Quy hoạch, cải tạo lưới điện hạ áp xã Văn Môn – Yên Phong – Bắc Ninh

ải : Điểm tải Số 1 12,27 15,97 15,97 0,91 7,26 15,97 + j7,26 Số 2 76,39 88,55 88,55 0,89 45,36 88,55 + j45,36 Số 3 6,85 11,44 11,44 0,91 5,2 11,44 + j5,2 Số 4 5,54 9,68 9,68 0,91 4,4 9,68 + j4,4 Số 5 21,62 40,25 40,25 0,91 18,31 40,25 + j18,3 Số 6 64,94 64,66 64,66 0,85 40,25 64,94 + j38,25 Công suất truyền tải của các đoạn dây : + Đoạn 20- 25: (kVA) + Đoạn 6- 20 (kVA) Đoạn 8a – 17a : S = 64,94 + j38,25 (kVA) Đoạn 8a – 9a-8 : S = 40,25 + j18,3 (kVA) Đoạn 8a – 8a-5 S = 9,68 + j4,4 (kVA) Đoạn 3 - 3c : S = 15,97 + j7,26 (kVA) Đoạn 6 - 8a : S = 114,87 +j 60,95 (kVA) Đoạn 3 - 6 : S = (kVA) Đoạn xt - 3 : S = (kVA) * Theo sơ đồ tính toán của lộ 3 (Mẫn Xá) chúng tôi có thông số kỹ thuật của dây dẫn cho trong bảng 4.2.1 Bảng 4.2.1 : Thông số kỹ thuật của dây dẫn Loại dây A35 A50 A70 Điện trở 0,92 0,64 0,46 0,308 0,297 0,285 * Tính hao tổn điện áp cho lộ dài nhất Xt – 3 - 25 áp dụng công thức 4.2.1 chúng tôi có (V) (V) (V) (V) Vậy tổng công suất truyền tải trên lộ dài nhất (Xt – 3 –25) (V) Vậy hao tổn điện áp của lộ 3 là : Nhận xét : Qua tính toán chúng tôi nhận thấy hao tổn điện áp của trạm BATT xã Văn Môn rất lớn điều đó là do tiết diện dây quá nhỏ và dài (bán kính hoạt động của TBATT lớn hơn 800m) vì điều đó mà lưới điện hiện trạng của xã Văn Môn có tổn thất điện áp lớn . Phần III : Phương án quy hoạch và cải tạo lưới điện xã Văn Môn 3.1. Một số yêu cầu được sử dụng khi đề suất phương án cải tạo lưới điện xã Văn Môn – Yên Phong – Bắc Ninh. * Phải đảm bảo chất lượng điện * Vốn đầu tư phải nhỏ Khi bố trí lưới điện của xã Văn Môn thì các TBA hiện có được giữ lại nếu đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật của công trình, kể cả việc tăng công suất cho trạm, còn các trường hợp không đảm bảo kỹ thuật của công trình cũng như không đáp ứng được nhu cầu gia tăng phụ tải,không đảm bảo được bán kính của trạm,không nằm ở trung tâm tải...thì phải tính đến việc dịch chuyển hay xây dựng thêm TBA mới. Các dường trục và nhánh rẽ nếu không đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật thì cần phải nâng cấp hoặc xây dựng mới hoàn toàn. Có thể sử dụng hỗn hợp đường dây trung áp, hạ áp, đèn đường đi chung một cột nếu có thể. Đối với các MBA tiêu thụ thì tuỳ thuộc vào nguồn trung áp hiện có mà chọn MBA. Các TBA xây dựng mới sử dụng các máy có gam công suất từ 50400kVA Bán kính hoạt động của TBATT: - Nông thôn từ 0.60.8 km Để đề ra được phương án quy hoạch trước hết ta phải phân vùng phụ tải trước Mục đích của việc phân vùng phụ tải nhằm xây dựng cho ta một sơ đồ cung cấp điện hợp lý, chọn số lượng dung lượng MBA, cũng như vị trí trung tâm cấp điện phù hợp với bán kính cung cấp điện của lưới hạ thế (<0.8km ). - Căn cứ vào đặc điểm và khả năng cấp điện của các trung tâm nguồn điện hiện tại và khả năng mở rộng của nguồn cho xã Văn Môn . - Căn cứ vào đặc điểm địa hình, giao thông thực tế của xã. - Căn cứ vào phương hướng phát triển kinh tế xã hội hiện tại và tương lai của xã. * Chúng tôi phân vùng phụ tải của trạm ra như sau : + Vùng I (thôn Quan Đình ). Nằm riêng biệt và số hộ sử dụng điện hiện tại là 339 hộ . + Vùng II (thôn Phù Xá ) Số hộ sử dụng điện là 319 hộ . + Vùng III ( 1 phần của thôn Mẫn Xá) gồm các điểm tải 2 và 3 với tổng số hộ sử dụng điện là 215 hộ . + Vùng IV ( Phần còn lại của thôn Mẫn Xá ) . là các điểm tải 1 , 4, 5, và 6 , với tổng số hộ sử dụng điện là 305 hộ. - Từ kết quả tính toán phụ tải dự báo với trạm 560 kVA – 10 / 0,4 kV đến năm 2010 chúng tôi có công suất tính toán của từng vùng phụ tải như sau: Vùng I: : SI = 200,89 (kVA) Vùng II: SII = 188,34 ( kVA) Vùng III : SIII = 166,52 ( kVA) Vùng IV : SIV = 178,68 ( kVA) 3.2. Chọn dung lượng máy biến áp . - Trên cơ sở của phần dự báo phụ tải của 3 thôn chúng tôi có được công suất tính toán dự báo của 3 thôn đến năm 2010 . Đó chỉ là công suất tính toán của phụ tải , để xác định nhu cầu thực tế ta phải kể thêm tổn thất trên đường dây , tổn thất trong MBA và khả năng phát triển của phụ tải cho những năm sau . Trong tính toán gần đúng tổn thất công suất tác dụng trên mạng điện có thể lấy 20 % và mức gia tăng phụ tải cho những năm dự báo . Khi đó phụ tải tính toán cho vùng phụ tải của 3 thôn trong xã được tính theo biểu thức : Ptt = Pttdb 2010 + 20% . Pttdb 2010 (kW) Qtt = Ptt . tg ( kVAr) Stt = Ptt + j Qtt ( kVA) Trong đó : Ptt : Công suất tác dụng tính toán ( kW). Pttdb 2010 : Công suất tác dụng tính toán theo dự báo ( kW). 20% . Pttdb 2010 : Lượng tổn thất công suất tác dụng và độ phát triển phụ tải cho những năm dự báo . Qtt : Công suất tác dụng phản kháng ( kVAr). Stt : Công suất toàn phần tính toán ( kVA). Cos : Hệ số công suất tính toán . Bảng tỷ lệ công suất tính toán giữa ngày và đêm . < 0,35 0,6 0,85 1,15 1,4 > 1,41 Cos n 0,92 0,88 0,83 0,78 0,76 0,73 Cos đ 0,94 0,91 0,89 0,85 0,8 0,76 Tính cụ thể cho vùng I (Quan Đình). Khi đó ta có : Stt 2010 (I) = Pttdb 2010 + j Qtt 2010 (I) (kVA) . Ptt = Pttdb 2010 + 20% . Pttdb 2010 = 200,89 + ( kW). Qtt = Ptt . tg = 241,07 . 