnh to¸n t­¬ng tù víi c¸c ®­êng d©y kh¸c trong m¹ng ®iÖn lµ: N§1-2; N§1-3; N§1-4; N§1-5; N§2-7; N§2-8; N§2-9. KÕt qu¶ tÝnh to¸n ®­îc cho ë b¶ng sau: Bảng 7.7: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây nối với các nhà máy điện NĐ1 trong chế độ phụ tải cực tiểu Đường d©y , MVA ,MVA ,MVA ,MVA Qc , MVAr ,MVA ,MVA NĐ1-1 18,454+j4,905 18,454+j7,216 0,366+j0,476 18,088+j6,74 2,311 18,046+j8,771 0,046+j1,101 NĐ1-2 21,547+j7,312 21,547+j9,792 0,448+j0,703 21,098+j9,089 2,481 21,039+j11,160 0,039+j0,99 NĐ1-3 19,479+j7,147 19,479+j9,204 0,384+j0,5 19,095+j8,705 2,057 19,053+j10,482 0,053+j1,282 NĐ1-4 20,517+4,154 20,517+j6,416 0,423+j0,549 20,095+j5,867 2,263 20,053+j7,850 0,053+j1,275 NĐ1-5 19,516+j6,784 19,516+j9,047 0,421+j0,548 19,095+j8,499 2,263 19,053+j10,482 0,053+j1,282 Tæng 99,514+j30,302 2,043+j2,776 0,244+j5,929 Bảng 7.8: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây nối với các nhà máy điện NĐ2 trong chế độ phụ tải cực tiểu Đường d©y , MVA ,MVA ,MVA ,MVA Qc , MVAr ,MVA ,MVA NĐ2-7 18,447+j6,308 18,447+j8,462 0,358+j0,465 18,090+j7,997 2,154 18,048+j9,871 0,048+j1,151 NĐ2-8 16,331+j5,721 16,331+j7,585 0,248+j0,322 16,084+j7,263 1,863 16,049+j8,886 0,049+j1,136 NĐ2-9 16,417+j6,929 16,417+j8,235 0,336+j0,808 16,082+j7,428 1,307 16,023+j8,325 0,023+j0,575 Tæng 51,196+j18,958 0,941+j1,595 0,119+j2,861 7.2.2 §­êng d©y N§1-6-N§2 H×nh 7.21: S¬ ®å nèi ®iÖn H×nh 7.22: S¬ ®å thay thÕ Tổng trở tương đương của đoạn đường dây I-6: = RI-6 +jXI-6 = 18,54+j17,74 Ω Tổng trở tương đương của đoạn đường dây II-6: = RII-6 + jXII-6 = 16,26+j15,56 Ω Vì tổn thất vầng quang trên đường dây 110 kV là rất nhỏ nên không xét điện dẫn tác dụng. Điện dẫn phản kháng: BI-6 /2 = 2,08.10-4 S BII-6 /2 = 1,82.10-4 S Tổng trở tương đương của các MBA trong trạm 6: = RB-6 + jXB-6 = 1,87+j43,5 Ω Tổng trở tương đương của các MBA trong trạm tăng áp I: = .(RB-I + jXB-I )= .(0,87+j22) = 0,145+j3,667 Ω Tổng trở tương đương của MBA trong trạm tăng áp II: = .(RB-II + jXB-II )= .(0,87+j22) = 0,218+j5,5 Ω Ở chế độ phụ tải cực tiểu, nhà máy NĐ1 vận hành với 3 tổ máy và phát công suất bằng 80% công suất định mức, hệ số công suất của nhà máy NĐ1 là cosj = 0,85. Ta thực hiện phát với hệ số công suất là cosj = 0,9. Như vậy: = 120 +j58,12 MVA Công suất tự dùng của nhà máy điện I ở chế độ phụ tải cực đại : = PtdI + jQtdI = 10%.PđmI + j10%.PđmI.tgjtd =10%.150+ j0,882. 10%.150 =15 +j13,23 MVA Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp của nhà máy bằng : = 120+j58,12–(15+j13,23) = 105+j44,89 MVA Công suất đầu đường dây I-6: Ta có: 99,514+j30,302 MVA Nên: = (105+j44,89)-(0,401+j3,663)-(99,514+j30,302) = 5,085+j10,925 MVA Công suất phản kháng do điện dung đầu đường dây I-6 sinh ra: Qcd = Uđm2.BI-6/2 =1102.2,08.10-4 = 2,517 MVAr Công suất ở đầu vào tổng trở ZdI-6: = 5,085+j10,925+j2,517 = 5,085+j13,442 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở : Công suất sau tổng trở : = 5,085+j13,442 –(0,316+j0,303) = 4,769+j13,139 MVA Công suất phản kháng do điện dung ở cuối đường dây sinh ra: Qcc =Qcd =2,517 MVAr Công suất trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 6: = 4,769+j13,139+j2,517 = 4,769+j15,656 MVA Công suất của phụ tải 6: = 16+j6,82 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở : Công suất trước tổng trở : = 16+j6,82 + 0,047+j1,088 = 16,047 + j7,908 MVA Tổn thất công suất trong lõi thép của máy biến áp trong trạm 6: =ΔP0+jΔQ0 =0,035+j0,24 MVA Công suất tại điểm 6: =16,047+j7,908+0,035+j0,24 =16,047+j8,148 MVA Công suất truyền từ nhà máy NĐ2 vào TBA6 là: =16,047+j8,148 – (4,769+j15,656) = 11,278 - j7,508 MVA Công suất phản kháng do điện dung cuối đường dây II-6 sinh ra: Qcc = = 1102.1,82.10-4=2,202 MVAr Công suất sau tổng trở : = 11,278 - j7,508 - j2,202 = 11,278 – j9,71 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở : Công suất sau tổng trở : =11,278 – j9,71 + 0,298 + j0,285 =11,576- j9,425 MVA Công suất phản kháng do điện dung đầu đường dây II-6 sinh ra: Qcd= Qcc = 2,202 MVAr Công suất đến thanh cái cao áp của nhà máy điện II truyền vào đường dây 6: =11,576 - j9,425 – j2,202 = 11,576 – j11,627 MVA Công suất trên thanh cái cao áp của nhà máy điện II: =51,196+j18,958+11,576–j11,627=62,772+j7,331 MVA Công suất trước tổng trở : =0,307+j3,444 +62,772+j7,331 = 63,079+ j10,775 MVA Công suất tự dùng của nhà Máy điện II ở chế độ phụ tải cực đại: = 10%Pđm2 + 10%Pđm2.tgjtd = 10%.100 + j10.0,882 = 10 + j8,82 MVA Công suất phát của nhà máy II ở chế độ này là:  = 63,079+ j10,775+10 + j8,82 =73,079+j19,595 MVA 7.3 ChÕ ®é sau sù cè Sù cè trong m¹ng ®iÖn thiÕt kÕ cã thÓ x¶y ra khi ngõng mét m¸y ph¸t, ngõng mét m¹ch trªn ®­êng d©y hai m¹ch liªn kÕt hai nhµ m¸y ®iÖn, ngõng mét m¹ch trªn ®­êng d©y hai m¹ch nèi tõ c¸c nguån cung cÊp ®Õn c¸c phô t¶i. Khi xÐt sù cè chóng ta kh«ng xÐt sù cè xÕp chång. Ta xÐt sù cè nÆng nÒ nhÊt lµ ngõng mét m¹ch trªn c¸c ®­êng d©y hai m¹ch nèi tõ c¸c nhµ m¸y ®iÖn ®Õn c¸c phô t¶i khi phô t¶i cùc ®¹i, vµ tÊt c¶ c¸c m¸y ph¸t cña nhµ m¸y ®Òu vËn hµnh b×nh th­êng, ph¸t 80% c«ng suÊt ®Þnh møc. 7.3.1 Nhánh đến phụ tải 1 H×nh 7.23: S¬ ®å nèi ®iÖn ®Õn phô t¶i 1 H×nh 7.24: S¬ ®å thay thÕ nh¸nh ®Õn phô t¶i 1 Tæng trở tương đương của đoạn đường dây: = 23,8 +j30,94 W Tæng trở tương đương của các máy biến áp trong trạm : = 0,5.(1,44 +j34,8) = 0,72 +j17,4 W Điện dẫn phản kháng trên đoạn đường dây: B1/2 = 0,955.10-4 S Công suất điện dung đầu và cuối đường dây: Qcd1 = Qcc1 = U®m2.B1/2 = 1102. 0,955.10-4 = 1,156 MVAr Tæn thÊt c«ng suÊt kh«ng t¶i trong m¸y biÕn ¸p lµ: = 2.