0,48 = 115,71 ( kVAr). Stt = 241,07 + j 115,71 ( kVA). Tính tương tự cho các lộ khác chúng tôi có công suất tính toán thực tế . Stt LộII = 226 + j 101,7 (kVA) . Stt LộIII = 177,84 + j 90,69 (kVA) . Stt LộIV = 209,65 + j 100,63 (kVA) . Stt MX = 343,76 + j 182,19 (kVA) . 3.3. Đề suất phương án quy hoạch và cải tạo lưới điện 3 thôn xã Văn Môn . - Dựa trên cơ sở phân vùng phụ tải và sau khi xem xét đánh giá lưới điện hiện tại chúng tôi thấy bán kính cung cấp điện là quá lớn ( > 800m) và tổn thất trên đường dây rất lớn và sự gia tăng phụ tải dự báo các hộ ra sinh sống , mới ở cuối làng . Chúng tôi đề suất một số phương án cải tạo sau khi đã xem xét và so sánh sơ bộ với nhiều phương án khác nhau . ó Phương án 1 . + Giữ nguyên TBATT 560 kVA – 10 / 0,4 kV cung cấp cho vùng phụ tải I ( thôn Quan Đình ) và vùng phụ tải II ( thôn Phù Xá). + Đặt thêm 1 trạm BATT 320 kVA – 10 / 0,4 kV treo cung cấp cho cả thôn Mẫn Xá ( Gồm vùng III và vùng IV). Tính toán lại tiết diện dây dẫn trên các trục của các lộ để giảm hao tổn trên đường dây Nguồn điện cấp cho trạm mới được lấy từ lộ 971 TBATG Yên phong với chiều dài đường cao áp 10KV phải kéo mới là 0,3 km Và Đường dây kéo mới hạ áp từ TABTT 320 mới về 2 lộ III và lộ IV ( Mẫn Xá) óphương án 2 + Vẫn giữ nguyên trạm BATT 560 kVA cũ cung cấp cho vùng II (thôn Quan Đình ) và vùng III (thôn Mẫn Xá ) . Và tính toán lại tiết diện dây dẫn để đảm bảo giảm hao tổn trên đường dây . + Vùng phụ tải II (thôn Phù Xá ) đặt một trạm BATT II mới dung lượng 180 kVA cũng là trạm treo. Tính lại tiết diện dây dẫn để giảm hao tổn trên đường dây Tính chiều dài đường dây lấy từ lộ 971 đường 10 kV kéo vào trạm BATT II mới phải kéo mới là 0,3 km + Vùng phụ tải IV (thôn Mẫn Xá ) đặt một trạm BATT IV mới với dung lượng là 180 kVA Chiều dài đường dây kéo từ lộ 971 từ trạm BATG Yên Phong với chiều dài dây 10kv là 0,3 km Tính toán lại tiết diện dây dẫn các trục để dảm bảo giảm hao tổn trên đường dây . Vị trí thích hợp nhất cho các phương án được thể hiện ở bản đồ 2 và 3 Vì các trạm có công suất nhỏ nên để giảm giá thàng xây dựng chúng tôi chọn cách đặt trạm mới là trạm treo . 3.4. Tính kỹ thuật của các phương án . 3.4.1. Tổn thất cho phép của lưới hạ áp . ô Phương án 1 . + Xét trạm BATT 560 kVA Văn Môn cung cấp cho 2 thôn theo phương án 1 . Có : Stt = 472,29 ( kVA). Thông số kỹ thuật của máy BATT 560 kVA Văn Môn : Po = 2,5 ( kW). Pk = 9,4 ( kW). U k = 5,5 % I 0 = 6 % . + Tổn thất trong MBA được xác định theo biểu thức : Điện áp ngắn mạch tác dụng : U a % = Pk . = 9,4. = 1,68 %. Điện áp ngắn mạch phản kháng : U p % = = = 5,23 % . Tổn thất điện áp thực tế trong MBA thực tế : U tt % = = = 2,74 %. + Tổn thất từ thanh cái trạm BATG Yên Phong lộ 971 đến đầu vào trạm BATT 560 kVA – 10 /0,4 kV Văn Môn. Sơ đồ nối dây tổng quan của phương án 1 từ TBATG Yên Phong về các TBATT. Mẫn Xá Lộ 971 Đông Thọ Văn Môn TBATG Yên Phong SĐT = 284,87 + j 121,3 ( kVA). SMX = 286,47 + j 146,76 ( kVA). S3 = 307,95 + j 175,76 ( kVA). Utt = Utt = Utt = U 10 % = Từ kết quả trên chúng tôi có bảng sau : Bảng độ lệch điện áp và tổn thất điện áp cho phép của mạng điện như sau : Thành phần thiết bị Mức % phụ tải của MBA 100 % 25 % Thanh cái 10 kV: 5 0 Tổn hao cho phép của mạng 10kV - 2,85 -0,38 MBA hạ áp VMBA UMBA 5 - 2,74 5 - 0,68 Tổn hao cho phép của mạng 0,4kV - 12,18% 0 Độ lệch U tại thụ điệnU% -7,5 +7,5 Độ lệch của thanh cái 10kV hoàn toàn phụ thuộc vào chế độ vận hành của trạm ở chế độ cao . Qua điều tra thức tế chúng tôi thấy khi ở chế độ cao và MBA điều áp dưới tải . Vtc100 = + 5 % , Vtc25 = 0%. + Đối với thanh cái 0,4 kV thì V , V Như vậy tổn thất điện áp cho phép của lưới hạ áp là : Ucp 0,4 = V = 5 + 5 + 7,5 – 2,74 – 2,85 = 12,18 % + Xét trạm BATT mới 1 ( thôn Mẫn Xá) có chiều dài đường cao áp là 0,3 km. Thông số kỹ thuật của MBA mới 1 dung lượng 320 kVA – 10 / 0,4kV: Po = 1,9 ( kW). Pk = 6,2 ( kW). U k = 5,5 % I 0 = 7 % . Tổn thất trong MBA hạ áp được xác định theo biểu thức : Điện áp ngắn mạch tác dụng . Ua % = Pk . Điện áp ngắn mạch phản kháng . Up % = = = 5,15 % Tổn thất điện áp thực tế trong MBA. U tt % = = = 4,2 % Chúng tôi tiến hành tính toán độ lệch điện áp tại điểm đấu . Tổn thất điện áp từ trung gian đến điểm đấu vào lộ 971 TBATG Yên Phong theo phương án 1 có : Utt = 284,76 (V). Vđấu = 5 - - Tổng hao tổn điện áp cho phép đối với đường dây 10 kV và 0,4 kV Ucp = - = 2,15 + 5 + 7,5 – 4,2 = 10,45 % Ta có : Vtc100 = + 5 % : Vtc25 = 0%. Ucp cần được phân phối một cách hợp lý có lợi nhất giữa các cấp điện áp khác nhau . Nó phải được tính toán cụ thể nhưng ở đây chúng tôi tạm thời phân chia Ucp cho mạng điện 10kV là Ucp10 = 2,2% (tổn hao cho phép của mạng 10kV không vượt quá 3%) Bảng : Độ lệch điện áp và UCP của mạng tè điểm đấu vào trạm BATT mới 1. Thành phần thiết bị điện Mức phần % của phụ tải MBA 100% 25% Điểm đấu vào TBATT Vđ đấu 2,15 0,54 Tổn hao cho phép của mạng 10 kV - 2,2 - 0,55 MBA VMBA UMBA 5 - 4,2 5 -1,05 Tổn hao cho phép của mạng 0,4 kV - 8,25 0 Độ lệch tại thụ điện V% -7,5 + 7,5 ô Phương án 2 Sơ đồ nối dây tổng quan của phương án 2 từ TBATG Yên Phong về các TBATT. Văn Môn Đông Thọ Mẫn Xá 2 Phù Xá Lộ 971 SĐT = 284,87 + j 121,3 ( kVA). SMX2 = 148,2 + j 91,85 (kVA) SPX = 171,39 + j 78,09 (kVA) SVM = 289,75 + j 148,44 (kVA) + Tính toán hao tổn điện áp cho TBATT Văn Môn 560-10/0,4kV theo phương án 2. Tính toán tương tự như phương án 1 chúng tôi có bảng độ lệch và hao tổn cho phép của mạng điện như sau: Thành phần thiết bị Mức % phụ tải của MBA 100 % 25 % Thanh cái 10 kV: 5 0 Tổn hao cho phép của mạng 10kV - 2,87 - 0,72 MBA hạ áp VMBA UMBA 5 - 2,53 5 - 0,63 Tổn hao cho phép của mạng 0,4kV - 12,1% 0 Độ lệch U tại thụ điệnU% -7,5 +7,5 + Tính toán hao tổn điện áp cho TBATT mới 1 180 – 10/0,4kV cung cấp cho vùng II (thôn Phù Xá) Tính toán tương tự như phương án 1 chúng tôi có bảng độ lệch và hao tổn cho phép của mạng điện như sau: Thành phần thiết bị điện Mức phần % của phụ tải MBA 100% 25% Điểm đấu vào TBATT Vđ đấu 2,13 0,53 Tổn hao cho phép của mạng 10 kV - 2,25 - 0,56 MBA VMBA UMBA 5 - 4,73 5 - 1,18 Tổn hao cho phép của mạng 0,4 kV - 7,65 0 Độ lệch tại thụ điện V% -7,5 + 7,5 + Tính toán hao tổn điện áp cho TBATT mới 2 180 – 10/0,4kV cung cấp cho vùng IV (thôn Mẫn Xá) Tính toán tương tự như phương án 1 chúng tôi có bảng độ lệch và hao tổn cho phép của mạng điện như sau: Thành phần thiết bị điện Mức phần % của phụ tải MBA 100% 25% Điểm đấu vào TBATT Vđ đấu 2,25 0,56 Tổn hao cho phép của mạng 10 kV - 2,1 - 0,52 MBA VMBA UMBA 5 - 4,64 5 - 1,16 Tổn hao cho phép của mạng 0,4 kV - 8,01 0 Độ lệch tại thụ điện V% -7,5 + 7,5 3.4.2. Tính tiết diện dây dẫn cho các phương án . - Việc lựa chọn tiết diện dây dẫn cũng giữ một vai trò quan trọng cơ bản trong thiết kế hệ thống cung cấp điện . Nếu ta chọn tiết diện dây dẫn quá lớn thì sẽ làm tăng chi phí kim loại màu , không đảm bảo chỉ tiêu kinh tế . Nếu ta chọn tiết diện dây quá nhỏ thì sẽ dẫn đến tình trạng quá tải , khi đó hao tổn công suất , điện năng , hao tổn điện áp sẽ lớn không đảm bảo về mặt kỹ thuật . Vì vậy khi chọn dây dẫn ta phải đảm bảo về mặt chỉ tiêu kinh tế kĩ thuật . Như ta đã biết với mạng điện địa phương , các thiết bị sử dụng điện mắc trực tiếp vào mạng điện hạ áp . Do vậy yêu cầu chất lượng điện của thụ điện phải đảm bảo . Mặt khác , do phụ tải nhiều mà không phải các phụ tải đều đặt thiết bị điều chỉnh điện áp , tổn thất điện áp thường vượt quá giá trị cho phép . Vì vậy chúng tôi chọn tiết diện dây dẫn theo hao tổn điện áp . Nội dung của phương pháp chọn tiết diện dây dẫn theo hao tổn điện áp cho phép . + Việc chọn dây dẫn có tiết diện không đổi suốt chiều dài đường dây , hay tiết diện thay đổi phụ thuộc vào phụ tải phân bố gần hay xa . Nhưng dù phương pháp nào cũng đảm bảo điều kiện kỹ thuật là tổn thất điện áp thức tế nhỏ . - Tính tiết diện dây trung áp theo phương pháp mật độ dòng điện cho phép. . Nội dung phương pháp Tiết diện dây dẫn được tính theo biểu thức: ;mm2 Trong đó: Jkt- là mật độ dòng điện kinh tế, với mạng điện dây nhôm và thép nhôm trần chọn Jkt = 1,1 (A/mm2) Dòng điện truyền tải, được xác định theo biểu thức: ; A S - công suất truyền tải, kVA Un- điện áp định mức trên đường dây, kV Kiểm tra hao tổn điện áp trên đường dây P- công suất tác dụng, kW Q- công suất phản kháng, kVAr r,x- điện trở và điện kháng của đường dây * Xác định tiết diện dây dẫn theo phương án 1. SMX = 286,47 + j 146,76 0,3 km 10 kV - Xác định tiết diện dây dẫn cho đường dây cao áp kéo vào trạm BATT Mẫn Xá mới . Đường dây trung áp 10 kV chúng tôi tính theo mật độ dòng điện cho phép. Dòng điện truyền tải trên đường dây: A Tiết diện dây dẫn mm2 Dựa vào tiết diện tính toán để đảm bảo độ bền cơ học với đường dây 10 kV chúng tôi chọn dây dẫn AC 35 có r0 = 0,85 W/km; x0 = 0,403 W/km; Kiểm tra chất lượng dây dẫn theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép Vậy dây dẫn chọn là đảm bảo. Cải tạo dây dẫn cho các trạm BATT . ó Sơ đồ trạm BATT 560 kVA – 10 / 0,4 kV Văn Môn ( ) (Theo phương án 1 thì trạm cung cấp cho 2 vùng I và II). 15 2 16-6 3 4a7 17b 4a1-1 1 3 xt 17a 11a 4a 5 2 4 15-9 1 Lộ I ( thôn Quan Đình): S1 = 86,51 + j 39,42 ( kVA) S11a - 17a = 37,15 + j 23,02 ( kVA) S 4a - 4a7 = 57,24 + j 26,04 ( kVA) S 4a - 4a 1-1 = 7,97 + j 3,63 ( kVA) S xt - 11a = 148,78 + j 73,81 ( kVA) Lộ II ( thôn Phù Xá): S16 - 16-6 = 50,87 + j 23,15 ( kVA) S15 - 15-9 = 40,82 + j 18,57 ( kVA) S1 - 16 = 200,46 + j 91,21 ( kVA) Cải tạo lộ I ( thôn Quan Đình). + Đoạn 11a – 17a . Tổn thất trên đoạn 11a – 17a: Vậy tổn thất nằm trong giới hạn cho phép nên không phải tính lại tiết diện dây dẫn. Tổn thất điện năng trên đoạn 11a-17a (P, Q là công suất hiện tại sau khi cải tạo ) (kWh)/ năm + Đoạn 4a – 4a-7 Tổn thất trên đoạn 4a – 4a-7: Tổn thất nằm trong giới hạn cho phép nên không cần tính lại tiết diện dây . Tổn thất điện năng trên đoạn 4a – 4a7 (kWh)/ năm + Đoạn 4a – 4a1-1 Tổn thất trên đoạn 4a – 4a1-1: Tổn thất nằm trong giới hạn cho phép nên không cần tính lại tiết diện dây Tổn thất điện năng trên đoạn 4a – 4a1-1 (kWh)/ năm + Đoạn xt – 17b Tổn thất trên đoạn xt- 17b: Vậy tổn thất lớn hơn giá trị cho phép nên tính lại tiết diện dây dẫn. Chọn sơ bộ x0 = 0,25 Tổn thất phản kháng trên đoạn xt- 17b UP = Tổn thất điện áp cho phép : Tổn thất điện áp tác dụng cho phép : Tính lại tiết diện dây dẫn trên đoạn xt- 17b . F = Chọn dây dẫn loại A-120. Có r0 = 0,3 Kiểm tra lại tổn thất : Vậy chọn dây A-120 đảm bảo . Tổn thất điện năng trên đoạn xt – 17b .