(0,042 + j0,28 ) = 0,084 + j0,56 MVA Công suất của phụ tải 1: = P1 + jQ1 = 36 + j15,34 MVA Tæn thÊt c«ng suÊt trong cuén d©y cña m¸y biÕn ¸p lµ: Công suất trước tổng trở của máy biến áp : =+ =36 + j15,34 + 0,091+j2,202 = 36,091 +j17,542 MVA Công suất trên thanh cái cao áp của trạm biến áp : = += 36,091 +j17,542 + 0,084 +j0,56 = 36,175 +j18,102 MVA Công suất sau tổng trở đường dây: = – jQcc1 = 36,175 +j18,102 – j1,156 = 36,175 +j16,947 MVA Tæn thÊt c«ng suÊt trªn tæng trë cña ®­êng d©y lµ: = 3,139+j4,081 MVA C«ng suÊt ë ®Çu vµo tæng trë ®­êng d©y lµ: = + =36,175 +j16,947 +3,139+j4,081 = 39,314+ j21,028 MVA C«ng suÊt do hÖ thèng ®iÖn cung cÊp vµo ®­êng d©y nµy lµ: = - jQcd1 =39,314+ j21,028 - j1,156 = 39,314 +j19,872 MVA Bảng 7.9: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây nối với các nhà máy điện NĐ1 trong chế độ sau sù cè Đường d©y , MVA ,MVA ,MVA ,MVA Qc , MVAr ,MVA ,MVA NĐ1-1 39,314+j19,872 39,314+j21,027 3,139+j4,081 36,175+j16,947 1,156 36,091+j17,542 0,091+j2,202 NĐ1-2 46,037+j26,677 46,037+j27,918 3,840+j6,018 42,196+j21,899 1,240 42,078+j22,320 0,078+j1,980 NĐ1-3 41,469+j23,730 41,469+j24,758 3,279+j4,263 38,190+j20,523 1,029 38,106+j20,963 0,106+j2,563 NĐ1-4 43,747+j18,621 43,747+j19,752 3,557+j4,624 40,189+j15,128 1,131 40,105+j15,699 0,105+j2,549 NĐ1-5 41,805+j23,960 41,805+j25,092 3,615+j4,7 38,190+j20,392 1,131 38,106+j20,963 0,106+j2,563 Tæng 212,372+j112,859 17,43+j23,685 0,487+j11,858 Bảng 7.10: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây nối với các nhà máy điện NĐ2 trong chế độ sau sù cè Đường d©y , MVA ,MVA ,MVA ,MVA Qc , MVAr ,MVA ,MVA NĐ2-7 39,250+j22,140 39,250+j23,216 3,071+j3,992 36,179+j19,224 1,077 36,095+j19,741 0,095+j2,301 NĐ2-8 34,290+j19,149 34,290+j20,081 2,122+j2,760 32,168+j17,321 0,938 32,098+j17,773 0,098+j2,273 NĐ2-9 33,585+j20,355 33,585+j21,008 1,435+j3,453 32,150+j17,555 0,653 32,091+j17,799 0,091+j2,299 Tæng 107,125+j61,644 6,629+j10,206 0,284+j6,872 7.3.2 §­êng d©y N§1-6-N§2 Sù cè cã thÓ x¶y ra lµ ngõng mét tæ m¸y ph¸t, ®øt mét ®o¹n ®­êng d©y N§1-6, hay N§2-6. Trong ch­¬ng II ta ®· xÐt sù cè ngõng mét tæ m¸y ph¸t. Kh«ng tÝnh xÕp chång c¸c sù cè, ta xÐt sù cè nguy hiÓm nhÊt lµ ®øt ®o¹n ®­êng d©y N§1-6. H×nh 7.25: S¬ ®å nèi ®iÖn H×nh 7.26: S¬ ®å thay thÕ Tổng trở tương đương của đoạn đường dây I-6: = RI-6 +jXI-6 = 37,08+j35,48 Ω Tổng trở tương đương của đoạn đường dây II-6: = RII-6 + jXII-6 = 16,26+j15,56 Ω Vì tổn thất vầng quang trên đường dây 110 kV là rất nhỏ nên không xét điện dẫn tác dụng . Điện dẫn phản kháng: BI-6 /2 = 1,04.10-4 S BII-6 /2 = 1,82.10-4 S Tổng trở tương đương của các MBA trong trạm 6: = 0,5.(RB-6 + jXB-6 )= 0,5.(1,87+j43,5) =0,935+j21,75 Ω Tổng trở tương đương của các MBA trong trạm tăng áp I: = .(RB-I + jXB-I )= .(0,87+j22) = 0,145+j3,667 Ω Tổng trở tương đương của MBA trong trạm tăng áp II: = .(RB-II + jXB-II )= .(0,87+j22) = 0,218+j5,5 Ω Công suất của nhà máy điện I ở chế độ sau sự cố, hệ số công suất của nhà máy NĐ1 là cos j = 0,85. Trong chế độ này ta cho nhà máy phát với hệ số công suất là cosj = 0,865 và các máy phát công suất bằng 85% công suất định mức. Như vậy: = 255 +j147,92 MVA Công suất tự dùng của nhà máy điện I ở chế độ sau sự cố: = PtdI + jQtdI = 10%.PđmI + j10%.PđmI.tgjtd =10%.300+ j0,882. 10%.300 =30 +j26,46 MVA Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp của nhà máy bằng : =255 +j147,92 –( 30 +j26,46) = 225+j121,46 MVA Công suất đầu đường dây I-6: Ta có: 212,372+j112,958 MVA Nên: = (225+j121,46)-(0,401+j3,663)-( 212,372+j112,859) = 12,227+j4,938 MVA Công suất phản kháng do điện dung đầu đường dây I-6 sinh ra: Qcd = Uđm2.BI-6/2 =1102.1,04.10-4 = 1,259 MVAr Công suất ở đầu vào tổng trở ZdI-6: = 12,227+j4,938+j1,259 = 12,227+j6,197 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở : Công suất sau tổng trở : =12,227+j6,197 – (0,576+j0,551) =11,651+j5,646 MVA Công suất phản kháng do điện dung ở cuối đường dây sinh ra: Qcc =Qcd =1,259 MVAr Công suất trên thanh cái cao áp của trạm biến áp 6: = 11,651+j5,646 +j1,259 = 11,651+j6,905 MVA Công suất của phụ tải 6: = 32+j13,63 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở : Công suất trước tổng trở : = 32+j13,63 + 0,093+j2,175 = 32,093+j15,805 MVA Tổn thất công suất trong lõi thép của máy biến áp trong trạm 6: =2(ΔP0+jΔQ0) =2(0,035+j0,24)=0,07+j0,48 MVA Công suất tại điểm 6: =32,093+j15,805+0,07+j0,48 =32,163+j16,285 MVA Công suất truyền từ nhà máy NĐ2 vào TBA6 là: =32,163+j16,285 –(11,651+j6,905) = 20,512+j9,38 MVA Công suất phản kháng do điện dung cuối đường dây II-6 sinh ra: Qcc = = 1102.1,82.10-4=2,202 MVAr Công suất sau tổng trở : = 20,512+j9,38 - j2,202 = 20,512+j7,178 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở : Công suất sau tổng trở : =20,512+j7,178 + 0,635+j0,607 =21,147+j7,785 MVA Công suất phản kháng do điện dung đầu đường dây II-6 sinh ra: Qcd= Qcc = 2,202 MVAr Công suất đến thanh cái cao áp của nhà máy điện II truyền vào đường dây 6: =21,147+j7,785 – j2,202 = 21,147 + j5,583 MVA Công suất trên thanh cái cao áp của nhà máy điện II: = 107,125+j61,644+21,147+ j5,583 = 128,272+j67,227 MVA Công suất trước tổng trở : =0,307+j3,444 +128,272+j67,227= 128,579+ j70,671 MVA Công suất tự dùng của nhà Máy điện II ở chế độ phụ tải cực đại : = 10%Pđm2 + 10%Pđm2.tgjtd = 10%.200 + j20.0,882 = 20 + j17,64 MVA Công suất phát của nhà máy II ở chế độ này là:  =128,579+ j70,671 +20 + j17,64 =148,579+j88,311 MVA Bù công suất phản kháng nếu thiếu ở NĐ2 là: Qbù = Qyc - QFII = 88,311 - 148,579.0,62 = -3,808 < 0 Vậy không cần bù về mặt kỹ thuật công suất phản kháng. Ch­¬ng 8: TÝnh to¸n ®iÖn ¸p t¹i c¸c nót vµ lùa chän ph­¬ng thøc ®iÒu chØnh ®iÖn ¸p trong m¹ng ®iÖn 8.1 Xác định điện áp tại các nút Trong mạng điện có 2 nguồn cung cấp điện là NĐ1, NĐ2. Tất cả các tổ máy phát đều có cùng công suất. NĐ1 có 6 tổ máy, còn nhiệt điện 2 có 4 tổ máy. Chọn thanh góp 110 kV của NĐ1 là nút điêện áp cơ sở. Trong các chế độ phụ tải cực đại và chế độ sau sự cố, chọn điện áp Ucs =121 kV ; còn trong chế độ phụ tải cực tiểu lấy Ucs = 115 kV. 8.1.1 Chế độ phụ tải cực đại 1) Phụ tải số 1 Do điện áp trên thanh cái cao áp của NMĐ khi phụ tải cực đại bằng 110% điện áp định mức của mạng điện nên ta có: UNĐ = 110% . 