(P , Q : là công suất tácdụng và công suất phản kháng hiện trạng sau cải tạo). (kWh)/ năm + Đoạn 4a – 11a Tổn thất trên đoạn 4a – 11a: Tổn thất nằm trong giới hạn cho phép nên không cần tính lại tiết diện dây Tổn thất điện năng trên đoạn 4a-11a (kWh)/ năm +Đoạn xt – 4a Tổn thất trên đoạn xt – 4a: Tổn thất nằm trong giới hạn cho phép nên không cần tính lại tiết diện dây Tổn thất điện năng trên đoạn xt - 4a (kWh)/ năm Cải tạo lộ II ( thôn Phù Xá) +Đoạn 16 – 16-6 Tổn thất trên đoạn 16 – 16-6: Tổn thất nằm trong giới hạn cho phép nên không cần tính lại tiết diện dây Tổn thất điện năng trên đoạn 16 -16-6 (P , Q là công suất hiện tại sau khi cải tạo) (kWh)/ năm +Đoạn 15 – 15-9 Tổn thất trên đoạn 15 – 15-9: Tổn thất nằm trong giới hạn cho phép nên không cần tính lại tiết diện dây Tổn thất điện năng trên đoạn 15 – 15-9 (kWh)/ năm +Đoạn 1 – 16 Tổn thất trên đoạn 1- 16: Tổn thất nhỏ hơn giới hạn cho phép nên không phải tính lại tiết diện dây Tổn thất điện năng trên đoạn 1 - 16 (kWh)/ năm ó Sơ đồ trạm BATT 320 kVA - 10 / 0,4 Mẫn Xá mới. () (Theo phương án 1 thì trạm cung cấp cho 2 vùng III và IV của thôn Mẫn Xá). 20 6 25 1 1 6 9a 8a 9a8 xt 3 2 5 4 1 8a5 Công suất truyền tải trên các đoạn . Lộ III ( thôn Mẫn Xá). S 8a-xt = 24,72 + j 11,25 (kVA) S 8a-8a5 = 14,95 + j 6,8 (kVA) S8a-9a8 = 62,09 + j 28,25 (kVA) S1-9a = 101,76 + j 46,3 (kVA) Lộ IV ( thôn Mẫn Xá). S 1 -6 = 136,4 + j 69,88 (kVA) S20-25 = 18,34 + j 8,34 (kVA) Cải tạo lộ IV ( thôn Mẫn Xá). +Đoạn 1 - 6 Tổn thất trên đoạn 1 – 6 : Tổn thất lớn hơn giới hạn cho phép nên tính lại tiết diện dây Chọn sơ bộ x0 = 0,25 Tổn thất phản kháng trên đoạn 1 – 6: UP = Tổn thất điện áp cho phép : Tổn thất điện áp tác dụng cho phép : Tính lại tiết diện dây dẫn trên đoạn 1 - 6 F = Chọn dây dẫn loại A - 95 . Có r0 = 0,33 ; x0 = 0,274 Kiểm tra lại tổn thất : Vậy chọn dây A-95 chưađảm bảo nên tăng dây lên 1 cấp . DâyA- 120 ; có r0 = 0,27 () ; x0 = 0,1() Kiểm tra lại tổn thất : Vậy chọn dây A – 120 là đảm bảo yêu cầu . Tổn thất điện năng trên đoạn 1 – 6 . (P, Q là công suất hiện tại sau khi cải tạo ) (kWh)/ năm +Đoạn 20 - 25 Tổn thất trên đoạn 20 - 25: Tổn thất nằm trong giới hạn cho phép nên không cần tính lại tiết diện dây Tổn thất điện năng trên đoạn 20 – 25 : (kWh)/ năm Cải tạo lộ III ( thôn Mẫn Xá). +Đoạn 1 - 9a Tổn thất trên đoạn 1 - 9a: Tổn thất lớn hơn giới hạn cho phép nên tính lại tiết diện dây Chọn sơ bộ x0 = 0,25 Tổn thất phản kháng trên đoạn 1 - 9a: UP = Tổn thất điện áp cho phép : Tổn thất điện áp tác dụng cho phép : Tính lại tiết diện dây dẫn trên đoạn 20 - 6 F = Chọn dây dẫn loại A - 95 . Có r0 = 0,33 ; x0 = 0,274 Kiểm tra lại tổn thất : Vậy chọn dây A-95 chưa đảm bảo nên tăng dây lên 1 cấp . Chọn dây A- 120 có : r0 = 0,27 () ; x0 = 0,1() Kiểm tra lại tổn thất : Vậy chọn dây A – 120 là đảm bảo yêu cầu . Tổn thất điện năng trên đoạn 1 - 9a . (P, Q là công suất hiện tại sau khi cải tạo ) (kWh)/ năm +Đoạn 8a - 8a5 Tổn thất trên đoạn 8a -8a5 Tổn thất nằm trong giới hạn cho phép nên không cần tính lại tiết diện dây Tổn thất điện năng trên đoạn 8a - 8a5 : (kWh)/ năm +Đoạn 8a - 9a8 Tổn thất trên đoạn 8a - 9a: Tổn thất lớn hơn giới hạn cho phép nên tính lại tiết diện dây Chọn sơ bộ x0 = 0,25 Tổn thất phản kháng trên đoạn 8a - 9a: UP = Tổn thất điện áp cho phép : Tổn thất điện áp tác dụng cho phép : Tính lại tiết diện dây dẫn trên đoạn 8a - 9a F = Chọn dây dẫn loại A - 50 . Có r0 = 0,63 ; x0 = 0,297 Kiểm tra lại tổn thất : Vậy chọn dây A- 50 đảm bảo . Tổn thất điện năng trên đoạn 8a - 9a . (kWh)/ năm +Đoạn 8a - xt Tổn thất trên đoạn 8a -xt Tổn thất nằm trong giới hạn cho phép nên không cần tính lại tiết diện dây Tổn thất điện năng trên đoạn 8a - xt : (kWh)/ năm Bảng kết quả tính toán lựa chon tiết diện dây dẫn theo phương án 1 Đường dây Chiều dài l(m) Ftt (mm2) F chọn A (mm2) (V) (kWh)/ năm Chú thích Trạm 560 kVA VănMôn Lộ I (Quan Đình) - Đoạn xt – 17b 680 132,43 120 45,4 4132,2 CT - Đoạn 11a – 17a 280 70 17,9 2444,4 KCT - Đoạn 4a – 4a-7 280 35 44,29 8526,3 KCT - Đoạn 4a – 4a1-1 60 35 1,32 34,92 KCT - Đoạn 4a – 11a 290 95 30,27 11702,09 KCT - Đoạn xt – 4a 150 95 27,36 1758,22 KCT Lộ II (Phù Xá) - Đoạn 16 – 16-6 245 35 34,44 7187,7 KCT - Đoạn 15 – 15-9 365 50 29,99 9024,01 KCT - Đoạn 1 – 16 545 70 36,12 40216,2 KCT Trạm BATT Mẫn Xá mới Lộ III ( Mẫn Xá) - Đường dây 10 kV 300 16,9 AC-35 - Đoạn 1 – 9a 290 88,68 120 27,01 11145,2 CT - Đoạn 8a – 8a5 200 35 8,26 407,4 KCT - Đoạn 8a – 9a8 250 38,7 50 31,25 6169,2 CT - Đoạn 8a – xt 290 70 11,38 844,18 KCT Lộ IV (Mẫn Xá) - Đoạn 1 - 6 550 81,15 120 28,8 16412,4 CT - Đoạn 20 - 25 200 35 10,13 576,2 KCT * Xác định tiết diện dây dẫn theo phưong án 2. ó Sơ đồ trạm BATT 560 kVA - 10/0,4 kV Văn Môn. ( Theo phương án 2 thì trạm cung cấp cho 2 vùng I và III ). 1 5 4 2 3 1 4 6 5 3 17a 8a xt 17-b 4a 11a 17a 4a1-1 4a7 9a8 8a5 3c Tiết diện dây dẫn của lộ 1 ( Quan Đình) và lộ 2 (Mẫn Xá) tính theo phương án 1 . Có trong bảng kết quả trên. - Xác định tiết diện dây dẫn cho đường dây cao áp kéo vào trạm BATT II 180kVA- 10/0,4 kV thôn Phù Xá mới . Chiều dài đường dây là 0,3 km. SMX = 171,39 + j 78,09 0,3 km 10 kV Xác định tiết diện dây theo phương pháp dòng điện kinh tế cho phép. Nội dung của phương pháp đã trình bày ở phần tính toán tiết diện cho các phương án. Ta có : Dòng điện truyền tải trên đường dây: A Tiết diện dây dẫn mm2 Dựa vào tiết diện tính toán để đảm bảo độ bền cơ học với đường dây 10 kV chúng tôi chọn dây dẫn AC 35 có r0 = 0,85 W/km; x0 = 0,403 W/km; Kiểm tra chất lượng dây dẫn theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép Vậy dây dẫn chọn là đảm bảo. ó Sơ đồ trạm BATT II180 kVA - 10/0,4 kV Phù Xá. ( ) 1 3 2 8 15 15 166 15-9 Công suất truyền tải trên các đoạn : S15-8 = 108,77 + j 48,49 ( kVA) S15-159 = 40,82 + j 18,57 ( kVA) S15-166 = 50,87 + j 23,15 ( kVA) +Đoạn 15 - 8 Tổn thất trên đoạn 15 - 8: Tổn thất lớn hơn giới hạn cho phép nên tính lại tiết diện dây Chọn sơ bộ x0 = 0,35 Tổn thất phản kháng trên đoạn 15 - 8: UP = Tổn thất điện áp cho phép : Tổn thất điện áp tác dụng cho phép : Tính lại tiết diện dây dẫn trên đoạn 15 -8 F = Chọn dây dẫn loại A - 120 . Có r0 = 0,27 ; x0 = 0,1 Kiểm tra lại tổn thất : Vậy chọn dây A- 120 đảm bảo . Tổn thất điện năng trên đoạn 15 - 8 . (P, Q là công suất hiện tại sau khi cải tạo ) (kWh)/ năm +Đoạn 15 – 15-9 Tổn thất trên đoạn 15 – 15-9 Tổn thất lớn hơn giới hạn cho phép nên tính lại tiết diện dây Chọn sơ bộ x0 = 0,35 Tổn thất phản kháng trên đoạn 15 – 15-9: UP = Tổn thất điện áp cho phép : Tổn thất điện áp tác dụng cho phép : Tính lại tiết diện dây dẫn trên đoạn 15 – 15-9 F = Vậy chọn dây A- 70 có : Có r0 = 0,46 ; x0 = 0,315 Kiểm tra lại tổn thất : Vậy chọn dây A- 70 là đảm bảo . Tổn thất điện năng trên đoạn 15 – 15.9 : (kWh)/ năm +Đoạn 15 - 16.8 Tổn thất trên đoạn 15 - 16.8 Tổn thất lớn hơn giới hạn cho phép nên tính lại tiết diện dây Chọn sơ bộ x0 = 0,35 Tổn thất phản kháng trên đoạn 15 – 16-8: UP = Tổn thất điện áp cho phép : Tổn thất điện áp tác dụng cho phép : Tính lại tiết diện dây dẫn trên đoạn 15 -16-8 F = Vậy chọn dây A- 50 có : Có r0 = 0,63 ; x0 = 0,297 Kiểm tra lại tổn thất : Vậy chọn dây A- 50 là đảm bảo . Tổn thất điện năng trên đoạn 15 - 16.8 : (kWh)/ năm ó Sơ đồ trạm BATT IV180 kVA - 10/ 0,4 kV Mẫn Xá. ( ) Vị trí đặt trạm như trạm BATT Mẫn Xá mới 3 2 25 6 20 Tính toán tương tự theo phương án 1 ta có bảng kết quả sau: Bảng kết quả tính toán lựa chon tiết diện dây dẫn theo phương án 2 Đường dây Chiều dài l(m) Ftt (mm2) F chọn A (mm2) (V) (kWh)/ năm Chú thích Trạm 560 kVA VănMôn Lộ I (Quan Đình) - Đoạn xt – 17b 680 132,34 120 45,4 4132,2 CT - Đoạn 11a – 17a 280 70 17,9 2444,4 KCT - Đoạn 4a – 4a7 280 35 44,29 8526,3 KCT - Đoạn 4a – 4a1-1 60 35 1,32 34,92 KCT - Đoạn 4a – 11a 290 95 30,27 11702,09 KCT - Đoạn xt – 4a 150 95 27,36 1758 KCT Lộ III ( Mẫn Xá) - Đoạn 1 – 9a 290 84,7 95 38,96 11145,2 CT - Đoạn 8a – 9a8 250 38,7 50 31,25 407,4 CT - Đoạn 8a – xt 290 70 11,38 6169,2 KCT - Đoạn 8a – 8a5 200 35 8,26 844 KCT Trạm BATTII Phù Xá mới Đường dây 10 kV 300 9,9 AC-35 - Đoạn 15 – 8 275 104 120 24,76 11290 CT - Đoạn 15 – 15-9 365 54,17 70 23,65 9024,01 CT - Đoạn 15 – 16-8 245 43,47 50 25,09 7187,7 CT Trạm BATT MX2 - Đường dây 10 kV 300 9,9 AC-35 - Đoạn 20 – 6 550 77 120 28,8 16412,4 CT - Đoạn 20 – 25 200 35 10,13 576,2 KCT Tổng số đường dây và loại dây phục vụ cho phương án 1 : Mã dây ( A) 120 95 70 50 35 Chiều dài (km ) 1,255 0,25 Dây 10 kV loại AC- 35 = 0,3km Tổng số đường dây và loại dây thanh lý của phương án 1 Mã dây (A) 95 70 50 35 Chiều dài (km) 0,96 0,3 0,54 Tổng số đường dây và loại dây phục vụ cho phương án 2 : Mã dây ( A) 120 95 70 50 35 Chiều dài (km ) 1,23 0,29 0,495 Dây 10 kV loại AC - 35 = 0,6 km Tổng số đường dây và loại dây thanh lý của phương án 2: Mã dây (A) 95 70 50 35 Chiều dài (km) 0,39 0,565 0,42 0,54 Phần IV : Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật kinh tế của các phương án cảI tạo 4.1. Dự toán vốn đầu tư cho phương án 1. - Vốn đầu tư xây dựng đường dây 10kV kéo đến các trạm mới : Mã dây AC 35 Chiều dài (kV) 0,3 Đơn giá 10 6 đ VN /km 73,64 Vậy vốn đầu xây dựng đường dây 10 kV là: VCA1 = 0,3.85,48 = 25,64 .10 6 đVN - Vốn đầu tư xây dựng cho đường dây hạ áp 0,4 kV Mã dây (A) 120 95 70 50 35 Đơn giá 10 6 đ VN / km 67,52 Chiều dài (m) 1,255 Tổng giá : đơn vị 106 đVN 84,74 Vậy tổng vốn đầu tư cho đường dây 0,4 kV là : VHA1 = 84,74.106 đVN - Vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp cho phương án 1: Theo phương án 1 thì phải đặt 1 trạm với dung lượng 320kV- 10 / 0,4 kV Trạm BATT Công suất (kVA) Vốn đầu tư thiết bị (106 đVN) Vốn xây dựng (106 đVN) Vốn đầu tư (106 đVN) Tổng vốn đầu tư TBA (106 đVN) Trạm BATT Mẫn Xá 320 122,54 25,50 148,04 148,04 Vậy vốn đầu tư cho trạm BATT là : VTBA1 = 148,04.106 đVN - Giá trị thanh lý theo phương án 1: Theo thông tin do chi nhánh điện huyện Yên Phong cung cấp của vật liệu thanh lý chỉ còn 30 % giá trị hiện thời . Tiến hành tính thanh lý . Bảng tổng giá trị thanh lý theo phương án 1 : Tên lộ Chiều dài (km) Tiết diện F (A) Đơn giá 106 đVN/km Đơn giá thanh lý Giá trị thanh lý 10 6 đVN 0,96 95 60,24 18,07 17,34 0,3 50 42,8 12,84 3,85 0,54 35 39,5 11,85 6,39 Vậy tổng giá trị thanh lý của phương án 1 : VTL1 = (17,34 + 3,85 + 6,39).10 6 = 27,58.10 6 đVN - Tổng vốn đầu tư cho phương án 1 : V = VCA1 + VHA1 + VTBA1 - VTL1 = (25,64 + 84,74 + 148,04 – 27,58).10 6 đVN. = 230,84.10 6 đVN 4.2. Dự toán vốn đầu tư cho phương án 2. - Vốn đầu tư xây dựng đường dây 10kV theo phương án 2 cung cấp cho 2 trạm BATT 180 KVA - 10 / 0,4kV. Mã dây AC 35 Chiều dài (km) 0,6 Đơn giá 10 6 đ VN /km 67,27 Vậy vốn đầu xây dựng đường dây 10 kV là: VCA2 = 0,6.85,48 = 51,28 .10 6 đVN - Vốn đầu tư xây dựng cho đường dây hạ áp 0,4 kV Mã dây (A) 120 95 70 50 35 Đơn giá 10 6 đ VN / km 67,52 60,24 Chiều dài (m) 1,23 0,29 Tổng giá : đơn vị 106 đVN 83,05 17,45 Vậy tổng vốn đầu tư cho đường dây 0,4 kV là : VHA2 = (83,05 + 17,45).106 =100,5.106 đVN - Vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp cho phương án 2: Theo phương án 2 thì phải đặt 2 trạm với dung lượng 180 kV- 10 / 0,4 kV Trạm BATT Công suất (kVA) Vốn đầu tư thiết bị (106 đVN) Vốn xây dựng (106 đVN) Vốn đầu tư (106 đVN) Tổng vốn đầu tư TBA (106 đVN) Trạm BATT Phù Xá 180 90,95 25,5 116,45 233,49 Trạm BATT Mẫn Xá 2 180 90,95 25,5 116,45 VTBA2 = 233,49.106 đVN - Giá trị thanh lý theo phương án 2: Theo thông tin do chi nhánh điện huyện Yên Phong cung cấp của vật liệu thanh lý chỉ còn 30 % giá trị hiện thời . Tiến hành tính thanh lý . Bảng tổng giá trị thanh lý theo phương án 2 : Tên lộ Chiều dài (km) Tiết diện F (A) Đơn giá 106 đVN/km Đơn giá thanh lý Giá trị thanh lý 10 6 đVN 0,39 95 60,24 18,07 7,05 0,565 70 48,5 14,55 8,22 0,42 50 42,8 12,84 5,4 0,54 35 39,5 11,85 6,40 Vậy tổng giá trị thanh lý của phương án 2 : VTL2 = (7,05 + 8,22 + 5,4+ 6,40).10 6 = 27,07.10 6 đVN - Tổng vốn đầu tư cho phương án 2 : V = VCA2 + VHA2 + VTBA2 - VTL2 = (51,28 + 100,5 + 233,49 – 27,07).10 6 đVN. = 358,2.10 6 đVN Kết luận : Từ hai phương án trên ta thấy tổng chi phí của phương án 2 lớn hơn phương án 1. Phần V lựa chọn các Phương án cung cấp - Có nhiều phương pháp để tính toán so sánh các phương án cung cấp điện. Chúng tôi sử dụng phương pháp xác định chi phí tính toán của các phương án trong 1 năm để chọn phương án tối ưu . Một vắn đề quan trọng so sánh các phương án cung cấp phải kể đến tính chất xã hội và hiệu quả của nó . - Trong các phương án so sánh , phương án có vốn đầu tư nhỏ là phương án kinh tế , nhưng thường phương án nào có vốn đầu tư lớn thì có chi phí vận hành háng năm nhỏ và ngược lại . - Điều kiện để lựa chọn phương án tối ưu là phương án nào có chi phí vận hành hàng năm nhỏ thì phương án đó kinh tế . Z = En .V + C min Trong đó : V : Là tổng vốn đầu tư của phương án . En : Hệ số sử dụng hiệu quả định mức E n = T n : Thời gian thu hồi vốn đầu tư là 5 năm . C: Tổng chi phí hàng năm . C= C+ C+ C+ C C: Chi phí khấu hao trong cung cấp C= .V = T : Tuổi thọ công trình T = 8 năm . C= Chi phí vận hành : C = g.n g : Chi phí định mức cho công nhân giả định . n : Số công nhân vận hành thiết bị điện. Ngoài ra : C= 12.G.m m : Số công nhân giả định G : Tiền lương tháng của công nhân vận hành. C : Chi phí hao tổn điện năng . C = : Tổn thất điện năng . C: Giá thành tổn thất điện năng. C : Chi phí cho phục vụ khác . 5.1. Tổng chi phí chophương án 1. - Tổng chi phí đầu tư : V= 230,84.106 đVN - Các chi phí cho phương án 1. + Chi phí khấu hao : Tính theo phương pháp tỷ lệ bình quân hàng năm. C= .VĐT1 = = 28,85.10 6 đVN + Chi phí vận hành : Ban quản lý gồm 3 người lương tháng là 300.000đ / tháng. C= 3.12.300 000 = 10,8.10 6 đVN. + Chi phí khác : Được tính bằng 20 % C. C= . + Chi phí hao tổn : C= Tổn thất trên đường dây Ađ d1 = 116848,52 (kWh)/năm Tổn thất trong máy biến áp : AMBA1 = 50431,64 (kWh)/năm áp dụng công thức tính tổn hao điện năng trong máy BATT : DABA = DPo.t + DPk.t (kWh) Vậy = 120580,6 + 50431,64 = 171012,24 (kWh) C= 171012,24.650 = 111,15.10 6 đVN (trong đó 650 đ:là giá bán điện ) + Tổng chi phí cho phương án 1 : C= C+ C+ C+ C= (28,85 + 10,8 + 111,15 + 2,16).106 đVN = 152,96.10 6 đVN Chi phí vận hành hàng năm : Z1 = En .VĐT1 + C1 = ().10 6 đVN = 199,13.10 6 đVN 5.2. Tổng chi phí cho phương án 2. . - Tổng chi phí đầu tư : V= 358,2.106 đVN - Các chi phí cho phương án 2. + Chi phí khấu hao : Tính theo phương pháp tỷ lệ bình quân hàng năm. C= .VĐT2 = = 44,77.10 