110 = 121 kV Tổn thất điện áp trên đường dây: ΔUD1 = = Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp I: U1 = UNĐ - ΔUD1 = 121-5,982 = 115,018 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp phía hạ áp của TBA1 quy đổi về phía cao áp: U’H1 = U1 – ΔUb1 =115,018- 2,880 = 112,138 kV 2) Đường dây NĐ1-6-NĐ2 Do điện áp trên thanh cái cao áp của NĐ1 khi phụ tải cực đại bằng 110% điện áp định mức của mạng điện nên ta có: UNĐ = 110% . 110 = 121 kV Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ1-6: ΔUD6-I = = Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp 6: U6 = UNĐ - ΔUD6-I = 121-1,735 = 119,265 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp phía hạ áp của TBA6 quy đổi về phía cao áp: U’6 = U6 – ΔUb6 =119,265- 3,134 = 116,131 kV Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ2-6: ΔUD6-II = = Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐ2 bằng: UNĐ2 = U6 + DUD6-II = 119,265+4,664 = 123,93 kV 3) Phụ tải số 7 Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐ2 bằng: UNĐ2 = 123,93 kV Tổn thất điện áp trên đường dây: ΔUD7 = = Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp I: U7 = UNĐ2 - ΔUD7 = 123,93-5,699 = 118,231 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp phía hạ áp của TBA1 quy đổi về phía cao áp: U’N7 = U7 – ΔUb7 =118,231- 3,125 = 115,106 kV TÝnh to¸n t­¬ng tù víi c¸c ®­êng d©y N§1-2; N§1-3; N§1-4; N§1-5; N§2-8; N§2-9. Ta cã kÕt qu¶ cho trong b¶ng nh­ sau: B¶ng 8.1: Gi¸ trÞ ®iÖn ¸p trªn thanh gãp h¹ ¸p quy vÒ cao ¸p cña c¸c phô t¶i trong chÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i Th«ng sè Phô t¶i , W S’i , MVA DUdi , kV Ui , kV Sbi , MVA , W DUb, kV U’Ni , kV 1 11,90+j15,47 37,707+j17,783 5,982 115,018 36,091+j17,542 0,72+j17,4 2,880 112,138 2 10,28+j16,11 44,071+j23,598 6,886 114,114 42,078+j22,320 0,435+j11 2,312 111,802 3 10,56+j13,73 39,794+j21,551 5,918 115,082 38,106+j20,963 0,72+j17,4 3,408 111,674 4 11,67+j15,17 41,936+j16,267 6,084 114,916 40,105+j15,699 0,72+j17,4 2,628 112,288 5 11,67+j15,17 39,955+j21,554 6,556 114,444 38,108+j20,963 0,72+j17,4 3,427 111,017 7 11,07+j14,39 37,678+j20,096 5,699 118,231 36,095+j19,741 0,72+j17,4 3,125 115,106 8 9,62+j12,51 33,204+j15,875 4,180 119,750 32,098+j17,773 0,935+j21,75 3,479 116,271 9 12,94+j31,14 33,561+j20,297 8,604 115,326 32,091+j17,799 0,87+j22 3,637 111,688 8.1.2 Chế độ phụ tải cực tiÓu 1) Phụ tải số 1 Do điện áp trên thanh cái cao áp của NMĐ khi phụ tải cực tiÓu bằng 105% điện áp định mức của mạng điện nên ta có: UNĐ = 105% . 110 = 115 kV Tổn thất điện áp trên đường dây: ΔUD1 = = Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp I: U1 = UNĐ - ΔUD1 = 115-2,880 = 112,120 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp phía hạ áp của TBA1 quy đổi về phía cao áp: U’H1 = U1 – ΔUb1 =112,120 - 2,954 = 109,166 kV 2) Đường dây NĐ1-6-NĐ2 Do điện áp trên thanh cái cao áp của NĐ1 khi phụ tải cực tiÓu bằng 105% điện áp định mức của mạng điện nên ta có: UNĐ = 105% . 110 = 115 kV Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ1-6: ΔUD6-I = = Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp 6: U6 = UNĐ - ΔUD6-I = 115-2,864 = 112,136 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp phía hạ áp của TBA6 quy đổi về phía cao áp: U’6 = U6 – ΔUb6 =112,136 – 3,428 = 108,708 kV Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ2-6: ΔUD6-II = = Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐ2 bằng: UNĐ2 = U6 + DUD6-II = 112,136+2,97 = 115,106 kV 3) Phụ tải số 7 Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐ2 trong chế độ phụ tải cực tiểu bằng: UNĐ2 = 115,106 kV Tổn thất điện áp trên đường dây: ΔUD7 = = Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp I: U7 = UNĐ2 - ΔUD7 = 115,106-2,823 = 112,274 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp phía hạ áp của TBA1 quy đổi về phía cao áp: U’N7 = U7 – ΔUb7 =112,274- 3,291 = 108,983 kV TÝnh to¸n t­¬ng tù víi c¸c ®­êng d©y N§1-2; N§1-3; N§1-4; N§1-5; N§2-8; N§2-9. Ta cã kÕt qu¶ cho trong b¶ng nh­ sau: B¶ng 8.2: Gi¸ trÞ ®iÖn ¸p trªn thanh gãp h¹ ¸p quy vÒ cao ¸p cña c¸c phô t¶i trong chÕ ®é phô t¶i cùc tiÓu Th«ng sè Phô t¶i , W S’i , MVA DUdi , kV Ui , kV Sbi , MVA , W DUb, kV U’Ni,kV 1 11,90+j15,47 18,454+j7,216 2,880 112,120 18,046+j8,771 1,44+j34,8 2,954 109,166 2 10,28+j16,11 21,547+j9,792 3,298 111,702 21,039+j11,160 0,87+j22 2,362 109,340 3 10,56+j13,73 19,479+j9,204 2,888 112,112 19,053+j10,482 1,44+j34,8 3,498 108,614 4 11,67+j15,17 20,517+j6,416 2,928 112,072 20,053+j7,850 1,44+j34,8 2,695 109,376 5 11,67+j15,17 19,516+j9,047 3,174 111,826 19,053+j10,482 1,44+j34,8 3,057 108,319 7 11,07+j14,39 18,447+j8,462 2,832 112,274 18,048+j9,871 1,44+j34,8 3,291 108,983 8 9,62+j12,51 16,331+j7,585 2,189 112,917 16,049+j8,886 1,87+j43,5 3,689 109,228 9 12,94+j31,14 16,417+j8,235 4,073 111,033 16,023+j8,325 0,87+j22 1,775 109,258 8.1.3 Chế độ sau sù cè 1) Phụ tải số 1 Do điện áp trên thanh cái cao áp của NMĐ ở chế độ sau sự cố bằng 110% điện áp định mức của mạng điện nên ta có: UNĐ = 110% . 110 = 121 kV Tổn thất điện áp trên đường dây: ΔUD1 = = Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp I: U1 = UNĐ - ΔUD1 = 121-13,074 = 107,926 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp phía hạ áp của TBA1 quy đổi về phía cao áp: U’H1 = U1 – ΔUb1 =107,926- 3,069 = 104,857 kV 2) Đường dây NĐ1-6-NĐ2 Do điện áp trên thanh cái cao áp của NĐ1 ở chế độ sau sự cố bằng 110% điện áp định mức của mạng điện nên ta có: UNĐ = 110% . 110 = 121 kV Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ1-6: ΔUD6-I = = Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp 6: U6 = UNĐ - ΔUD6-I = 121-4,867 = 116,133 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp phía hạ áp của TBA6 quy đổi về phía cao áp: U’6 = U6 – ΔUb6 =116,133- 3,218 = 112,915 kV Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ2-6: ΔUD6-II = = Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐ2 bằng: UNĐ2 = U6 + DUD6-II = 116,133+4,259 = 120,392 kV 3) Phụ tải số 7 Điện áp trên thanh góp cao áp của NĐ2 bằng: UNĐ2 = 120,392 kV Tổn thất điện áp trên đường dây: ΔUD7 = = Điện áp trên thanh cái cao áp trạm biến áp I: U7 = UNĐ2 - ΔUD7 = 120,392-12,768 = 107,624 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp phía hạ áp của TBA1 quy đổi về phía cao áp: U’N7 = U7 – ΔUb7 =107,624- 3,433 = 104,191 kV TÝnh to¸n t­¬ng tù víi c¸c ®­êng d©y N§1-2; N§1-3; N§1-4; N§1-5; N§2-8; N§2-9. Ta cã kÕt qu¶ cho trong b¶ng nh­ sau: B¶ng 8.3: Gi¸ trÞ ®iÖn ¸p trªn thanh gãp h¹ ¸p quy vÒ cao ¸p cña c¸c phô t¶i trong chÕ ®é sau sù cè Th«ng sè Phô t¶i , W S’i , MVA DUdi , kV Ui , kV Sbi , MVA , W DUb, kV U’Ni , kV 1 23,80+j30,94 39,134+j21,027 13,074 107,926 36,091+j17,542 0,72+j17,4 3,069 104,857 2 20,56+j32,22 46,037+j27,918 15,257 105,743 42,078+j22,320 0,435+j11 2,495 103,249 3 21,12+j27,46 41,469+j24,758 12,857 106,143 38,106+j20,963 0,72+j17,4 3,627 104,517 4 23,34+j30,34 43,747+j19,752 13,391 107,609 40,105+j15,699 0,72+j17,4 2,807 104,802 5 23,34+j30,34 41,805+j25,092 14,356 106,644 38,108+j20,963 0,72+j17,4 3,678 102,967 7 22,14+j28,78 39,250+j23,216 12,768 107,624 36,095+j19,741 0,72+j17,4 3,433 104,191 8 19,24+j25,02 34,290+j20,081 9,653 110,739 32,098+j17,773 0,935+j21,75 3,762 106,977 9 12,94+j31,14 33,585+j21,008 9,044 111,348 32,091+j17,799 0,87+j22 3,767 107,581 B¶ng 8.4: tæng hîp kÕt qña ®iÖn ¸p trªn thanh gãp h¹ ¸p quy vÒ cao ¸p cña c¸c tr¹m trong c¸c chÕ ®é TBA ChÕ ®é 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Phô t¶i cùc ®¹i 112,138 111,802 111,674 112,288 111,017 116,131 115,106 116,271 111,688 Phô t¶i cùc tiÓu 109,166 109,340 108,614 109,376 108,319 108,708 108,983 109,228 109,258 Sau sù cè 104,857 103,249 104,517 104,802 102,967 112,915 104,191 106,977 107,581 8.2 Lựa chọn phương án điều chỉnh điện áp Điện áp là một trong những chỉ tiêu chất lượng điện năng quan trọng. Nó ảnh hưởng nhiều đến chỉ tiêu kinh tế và kỹ thuật của các hộ tiêu thụ. Các thiết bị điện chỉ có thể làm việc tốt trong những trường hợp điện năng có chất lượng cao. Chất lượng điện năng được đánh giá thông qua các chỉ tiêu về độ lệch điện áp, độ dao động điện áp , sự không đối xứng và không sin. Trong đó chỉ tiêu về độ lệch điện áp là chỉ tiêu quan trọng nhất. Để đảm bảo được độ lệch điện áp ở các hộ tiêu thụ trong phạm vi cho phép ta cần phải tiến hành điều chỉnh điện áp theo các cách sau: + Thay đổi điện áp các máy phát trong nhà máy điện. + Thay đổi tỷ số biến trong các trạm biến áp (chọn đầu điều chỉnh của các máy biến áp) + Thay đổi các dòng công suất phản kháng truyền tải trong mạng điện . Thực tế cho thấy thì đối với những mạng điện lớn không thể điều chỉnh điện áp bằng cách thay đổi điện áp tại nhà máy điện, và thay đổi các dòng công suất phản kháng trên đường dây cũng không thể đáp ứng được nhu cầu về điều chỉnh điện áp vì các lý do khác nhau như: Độ ổn định các hệ thống, vận hành phức tạp và vốn đầu tư cao. Do đó phương pháp điều chỉnh điện áp của các máy biến áp trong các trạm biến áp được dùng rộng rãi để điều chỉnh điện áp. Yêu cầu điều chỉnh điện áp được phân thành 2 loại: + Yêu cầu điều chỉnh điện áp thường: Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của máy biến áp trong tình trạng vận hành bình thường phải thoã mãn các yêu cầu về độ lệch điện áp trong các chế độ: - Phụ tải cực đại : ΔU1cp% ≥ 2,5% - Phụ tải cực tiểu: ΔU2cp% ≤ 7,5% - Chế độ sự cố : ΔU3cp% ≥ - 2,5% + Yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường: Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của máy biến áp trong tình trạng vận hành bình thường phải thoã mãn các yêu cầu về độ lệch điện áp: - Phụ tải cực đại : ΔU1cp% = 5% - Phụ tải cực tiểu: ΔU2cp %= 0% - Chế độ sự cố : ΔU3cp% = 0 - 5 % Việc điều chỉnh điện áp được tiến hành theo các bước sau: - Tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm quy về phía cao áp trong các chế độ. - Tính các giá trị điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của các trạm trong các chế độ. Uiyc = Uđm + Uicp%. Uđm - Tính điện áp đầu điều chỉnh. Uiđc = Trong đó : UHi là điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm ở chế độ i với máy biến áp có UN% >7,5 % Ta có: Uhđm = 1,1. Uđm =1,1.22 = 24,2 kV - Chọn đầu điều chỉnh gần nhất. Điện áp của đầu tiêu chuẩn được tính theo: Uitc = Ucđm + Trong đó : n  - Số thứ tự tiêu chẩn đã chọn. e% - Phạm vi điều chỉnh giữa 2 đầu điều chỉnh liên tiếp. Ucđm- Điện áp định mức cao (115 kV). - Tính các giá trị thực của điện áp trên thanh góp hạ áp : UHit = - Kiểm tra độ lệch điện áp thực : DUi% = .100%. Các trạm đều dùng các MBA có phạm vi điều chỉnh điện áp là +9x1,78% có Ucđm = 115 kV; Uhđm = 1,1. Uđm = 1,1.22 = 24,2 kV. Bảng 8.5: Các đầu điều chỉnh điện áp tiêu chuẩn n 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 U (kV) 115 117,05 119,1 121,15 123,2 125,25 127,3 129,35 131,4 133,45 n 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 U (kV) 115 112,95 110,9 108,85 106,8 104,75 102,7 100,65 98,6 96,55 Máy biến áp không có điều áp dưới tải có 5 đầu ra điều chỉnh. Tương ứng thứ tự các đầu điều chỉnh tiêu chuẩn là từ 0-4. Với độ lệch điện áp của của mỗi đầu điều chỉnh là 2,5%Ucđm. Vậy phạm vi điều chỉnh điện áp của máy biến áp là . Từ đó ta tính được các giá trị điện áp tương ứng với các đầu điều chỉnh tiêu chuẩn của máy biến áp không điều