6 đVN + Chi phí vận hành : Ban quản lý gồm 3 người lương tháng là 300.000đ / tháng/người. C= 3.12.300 000 = 10,8.10 6 đVN. + Chi phí khác : Được tính bằng 20 % C. C= đVN + Chi phí hao tổn : C= Tổn thất trên đường dây Ađ d2 = 91654,02 (kWh)/năm Tổn thất trong máy biến áp : AMBA2 = 54494,3 (kWh)/năm Vậy 91654,02 + 54494,3 = 146148,32 (kWh). C= 146148,32.650 = 94,99.10 6 đVN + Tổng chi phí cho phương án 2 : C= C+ C+ C+ C= (94,99 + 2,16 + 10,8 + 44,77).10 6 đ VN = 152,72 .10 6 đVN Chi phí vânh hành hàng năm : Z2 = En .VĐT2 + C2 = ().10 6 đVN = 224,36.10 6 đVN. Kết luận : Từ hai phương án trên khi so sánh chi phí của 2 phương án chúng tôi thấy Z1 < Z2 .Do vậy để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trong những năm tương lai chúng tôi chọn phương án 1 làm phương án cải tạo cho xã Văn Môn. 5.3 : Tính toán lựa chọn thiết bị bảo vệ và đo lường 5.3.1. Chọn aptomat tổng. Trong mạng diện hiện nay xu hướng chung chuyển sang bảo vệ bằng aptômát tuy vốn đầu tư có lớn hơn các thiết bị đóng cắt khác nhưng nó làm việc tin cậy đồng thời cắt cả 3 mạch, thời gian loại trừ sự cố ra khỏi mạch ngắn. */ Điều kiện để lựa chọn aptomát: UđmAT ³ Uđmlđ IđmAT ³ Itt */ Kiểm tra theo khả năng cắt dòng ngắn mạch IcắtđmAT ³ IN Trong đó: UđmAT, Uđmlđ - điện áp định mức của aptômát và của lưới điện IđmAT -dòng định mức của aptômát Itt - dòng tính toán Icđm - dòng cắt định mức của aptômát In - dòng ngắn mạch + Đối với trạm 320 – 10/0,4kV xây mới Để dảm bảo tính chọn lọc trong quá trình bảo vệ nên thường chọn theo công suất Pmax . Ta có Pmax MX = 181,19 (kW). Ta có: Itt1 = Từ ta tính Kết quả chọn aptômat như sau: Sn,kVA Loại Kiểu Iđm, A Uđm ,V Icătđm, kA Số cực 320 A NF400 - CS 350 500 15 3 + Đối với trạm 560 – 10/0,4kV hiện tại Để dảm bảo tính chọn lọc trong quá trình bảo vệ nên thường chọn theo công suất Pmax . Ta có Pmax MX = 197,98 (kW). Ta có: Itt1 = Từ ta tính Kết quả chọn aptômat như sau: Sn,kVA Loại Kiểu Iđm, A Uđm ,V Icătđm, kA Số cực 320 A NF400 - CS 350 500 15 3 Sau khi cải tạo chúng tôi thay aptomat tổng của trạm cũ từ 400A xuống aptomat 350A. - Ta lựa chọn cáp theo phương pháp phát nóng thoả mãn điều kiện sau: Trong đó: Icp - dòng cho phép của 1 cáp Itt - dòng tính toán lựa chọn cáp Kq, Kn - hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ và hệ số hiệu chỉnh số cáp Dòng tính toán lựa chọn cáp là dòng định mức của MBA nên * Với MBA: 320 kVA - 10/0,4 kVA ta có: Itt1 = * Xác định hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ Kq Với dây cáp bọc, nhiệt độ cho phep cap hạ áp: q = 80 Nhiệt độ tiêu chuẩn của không khí: q1 = 250 C Nhiệt độ thực tế lấy: q,1 = 350 C vậy : Kq = ( vì cáp đặt riêng 1 rãnh ) Vậy dòng cho phép của cáp Chọn cáp đồng 4 lõi do Len chế tạo tra phụ lục ta có: chọn cáp có tiết diện 150 mm2 Vậy chọn cáp cho MBA 320 kVA có chiều dài: 10 m có tiết diện: 3M150 + 1M70 5.3.2. Chọn sơ bộ cáp tổng . Ta lựa chọn cáp theo phương pháp phát nóng thoả mãn điều kiện sau: Trong đó: Icp - dòng cho phép của 1 cáp Itt - dòng tính toán lựa chon cáp Kq, Kn - hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ và hệ số hiệu chỉnh số cáp Dòng tính toán lựa chọn cáp là dòng định mức của MBA nên * Với MBA: 320 kVA - 10/0,4 kVA ta có: Itt = , A * Xác định hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ Kq Với dây cáp bọc, nhiệt độ cho phep cap hạ áp: q = 80 Nhiệt độ tiêu chuẩn của không khí: q1 = 250 C Nhiệt độ thực tế lấy: q,1 = 350 C vậy : Kq = ( vì cáp đặt riêng 1 rãnh ) Vậy dòng cho phép của cáp Chọn cáp đồng 4 lõi do Len chế tạo tra bảng ta có: chọn cáp có tiết diện 150 mm2 Vậy chọn cáp cho MBA 320 kVA có chiều dài: 10 m có tiết diện: 3M150 + 1M70 5.3.3. Tính toán ngắn mạch hạ áp . * Sơ đồ tính toán ngắn mạch: - Khi tính ngắn mạch phía hạ áp có thể coi TBA là nguồn tổng trở , ngắn mạch chỉ cần kể từ tổng trở máy biến áp tới điểm cần tính ngắn mạch . Điểm N3 là điểm ngắn mạch trên thanh cái hạ áp của tủ phân phối. *Tổng trở của MBA : (3-19) Rba , Xba là điện trở và điện kháng của MBA * Với MBA: 320kVA-10/0,4kv ta có: DPk = 6,2kW , Un% = 5,5 Thay số vào (3-10), (3-19) ta được : * Tổng trở của cáp đồng PVC (3M150 + 1M70) dài 10 m có: Zc = r0 . x0 + j .x0 . l = r . chọn x0 = (0,08 ¸ 1) /km ; r = 31,5 Wmm2/ km Zc = * Tổng trở áptômát: ZAT =(rtx+r) + j.x = (0,4 + 0,1) + j.0,15 = 0,5 + j 0,15 , m Trong đó: rtx -điện trở tiếp xúc của aptômát 400 A tra bảng r, x - điện trở , điện kháng của cuộn dây bảo vệ quá dòng của aptômát * Vậy tổng trở các phân tử đến điểm ngắn mạch là: * Vậy dòng ngắn mạch 3 pha tại N3 là: - Dòng điện xung kích 3 pha : - Trị số hiệu dụng của dòng điện xung kích : - Dòng ngắn mạch 2 pha phía hạ áp : - Dòng ngắn mạch 1 pha phía hạ áp : (3-23) Trong đó : 0,95- hệ số kể rới sự giảm áp bên sơ cấp của MBA lúc ngắn mạch . r 1S,r oS - điện trở thứ tự thuận và thứ tự không của đường dây hạ áp đối với điểm ngắn mạch . x1S , x0S - Điện kháng thứ tự thuận và thứ tự không . * Ta sử dung cáp ruột đồng : PVC (3M150 +1M70) dài 10 