áp dưới tải. Bảng 8.6: Các đầu điều chỉnh tiêu chuẩn của MBA không điều áp dưới tải Thứ tự đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Điện áp (kV) 0 115 1 117,875 2 120,75 -1 112,125 -2 109,25 Bảng 8.7: Yêu cầu về điều chỉnh điện áp và loại phụ tải Các hộ tiêu thụ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 YC ĐCĐA KT T T KT T T KT T T Loại phụ tải I I I I I I I I III Độ lệch điện áp trên thanh cái của trạm phải thoả mãn điều kiện : - Chế độ phụ tải cực đại: U1yc = Udm + U1cp%. Udm = 22+5%.22 = 23,1 kV - Chế độ phụ tải cực tiểu: U2yc = Udm + U2cp%. Udm = 22+0%.22 = 22 kV - Chế độ sự cố : U3yc = Udm + U3cp%. Udm = 22+5%.22 = 23,1 kV 8.2.1 Phụ tải 1 Yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Trước tiên ta chọn máy biến áp không điều chỉnh dưới tải xem có thoả mãn yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường hay không. Ta có điện áp đầu phân áp: Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Udctc = 119,1 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: ≠ ΔU1cp% = 5%. @ 0% =ΔU2cp% ≠ ΔU3cp% = 0-5%. Vậy đầu điều chỉnh điện áp không đạt yêu cầu, do đó trạm biến áp 1 ta chọn máy biến áp điều chỉnh dưới tải. Ta có điện áp các đầu phân áp: + Chế độ phụ tải cực đại: Ta chọn điện áp tiêu chuẩn gần nhất: Utc1 = 117,05 kV + Chế độ phụ tải cực tiểu: Ta chọn điện áp tiêu chuẩn gần nhất: Utc2 = 119,1 kV + Chế độ sau sự cố: Ta chọn điện áp tiêu chuẩn gần nhất: Utc3 = 108,85 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp và độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: ≈ ΔU1cp = 5%. ≈ ΔU2cp = 0%. ≈ ΔU3cp =0- 5%. Vậy các đầu đã chọn thoã mãn yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. 8.2.2 Phụ tải 2 Yêu cầu điều chỉnh điện áp thường. Trước tiên ta chọn máy biến áp không điều chỉnh dưới tải xem có thoả mãn yêu cầu điều chỉnh điện áp thường hay không. Ta có điện áp đầu phân áp: Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: Udctc = 119,1 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: > ΔU1cp% = 2,5% < ΔU2cp% = 7,5% < ΔU3cp% = - 2,5% Vậy đầu điều chỉnh điện áp không đạt yêu cầu, do đó trạm biến áp 2 ta chọn máy biến áp điều chỉnh dưới tải. Ta có điện áp các đầu phân áp: + Chế độ phụ tải cực đại: Ta chọn điện áp tiêu chuẩn gần nhất: Utc1 = 117,05 kV + Chế độ phụ tải cực tiểu: Ta chọn điện áp tiêu chuẩn gần nhất: Utc2 = 121,15 kV + Chế độ sau sự cố: Ta chọn điện áp tiêu chuẩn gần nhất: Utc3 = 108,85 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp và độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: > 2,5% <7,5% >-2,5% Vậy các đầu đã chọn thoã mãn yêu cầu điều chỉnh điện áp thường. TÝnh to¸n t­¬ng tù cho c¸c TBA3, TBA4, TBA5, TBA6 , TBA7, TBA8, TBA9. KÕt qu¶ tÝnh to¸n ®­îc cho ë b¶ng: B¶ng 8.8: KÕt qu¶ tÝnh ®Çu ph©n ¸p ®èi víi MBA th­êng TS TBA §iÖn ¸p c¸c chÕ ®é, kV Upa1, kV Upa2, kV Upatb, kV U®ctc, kV UH1, kV UH2, kV UH3, kV DU1, % DU2, % DU3, % PTC§ PTCT Sau sù cè TBA1 112,14 109,17 104,86 117,48 120,08 118,78 119,10 22,79 22,18 21,31 3,57 0,83 -3,15 TBA2 111,80 109,34 103,25 117,13 120,27 118,70 119,1 22,72 22,22 20,98 3,26 0,99 -4,64 TBA3 111,67 108,61 104,52 116,99 119,48 118,23 119,10 22,69 22,07 21,24 3,14 0,32 -3,47 TBA4 112,29 109,38 104,80 117,64 120,31 118,97 119,10 22,82 22,22 21,29 3,71 1,02 -3,21 TBA5 111,02 108,32 102,97 116,30 119,15 117,73 117,05 22,95 22,39 21,29 4,33 1,79 -3,23 TBA6 116,13 108,71 112,92 121,66 119,58 120,62 121,15 23,20 21,71 22,56 5,44 -1,30 2,52 TBA7 115,11 108,98 104,19 120,59 119,88 120,23 121,15 22,99 21,77 20,81 4,51 -1,05 -5,40 TBA8 116,27 109,23 106,98 121,81 120,15 120,98 121,15 23,23 21,82 21,37 5,57 -0,83 -2,87 TBA9 111,69 109,26 107,58 117,01 120,18 118,60 119,10 22,69 22,20 21,86 3,15 0,91 -0,64 B¶ng 8.9: KÕt qu¶ tÝnh ®Çu ph©n ¸p ®èi víi MBA §ADT TS TBA §iÖn ¸p c¸c chÕ ®é, kV Upa1, kV U®ctc1, kV UH1, kV DU1, % Upa2, kV U®ctc2, kV UH2, kV DU2, % Upa3, kV U®ctc3, kV UH3, kV DU3, % PTC§ PTCT Sau sù cè TBA1 112,14 109,17 104,86 117,48 117,05 23,18 5,38 120,08 119,10 22,18 0,83 109,85 108,85 23,31 5,96 TBA2 111,80 109,34 103,25 117,13 117,05 23,12 5,07 120,27 121,15 21,84 -0,7 108,17 108,85 22,96 4,34 TBA3 111,67 108,61 104,52 116,99 117,05 23,09 4,95 119,48 119,10 22,07 0,32 109,49 108,85 23,24 5,62 TBA4 112,29 109,38 104,80 117,64 117,05 23,22 5,52 120,31 121,15 21,85 -0,7 109,79 110,90 22,87 3,95 TBA5 111,02 108,32 102,97 116,30 117,05 22,95 4,33 119,15 119,10 22,01 0,04 107,87 108,85 22,89 4,05 TBA6 116,13 108,71 112,92 121,66 121,15 23,20 5,44 119,58 119,10 22,09 0,40 118,29 119,10 22,94 4,29 TBA7 115,11 108,98 104,19 120,59 121,15 22,99 4,51 119,88 119,10 22,14 0,66 109,15 108,85 23,16 5,29 TBA8 116,27 109,23 106,98 121,81 121,15 23,23 5,57 121,15 121,15 21,82 -0,8 112,07 112,95 22,92 4,18 TBA9 111,69 109,26 107,58 117,01 117,05 23,09 4,96 120,18 119,10 22,20 0,91 112,70 112,95 23,05 4,77 Dùa theo kÕt qu¶ tÝnh to¸n ®· cho ë b¶ng ta cã: - Víi MBA th­êng th× chØ cã TBA6 vµ TBA9 lµ chän ®­îc ®Çu ph©n ¸p tho¶ m·n, cô thÓ TBA6 lµ ®Çu ph©n ¸p n=3, cßn TBA9 lµ ®Çu ph©n ¸p n=2. - Víi MBA §CDT th× tÊt c¶ c¸c TBA ®Òu chän ®­îc ®Çu ph©n ¸p tho¶ m·n yªu cÇu ®iÒu chØnh ®iÖn ¸p cña phô t¶i. Nh­ng víi TBA6 vµ TBA9 ta ®¨ chän ®­îc MBA th­êng nªn ta sÏ kh«ng sö dông MBA §CDT. B¶ng 8.10: KÕt qu¶ chän ®Çu ph©n ¸p ®èi víi MBA th­êng Tr¹m 1 2 3 4 5 6 7 8 9 §Çu PA Kh«ng chän ®­îc Kh«ng chän ®­îc Kh«ng chän ®­îc Kh«ng chän ®­îc Kh«ng chän ®­îc 3 Kh«ng chän ®­îc Kh«ng chän ®­îc 2 B¶ng 8.11: KÕt qu¶ chän ®Çu ph©n ¸p ®èi víi MBA §CDT TS TBA §Çu ph©n ¸p Max Min Sù cè TBA1 1 2 -3 TBA2 1 3 -3 TBA3 1 2 -3 TBA4 1 3 -2 TBA5 1 2 -3 TBA7 3 2 -3 TBA8 3 3 -1 8.2.3 M¸y biÕn ¸p t¨ng ¸p §èi víi m¸y biÕn ¸p hai cuén d©y trong c¸c tr¹m t¨ng ¸p cña c¸c nhµ m¸y ®iÖn, ®Çu ®iÒu chØnh tÝnh to¸n trong chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt, ®­îc x¸c ®Þnh theo c«ng thøc: U®c max = §èi víi chÕ ®é phô t¶i nhá nhÊt: U®c min = Trong ®ã: UFmax , UFmin : ®iÖn ¸p trªn thanh gãp ®iÖn ¸p m¸y ph¸t (hay trªn cùc m¸y ph¸t) trong c¸c chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt vµ nhá nhÊt t­¬ng øng; UF®m : ®iÖn ¸p ®Þnh møc cña m¸y ph¸t; Umax , Umin : ®iÖn ¸p trªn thanh gãp cao ¸p cña tr¹m trong c¸c chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt vµ nhá nhÊt; DUbmax , DUbmin : tæn thÊt ®iÖn ¸p trong m¸y biÕn ¸p ®èi víi chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt vµ nhá nhÊt; Bëi v× c¸c m¸y biÕn ¸p t¨ng ¸p trong c¸c nhµ m¸y ®iÖn th­êng lµ c¸c m¸y biÕn ¸p kh«ng ®iÒu chØnh d­íi t¶i, do ®ã cÇn ph¶i chän ®Çu ®iÒu chØnh trung b×nh: U®c = (U®c max + U®c min)/2 Sau ®ã tiÕn hµnh chän ®Çu ®iÒu chØnh tiªu chuÈn gÇn nhÊt víi gi¸ trÞ tÝnh to¸n U®c . §ång thêi x¸c ®Þnh c¸c gi¸ trÞ thùc cña ®iÖn ¸p vµ kiÓm tra c¸c ®é lÖch cña ®iÖn ¸p trªn thanh gãp ®iÖn ¸p m¸y ph¸t trong c¸c chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt, nhá nhÊt, vµ sau sù cè. §iÖn ¸p cña ®Çu ®iÒu chØnh tiªu chuÈn x¸c ®Þnh theo c«ng thøc sau: Utc = Uc®m + §ång thêi c¸c m¸y biÕn ¸p t¨ng ¸p cã ph¹m vi ®iÒu chØnh + 2x 2,5% Uc®m (Uc®m lµ ®iÖn ¸p ®Þnh møc cña cuén d©y cao ¸p cña m¸y biÕn ¸p; Uc®m =115 kV). Kh¶ n¨ng ®iÒu chØnh ®iÖn ¸p cña c¸c m¸y ph¸t chØ trong giíi h¹n + 5% UF®m . Do ®ã trong chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt ®iÖn ¸p ®Çu cùc m¸y ph¸t UF®m = 1,05 UF®m ; cßn ®èi víi chÕ ®é phô t¶i nhá nhÊt UFmin = 0,95UF®m . C¸c gi¸ trÞ thùc cña ®iÖn ¸p trªn thanh gãp m¸y ph¸t ®­îc tÝnh theo c¸c c«ng thøc d­íi ®©y: + ChÕ ®é phô t¶i lín nhÊt: UFt max = + ChÕ ®é phô t¶i nhá nhÊt: UFt min = §é lÖch ®iÖn ¸p trªn cùc m¸y ph¸t trong chÕ ®é phô t¶i lín nhÊt: §é lÖch ®iÖn ¸p trªn cùc m¸y ph¸t trong chÕ ®é phô t¶i nhá nhÊt: Qu¸ tr×nh tÝnh to¸n cô thÓ nh­ sau: UF®m = 10,5 kV; UFmax= 1,1.10,5 = 11,025 kV; UFmin = 0,95.10,5 =9,975 kV; MBA t¨ng ¸p trong tr¹m I: = 0,87+j22 W MBA t¨ng ¸p trong tr¹m II: = 0,87+j22 W TÝnh to¸n víi TBA t¨ng ¸p I: U1max =121 kV; U1min = 115 kV; ChÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i: = 40+j20,49 MVA ChÕ ®é phô t¶i cùc tiÓu: = 40+j19,37 MVA Do ®ã: DU1bmax = DU1bmin = U1®c max = U1®c min = U1®c = 0,5.(115,638+121,09) = 118,364 kV TiÕn hµnh chän ®Çu ®iÒu chØnh tiªu chuÈn gÇn víi ®Çu ®iÒu chØnh tÝnh to¸n ®­îc: Utc = 120,75 kV U1Ft max = U1Ft min = < 5% > -5% VËy ®Çu ®iÒu chØnh tiªu chuÈn ®· chän lµ phï hîp. TÝnh to¸n víi TBA t¨ng ¸p II: U2max =123,93 kV; U2min = 115,106 kV; ChÕ ®é phô t¶i cùc ®¹i: = 33,1+j14,37 MVA ChÕ ®é phô t¶i cùc tiÓu: = 31,48+j3,76 MVA Do ®ã: DU2bmax = DU2bmin = U2®c max = U2®c min = U2®c = 0,5.(118,058+121,173) = 119,615 kV TiÕn hµnh chän ®Çu ®iÒu chØnh tiªu chuÈn gÇn víi ®Çu ®iÒu chØnh tÝnh to¸n ®­îc: Utc = 120,75 kV U2Ft max = U2Ft min = < 5% > -5% VËy ®Çu ®iÒu chØnh tiªu chuÈn ®· chän lµ phï hîp. CHƯƠNG 9: TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN 9.1 Tính toán tổn thất diện năng + Tæn thÊt ®iÖn n¨ng trªn c¸c ®­êng d©y (như kết quả tính được): SΔAđ d = SΔPđ d .τ = 43130,65 MWh + Tæn thÊt ®iÖn n¨ng trong c¸c tr¹m biÕn ¸p: TBA1: ΔAb1 = 2.ΔP0.t +0,5.ΔPb1.τ = 2.0,042.8760+0,5.0,175.3302,5 = 1012,38MWh Bảng 9.1: Tổn thất điện năng trong các TBA hạ áp TBA1 TBA2 TBA3 TBA4 TBA5 TBA6 TBA7 TBA8 TBA9 S®mB, MVA 40 63 40 40 40 32 40 32 63 DPn , kW 175 260 175 175 175 145 175 145 260 DP0 , kW 42 59 42 42 42 35 42 35 59 Smax , MVA 39,13 46,67 42,20 42,10 42,20 34,78 40,00 35,60 35,60 DABi, MWh 1012,38 1269,28 1057,47 1055,95 1057,47 896,04 1024,81 909,53 791,02 SDAB, MWh 9073,95 + Vậy tổn thất điện năng trong mạng điện là : SΔAmđ =SΔAđ d +SDAB =43130,65 + 9073,95 = 52204,6 MWh + Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được trong năm: AS = SPmax.Tmax = 326.4900 = 1597400 MWh + Tổn thất điện năng trong mạng điện tính theo phần trăm: DA% = 9.2 Vốn đầu tư của mạng điện Tổng các vốn đầu tư của mạng điện : K=Kd + KTBA 1) Vốn đầu tư của đường dây Như đã tính toán ở phần trước ta có Kd = 249,06.109 đ 2) Vốn đầu tư trạm biến áp  Ta có : KTBA = KBA +KMC +KDCL + KTBB Trong đó : KBA   : Vốn đầu tư cho máy biến áp KMC  : Vốn đầu tư cho máy cắt KDCL  : Vốn đầu tư cho dao cách ly KTBB  : Vốn đầu tư cho thiết bị bù Ta có : Suất đầu tư cho một trạm biến áp 32000/110 là: 22.109 đ Suất đầu tư cho một trạm biến áp 40000/110 là: 25.109 đ Suất đầu tư cho một trạm biến áp 63000/110 là: 35.109 đ Do các trạm đặt 2 MBA nên suất đầu tư bằng 1,8 lần so với đặt 1 MBA. Do đó : KTBA=1,8.(25+35+25+25+25+22+25+22).109 + 35.109+10.35.109 = 752,2.109 đ 3) Tổng vốn đầu tư cho mạng điện  K=Kd + KTBA = 249,06.109 +752,2.109 = 1001,26.109 đ 9.3 Tính toán giá thành tải điện 9.3.1 Tổng chi phí vận hành hàng năm Y = avh.Kd + avhtb.KTBA +ΔAS .c Trong đó: avh : Hệ số vận hành đường dây ( avh  = 0,04) avhtb : Hệ số vận hành các thiết bị trong các trạm biến áp ( avhtb  = 0,1) Do đó : Y = 0,04.249,06.109 +0,1.400,2.109 +500.52204,6.103 = 76,0847.109 đ Chi phí tính toán hàng năm: Z =atc.K + Y = 0,125.1001,26.109 +76,0847.109 = 201,2422.109 đ Tổng điện năng phụ tải yêu cầu : A = ΣPimax.Tmax = 326.4900 =1597400 MWh Giá thành tải điện : β = đồng/kWh K0 = đồng/MW Tổng tổn thất công suất: Bảng 9.2: Tổn thất công suất trong các trạm TBA1 TBA2 TBA3 TBA4 TBA5 TBA6 TBA7 TBA8 TBA9 DPB, MW 0,168 0,189 0,181 0,181 0,181 0,156 0,172 0,160 0,142 Ta c ó: SDPBA = 1,530 MW ΣΔP = ΔPd +ΔPBA = 13,06+1,530 = 14,59 MW Tổn thất công suất tính theo % : ΔP%= 9.4 Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện STT Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị Ghi chú 01 ΔUmaxbt% % 7,41 02 ΔUmaxsc% % 12,56 03 Tổng chiều dài đường dây km 706,58 04 Tổng dung lượng các TBA MVA 516 Cả MBA tăng áp 05 Vốn đầu tư: + Đường dây + TBA Tổng vốn đầu tư: 109 đ 109 đ 109 đ 249,06 752,2 1001,26 06 Tổng phụ tải max MW 326 07 Điện năng tải hàng năm A MWh 1597400 08 Tổng tổn thất công suất ΣΔP MW 14,59 09 Tổng tổn thất công suất ΣΔP% % 4,475 10 Tổng tổn thất điện năng ΣΔA MWh 52204,6 11 Tổng tổn thất điện năng ΣΔA% % 3,268 12 Phí tổn vận hành hàng năm Y 109 đ 76,0847 13 Chi phí vận hành hàng năm 109 đ 201,242 14 Giá thành tải điện b đ/kWh 47,63 15 Giá thành xây dựng 1 MW công suất cực đại 109đ/MW 3,071 NhËn xÐt: M¹ng ®iÖn thiÕt kÕ ®¶m b¶o c¸c yªu cÇu vÒ kü thuËt: §é tin cËy cung cÊp ®iÖn §¶m b¶o chÊt l­îng ®iÖn n¨ng §¶m b¶o tÝnh linh ho¹t §¶m b¶o an toµn §ång thêi m¹ng ®iÖn thiÕt kÕ còng ®¶m b¶o tèi ­u vÒ kinh tÕ. Do ®ã m¹ng ®iÖn ®· thiÕt kÕ lµ ph­¬ng ¸n tèi ­u. PHÇN 2: thiÕt kÕ ®­êng d©y trung ¸p 22 kV Ch­¬ng 10: ThiÕt kÕ ®­êng d©y trung ¸p 22 kV 10.1 S¬ ®å ®Þa lý thiÕt kÕ ®­êng d©y H×nh 10.1: B¶n ®å vÞ trÝ cña tr¹m biÕn ¸p 320 kVA - 22/0,4 Tr¹m TG TBA h¹ ¸p 110kV 320kV¢ TØ lÖ xÝch: 1/10.000 Ghi chó: Hå n­íc Ruéng lóa Víi s¬ ®å ®Þa lý nh­ h×nh vÏ, ta thiÕt kÕ ®­êng d©y gåm 3 tuyÕn ®­êng d©y tõ tr¹m TG sang TBA h¹ ¸p gåm 3 tuyÕn ®­êng d©y cã chiÒu dµi c¸c tuyÒn lÇn l­ît lµ 350m, 400m, 350m ch¹y men theo ®­êng bê cña hå n­íc. 10.2 C¸c sè liÖu phôc vô tÝnh to¸n Môc ®Ých tÝnh to¸n d©y dÉn ®­êng d©y t¶i ®iÖn lµ x¸c ®Þnh c¸c ®¹i l­îng: ®é vâng f, lùc kÐo cña d©y t¸c dông lªn cét Td , c¸c ®¹i l­îng nµy cÇn thiÕt ®Ó kiÓm tra kho¶ng c¸c an toµn tõ d©y dÉn ®Õn mÆt ®Êt ®Ó lùa chän kiÓm tra cét, xµ, mãng trong c¸c tr¹ng th¸i vËn hµnh. Dùa theo c¸c quy ®Þnh trong: ‘quy ph¹m trang bÞ ®iÖn’ ®­êng d©y trªn kh«ng ta ®¸nh gi¸ vµ chän ®­îc c¸c sè liÖu ®Ó phôc vô tÝnh to¸n sau nµy. * Ph©n lo¹i ®­êng d©y trªn kh«ng: ë ®©y theo yªu cÇu thiÕt kÕ ®­êng d©y trªn kh«ng ®iÖn ¸p 22 kV do vËy ®­êng d©y thuéc ®¼ng cÊp II vµ lµ hé dïng ®iÖn lo¹i III. B¶ng 10.1 §¼ng cÊp ®­êng d©y §iÖn ¸p ®Þnh møc cña ®­êng d©y (kV) Lo¹i hé dïng ®iÖn II 35 1-20 Lo¹i 3 BÊt cø lo¹i nµo * HÖ sè an toµn: VÒ mÆt c¬ giíi, yªu cÇu d©y dÉn vµ d©y chèng sÐt ph¶i ®¶m b¶o liªn tôc cung cÊp ®iÖn vµ an toµn cho con ng­êi. Trong ®ã: - sgh : øng suÊt giíi h¹n cña d©y dÉn (d©y nh«m lâi thÐp hoÆc d©y chèng sÐt), N/mm2 - scp : øng suÊt cho phÐp cña vËt liÖu lµm d©y dÉn, N/mm2 §­êng d©y thiÕt kÕ sö dông d©y AC-95 gåm 3 ®o¹n ®­êng d©y 350m, 400m, 350m víi tæng chiÒu dµi lµ 1100m = 1,1km. Theo ®Ò bµi ®­êng d©y ®­îc thiÕt kÕ ®i qua n¬i kh«ng d©n c­ (ruéng lóa) vµ dïng d©y AC nhiÒu sîi nªn hÖ sè an toµn n = 2. Tra b¶ng PL 4.1 (HÖ thèng cung cÊp ®iÖn, NguyÔn C«ng HiÒn (chñ biªn), NguyÔn M¹nh Ho¹ch) ®­îc sgh = 1175 N/mm2 nªn: scp = 1175/2 = 587,5 N/mm2 * Vïng khÝ hËu: Vïng khÝ hËu tÝnh to¸n ®­îc chia thµnh 4 lo¹i. Mçi vïng khÝ hËu cã c¸c th«ng sè kh¸c nhau vÒ nhiÖt ®é, tèc ®é cña giã lóc nhiÖt ®é kh«ng khÝ thÊp nhÊt vµ lóc b·o. §­êng d©y trªn kh«ng thiÕt kÕ ®i qua vïng ®ång b»ng B¾c Bé nªn ta sö dông th«ng sè vïng khÝ hËu III. B¶ng 10.2: Sè liÖu vÒ vïng khÝ hËu III §iÒu kiÖn tÝnh to¸n Vïng khÝ hËu III Lóc nhiÖt ®é kh«ng khÝ thÊp nhÊt NhiÖt ®é q, 0C Tèc ®é giã, v/m 5 0 Lóc nhiÖt ®é kh«ng khÝ cao nhÊt NhiÖt ®é q, 0C - Tèc ®é giã, v/m 40 0 Lóc b·o NhiÖt ®é q, 0C - Tèc ®é giã, v/m 25 35 * Tû träng c¬ giíi t¸c dông lªn d©y (tû t¶i): N/m.mm2 + Tû t¶i do träng l­îng b¶n th©n d©y (g1): g: Träng l­îng cña 1m d©y dÉn (kg/m) F: TiÕt diÖn thùc tÕ cña d©y phøc hîp F = FA + FFe + Tû t¶i do ¸p lùc giã lªn d©y (g2): Søc Ðp cña giã lªn 1m d©y: a: HÖ sè biÓu thÞ sù ph©n bè kh«ng ®ång ®Òu cña giã lªn kho¶ng cét. Víi tèc ®é giã v = 25 m/s th× a = 0,75 Cx : HÖ sè ®éng lùc cña kh«ng khÝ phô thuéc bÒ mÆt chÞu giã. Víi d©y dÉn cã ®­êng kÝnh < 15 mm th× Cx = 1,1 Tû t¶i cña giã (t¶i träng do giã thæi lªn d©y trong kho¶ng cét): + Tû t¶i tæng hîp: Tra b¶ng PL 5.3 vµ PL 4.3 (HÖ thèng cung cÊp ®iÖn), t×m ®­îc t¶i träng vµ sè liÖu tÝnh to¸n cña d©y AC-95: B¶ng 10.3: Sè liÖu vÒ d©y AC-95 M· d©y FA [mm2] FFe [mm2] g1 [103N/m.mm] g2 [103N/m.mm] g3 [103N/m.mm] AC-95 95,4 15,9 36,5 75,6 84,5 B¶ng 10.4: §Æc tÝnh c¬ lý cña d©y dÉn VËt liÖu dgh (N/mm2) dcp (N/mm2) E (N/mm2) a (1/ 0C) b = 1/E (mm2/N) A 157 78,5 61,6.103 23.10-6 10,23.10-6 Fe 1175 587,5 196.103 12.10-6 5,1.10-6 10.3 Lùa chän vµ tÝnh to¸n c¸c phÇn tö trªn ®­êng d©y 1) Lùa chän c¸c phÇn tö a) Lùa chän cét TuyÕn ®­êng d©y 22 kV gåm 3 ®o¹n ®­êng d©y 350m, 400m, 350m víi tæng chiÒu dµi lµ 1,1 km. Víi kho¶ng cét lín nhÊt lµ 100m th× tæng sè cét cña toµn tuyÕn ®­êng d©y lµ 17. Mçi ®o¹n ®­êng d©y ®Òu gåm 4 kho¶ng cét. Dù ®Þnh chän toµn tuyÕn dïng cét bª t«ng ly t©m LT12. T¹i c¸c vÞ trÝ trung gian ®Æt cét LT12B, t¹i vÞ trÝ ®Çu vµ cuèi tuyÕn ®­êng d©y ®Æt cét LT12C B¶ng 10.5: Th«ng sè kü thuËt cña cét bª t«ng ly t©m cña nhµ m¸y Bª T«ng §«ng Anh Lo¹i Quy c¸ch D1/D2-H M¸c bª t«ng V (m3) M (kg) Lùc ®Çu cét Pcp(kg) LT12B 190/3-10000 400 0,44 1200 720 LT12C 190/300-10000 400 0,44 1200 900 b. Chän xµ, sø C¸c cét trung gian dïng xµ ®¬n X1, c¸c cét cuèi dïng xµ kÐp X2 Tæng sè xµ sÏ ®­îc sö dông cho ®­êng d©y 9X1 + 4X2 Xµ lµm b»ng thÐp gãc L73x73x7 dµi 2m KÌm xµ vµ chèng xµ dïng thÐp gãc L60x60x6 C¸c lo¹i xµ vµ c¸ch l¾p xµ ®­îc tr×nh bµy trªn h×nh 10.2 c) Chän mãng cét Dù kiÕn dïng mãng ng¾n kh«ng cÊp Mãng cét trung gian cã kÝch th­íc 1x1,2x2m Mãng cét ®Çu cuèi cã kÝch th­íc 1,2x1,4x2m 2) Søc kÐo vµ ®é vâng cña d©y trong kho¶ng cét a) Kho¶ng v­ît giíi h¹n V× ®©y lµ d©y phøc hîp nªn ph¶i tÝnh øng suÊt gi¶ t­ëng sgh , tr­íc hÕt cÇn t×m a0 , b0 + Tû sè tiÕt diÖn d©y nh«m vµ thÐp: + HÖ sè nhiÖt në dµi cña toµn d©y dÉn: + HÖ sè gi·n ®µn håi cña toµn d©y dÉn: TiÕn hµnh tÝnh to¸n d©y dÉn theo phÇn nh«m: + øng suÊt cho phÐp cña nh«m khi hÖ sè an toµn lµ 2: §Ó x¸c ®Þnh øng suÊt gi¶ t­ëng sgtmin , sbtb·o ta x¸c ®Þnh øng suÊt nhiÖt ph¸t sinh trong phÇn nh«m cña d©y dÉn. + Khi qmin = 50C: + Khi qb·o = 250C: øng suÊt gi¶ t­ëng cña d©y dÉn ®­îc x¸c ®Þnh theo c«ng thøc: Trong ®ã: sTAl lµ øng suÊt cña phÇn nh«m trong d©y dÉn do phô t¶i c¬ giíi g©y nªn: sTAl = | sAl | - s’Al + Khi qmin = 50C: + Khi qb·o = 250C: øng suÊt gi¶ t­ëng cho phÐp cña d©y dÉn: Thay sè vµo c«ng thøc tÝnh lth ta ®­îc kho¶ng v­ît giíi h¹n cña d©y AC-95: Ta thÊy r»ng víi l =100m < lth = 148,39m th× øng suÊt ®­êng d©y sgt sÏ xuÊt hiÖn lóc nhiÖt ®é kh«ng khÝ thÊp nhÊt: sgt = sgt min = 99,889 (N/mm) b) §é vâng lín nhÊt cña ®­êng d©y (fmax) Khi nhiÖt ®é qmax = 400C, kh«ng cã giã, øng suÊt gi¶ t­ëng cña d©y dÉn lóc nhiÖt ®é cña kh«ng khÝ lµ qmax ®­îc x¸c ®Þnh b»ng ph­¬ng tr×nh tr¹ng th¸i: §Æt: F = Sö dông ph­¬ng ph¸p dß ®Ó t×m , mong muèn t×m ®­îc gi¸ trÞ ®Ó gi¸ trÞ hµm F b»ng 0. kÕt qu¶ tÝnh to¸n ®­îc cho ë b¶ng nh­ sau: B¶ng 10.6: KÕt qu¶ dß t×m sAlqmax = 48,00 N/mm2 F = -4183,072 sAlqmax = 48,50 N/mm2 F = -2155,238 sAlqmax = 49,00 N/mm2 F = -69,828 sAlqmax = 49,01 N/mm2 F = -27,527 sAlqmax = 49,015 N/mm2 F = -6,368 sAlqmax = 49,016 N/mm2 F = -2,135 sAlqmax = 49,017 N/mm2 F = 2,096 LÊy = 49,017 N/mm2 §é vâng lín nhÊt cña d©y: Víi c¸c kho¶ng cét lµ: 87,5m ta cã c) KiÓm tra kho¶ng c¸ch an toµn §iÒu kiÖn kiÓm tra: h0 = h - f - h1 - h2 ³ hcp Trong ®ã: - h: ChiÒu cao cét, lÊy h = 12m - f: §é vâng kho¶ng cét, f1 = 0,931m; f2 = 0,713m - h2: §é ch«n s©u cét, h2 = 2m - h1: Kho¶ng c¸ch tõ ®iÓm treo d©y trªn xµ d­íi cïng ®Õn ®Ønh cét, h1 = 2m - hcp: §é cao an toµn cho phÐp tõ ®iÓm thÊp nhÊt cña d©y treo ®Õn mÆt ®Êt, víi khu vùc kh«ng d©n c­ (ruéng lóa) lÊy hcp = 6m - VËy: Víi f1 = 0,931m th×: h0 = 12 - 0,931 - 2 - 2 = 7,069 ³ hcp = 6m VËy ®¶m b¶o ®iÒu kiÖn kho¶ng c¸ch an toµn. d) KiÓm tra uèn cét trung gian Cét trung gian khi lµm viÖc chÞu lùc giã b·o t¸c ®éng lªn ch©n cét vµ t¸c ®éng lªn 3 d©y AC-95 trong kho¶ng cét. T¶i träng giã lªn cét: Trong ®ã: - a: BiÓu thÞ sù ph©n bè kh«ng ®Òu cña giã trªn kho¶ng cét. Víi vËn tèc giã lóc b·o lµ v = 35m/s øng víi a = 0,75 - C: HÖ sè ®éng lùc cña kh«ng khÝ phô thuéc vµo bÒ mÆt chÞu giã. Víi d©y AC-95 cã ®­êng kÝnh tÝnh to¸n cña d©y dÉn: d = 13,5mm < 15mm th× C = 1,1 - F: DiÖn tÝch bÒ mÆt chÞu giã Trong ®ã: D1: ChiÒu réng ®Ønh cét D2: ChiÒu réng phÇn cét s¸t ®Êt VËy: * Lùc giã t¸c dông lªn d©y ë c¸c ®é cao 10m, 9m, 8m: * Lùc giã lªn cét ®Æt ë träng t©m mÆt cét: Tæng m«men t¸c ®éng lªn tiÕt diÖn cét s¸t ®Êt: Mtt = n.(SMi + 10%SMi) Trong ®ã: n: HÖ sè qu¸ t¶i, tra b¶ng 4 (HÖ thèng cung cÊp ®iÖn, trang 12) ta cã: n = 1,2 Thay sè vµo ta ®­îc: Tæng ngo¹i lùc t¸c ®éng lªn ®Çu cét: (1kg = 9,81N) e) KiÓm tra uèn cét cuèi Cét cuèi lu«n bÞ kÐo vÒ mét phÝa bëi lùc kÐo cña d©y. Lùc kÐo mét d©y lµ: Tæng m«men t¸c ®éng lªn tiÕt diÖn cét s¸t ®Êt: Trong ®ã: n lµ hÖ sè qu¸ t¶i, n = 1,3 Nªn: Quy ®æi m«men tÝnh to¸n vÒ lùc ®Çu cét: Nh­ vËy cét cuèi lµm viÖc kh«ng an toµn nªn ®Æt cho cét cuèi hai d©y nÐo ®Ó t¨ng kh¶ n¨ng chÞu lùc. f) KiÓm tra chèng lËt mãng cét trung gian C«ng thøc kiÓm tra: Víi cét trung gian, hÖ sè an toµn k = 1,5 Tæng lùc t¸c ®éng lªn cét: Víi kÝch th­íc mãng 1x1,2x2m. Trong ®ã: q, q2, k0, C, g: C¸c trÞ sè dïng ®Ó tÝnh mãng ng¾n H, h, d, b: KÝch th­íc cña cét, mãng (trªn h×nh vÏ 10.3) k: HÖ sè an toµn, tra b¶ng 4.13 (HÖ thèng cung cÊp ®iÖn, trang 69), t×m ®­îc k = 1,5 j: Gãc ma s¸t trong ®Êt Tra b¶ng PL5.10 vµ 5.11 (HÖ thèng cung cÊp ®iÖn) víi m«i tr­êng ®Êt sÐt vµ c¸t Èm tù nhiªn ta cã: j = 40; tgj = 0,839; q = 0,467; q2 = 0,218; C = 0,39; g = 14,7 TÝnh ®­îc c¸c trÞ sè F1, F2, F3 vµ En TÝnh F1: Víi H: lµ ®é cao trung b×nh ®Æt c¸c lùc ngang vµo cét. Gåm: - Lùc giã 1673,027N ®Æt t¹i ®é cao 4,506m - Lùc giã ®Æt lªn d©y 529N ®Æt t¹i ®é cao 10m, 9m, 8m Nªn: TÝnh F2: TÝnh F3: TÝnh Q0: + Träng l­îng cét: Bª t«ng cã tû träng lµ 24,5. ThÓ tÝch cét lµ: 0,44 Qc = 0,44.24,5 = 10,78 kN + Träng l­îng mãng: Qm = 1.1,2.2.24,5 = 58,8 kN + Träng l­îng d©y: Qd = g1.3F.l = 36,5.10-3.100.3.70 = 766,5 N = 0,767 kN + Träng l­îng xµ, sø: QX = 0,5 kN + Q0: tæng träng l­îng ®Æt lªn nÒn kÓ c¶ träng l­îng mãng Q0 = Qc + Qm + Qd + Qx = 10,78 + 58,8 + 0,767 + 0,5 = 70,847 kN VËy: KÕt luËn: Mãng lµm viÖc an toµn g) KiÓm tra chèng lËt mãng cuèi C¸c cét trªn ta cho ®Æt d©y nÐo do vËy c¸c d©y nÐo chÞu phÇn lín lùc kÐo v× vËy mãng cét cña lo¹i nµy lµm viÖc rÊt nhÑ nhµng nªn kh«ng cÇn kiÓm tra. 3) ThiÕt kÕ mãng d©y nÐo Mãng d©y nÐo ®­îc chÕ t¹o b»ng bª t«ng cèt thÐp m¸c 200 cã kÝch th­íc 1,0x1,5x0,3m ch«n s©u 2m. D©y nÐo ®­îc lµm b»ng d©y thÐp bÖn cã sgh = 685 N/mm2, cì f14. Cét ®­îc gi÷ b»ng hai d©y nÐo, c¸c d©y nÐo lµm víi mÆt ®Êt gãc 450 vµ t¹o víi nhau gãc 600 a) Ph©n bè lùc trªn d©y nÐo + PhÇn trªn ®· tÝnh ®­îc lùc ®Çu cét cuèi: Ptt = 27803,405 N + Kh¶ n¨ng chèng uèn cña cét kÐp: Pcp = 17658 N + VËy hai d©y nÐo cßn ph¶i chÞu lùc: Ttt = Ptt - Pcp = 27803,405 - 17658 = 10145,405 N ChiÕu xuèng mÆt ph¼ng hai d©y nÐo (gãc b = 450): Tn = 10145,405. = 14347,769 N + Mçi d©y nÐo chÞu mét lùc kÐo lµ: b) KiÓm tra kh¶ n¨ng chèng nhæ cña mãng Víi mãng nÐo: k = 2; T = 8,284 kN Tra b¶ng víi ®Êt sÐt pha c¸t Èm tù nhiªn ®­îc j = 400; h = 0,504; A = 1,704; B = 0,587; g = 14,7; d/h = 1/2 = 0,5 nªn x = 0,62 VËy: NhËn xÐt: KÕt qu¶ tÝnh to¸n cho thÊy mãng lµm viÖc an toµn. c) KiÓm tra kh¶ n¨ng chÞu kÐo cña d©y nÐo f14 Kh¶ n¨ng chÞu kÐo cña d©y thÐp bÖn f14 lµ: VËy chän thÐp bÖn f14 lµm d©y nÐo lµ tho¶ m·n. 10.4 LËp dù to¸n toµn tuyÕn ®­êng d©y - SuÊt gi¸ ®Çu t­ ®­êng d©y ®iÖn ¸p 22 kV d©y trÇn, lo¹i d©y Ac-95 lµ 140.106 ® Nªn: Vèn ®Çu t­ vÒ ®­êng d©y lµ 1,1.140.106 = 154.106 ® - Vèn ®Çu t­ cho TBA ph©n phèi (tr¹m treo trªncét) 320 kVA-22/0,4 kV lµ: 137.106 ® - Vèn ®Çu t­ toµn tuyÕn ®­êng d©y lµ: 154.106 + 137.106 = 291.106 ® NhËn xÐt: §­êng d©y trung ¸p thiÕt kÕ lµ ®¶m b¶o yªu cÇu vÒ cung cÊp ®iÖn, ®¶m b¶o c¸c yÕu tè kü thuËt cña ®­êng d©y.