m Ta có : r0S = r0BA + r0C Thành phần thứ tự không r0ba=r1bA=8,7 mW r0C = r1C = 0,17 mW r0S = 8,87 mW Điện kháng thứ tự không chọn X*BA = 0,3 * Điện kháng thứ tự không của cáp : x0C = 2.x1C = 2.0,15 = 0,3 mW Vậy: x0S = 150 + 0,3 =150,3 mW Thay các số liệu trên vào công thức ta có :Dóng ngắn mạch 1 pha phía hạ áp : Từ các tính toán trên ta có bảng kết quả sau: (kVA) Tổng trở () (kA) (kA) (kA) 320 29,64 13,69 13,18 1,78 5.3.4.Lựa chọn và kiểm tra thiết bị. Để cung cấp và truyền tải điện năng đi cho các phụ tải một cách tin cậy và an toàn thì ta phải đặt các thiết bị an toàn các thiết bị phân phối đo lường. Để đảm bảo yêu cầu kỹ thuật và kinh tế thì ta phải tính toán kiểm tra lựa chọn các thiết bị sao cho phù hợp. +.Kiểm tra cáp tổng hạ áp - Kiểm tra theo điều kiện ổn định nhiệt: Chọn , Với dòng ngắn mạch trên thanh cái của MBA 320kVA là Nên với cáp chọn: có Vậy chọn cáp PVC 3M150+1M70 là thoả mãn +.Kiểm tra áptômát tổng Kiểm tra áptômát đã chọn. Các đại lượng Kết quả kiểm tra 1. Điện áp định mức VđmATM = 500 > Vđml = 400 2. Dòng điện định mức (A) IđmATM = 400 > Itt = 313 3. Dòng cắt định mức (kA) Icđm = 15 > IN = 7,79 5.3.5. Chọn thanh cái hạ áp - Chọn thanh cái hạ áp theo ổn định động dòng ngắn mạch và ổn định nhiệt. - Chọn thanh cái bằng đồng môic pha một thanh 40 x 4 Thanh cái được kiểm tra theo điều kiện ổn định nhiệt và ổn định dòng *Kiểm tra theo điều kiện ổn định nhiệt. Điều kiện chọn thanh cái. Đại lượng chọn và kiển tra Điều kiện Dòng phát sáng lâu dài (A) Khả năng ổn định KG/ Khả năng ổn định nhiệt Trong đó : Với thanh bằng đồng ta có : ; chọn S = 40 x 4 = 160 mm2 > Thanh cái được chọn phù hợp với điều kiện ổn định nhiệt. * Kiểm tra theo điều kiện ổn định động . Điều kiện Trong đó : : Là ứng suất cho phép của vật liệu làm thanh dẫn với đồng : Là ứng suất tính toán của dây dẫn được xác định theo công thức : Trong đó : M : Là mô men uốn , giả thiết thanh cái có số nhịp lớn hơn 3 thì : l : Là khoảng cách giữa các sứ của 1 pha : chọn l = 70 cm. Ftt : Là lực tác dụng lên thanh dẫn và được đặt tại trọng tâm của thanh . (6.1) a : là khoảng cách giữa các pha , chọn a = 40 cm Thay số vào công thức (6.1) được : (6.1) W : là mô men chống uốn , giả thiết thanh dẫn được đặt thẳng đứng nên W tính theo : Thay vào công thức có: Vậy 140,26 (kG/cm2) < 1400 (kG/cm2) Vậy chọn thanh cái kích thước 40 x 4 là thoả mãn . 5.3.6. Chọn aptomat cho các lộ . + Đối với trạm 560 – 10/0,4kV hiện tại Lộ I . Lộ II . Vậy chọn aptomat theo lộ có dòng lớn hơn thì lộ kia cũng thoả mãn . Chọn Aptomat như sau : nên chọn Nên chọn Aptomat có  ;  ; Sau khi tính toán chúng tôi thấy aptomat cũ của các lộ vẫn đảm bảo. + Đối với trạm 320 – 10/0,4kV xây mới Lộ III . Lộ IV . Vậy chọn aptomat theo lộ có dòng lớn hơn thì lộ kia cũng thoả mãn . Chọn Aptomat như sau : nên chọn Nên chọn Aptomat có  ; 5.3.7. Chọn thiết bị đo lường . - 1 Đồng hồ vônmet : loại từ điện cấp chính xác 1,5 Thang đo 0500 (V) - 3 ampemet : loại điện từ thang đo 1000 (A) . Cấp chính xác 1,5 . - 1 Công tơ hữu công 3 pha dòng định mức 20 (A). - 3 máy biến dòng có hệ số biến đổi 1000/5 (A). - Các thiết bị khác phục vụ trong trạm . Phần VI Đánh giá một số chỉ tiêu của lưới điện sau cảI tạo 6.1. Hao tổn điện áp của lưới điện . Hao tổn điện áp: DU = DU% = Hao tổn điện áp được xác định đối với các trạm như sau: - TBATT Văn Môn sau cải tạo Hao tổn lớn nhất là lộ 2 của đường trục 1- 16 DU max = 45,6 (V) DU max% = 12% - Trạm BATT 320 kVA – 10 / 0,4 kV Mẫn Xá . Hao tổn lớn nhất là trục 8a – 9a8 . DU max = 31,25 (V) DU max% = 8,22% Nhận xét : Như vậy sau cải tạo lưới điện Văn Môn đã được cải tạo đáng kể Cụ thể là trước cải tạo là 38,9 % đến sau cải tạo là 8,22 %. 6.2. Hao tổn điện năng của mạng điện . Chúng tôi có kết quả hao tổn điện năng của các trạm sau quy hoạch Hao tổn điện năng trên đường dây: DA = DPå. t (kW) Hao tổn điện năng trên đường dây bằng tổng hao tổn điện năng của các đoạn dây trên các lộ của trạm (t = 2910,97 h). Ngoài ra còn hao tổn do mối nối hao tổn qua công tơ. + Hao tổn điện năng của lưới điện sau quy hoạch: DA % = với A = Pmax.T (T = 4660,9h) - Điện năng tiêu thụ của trạm BATT 560 – 10/0,4: A = 197,98.4660,9 = 922764,98 (kWh) - Điện năng tiêu thụ của trạm BATT 320 – 10/0,4: A = 181,19.4660,9 = 844508,47 (kWh) + Hao tổn điện năng trong máy biến áp: DABA = DPo.t + DPk.t (kWh/năm) - Đối với MBATT Văn Môn DABA = 2,5 .8760 +9,4 . = 26316,28 (kWh/năm) - Đối với MBATT Mẫn Xá . DABA = 1,9.8760 + 6,2 . = 24115,36 (kWh/năm) + Hao tổn điện năng trên đường dây: Đối với trạm BATT 560 - 10/0,4kV: (kWh/năm) Đối với trạm BATT 320 - 10/0,4kV: (kWh/năm) Bảng 6.2 Kết quả tính hao tổn điện năng của lưới điện sau quy hoạch Trạm Biến áp DA(kWh) DA (%) Trạm BATT Văn Môn 107610,4 11,66 Trạm BATT Mẫn Xá 59669,76 7,06 Nhận xét: Qua tính toán chúng tôi thấy hao tổn điện năng của lưới điện xã Văn Môn giảm xuống . Kết luận và kiến nghị 1. Kết luận Trong quá trình thực hiện đề tài, do vốn kiến thức còn hạn chế nhưng được sự hướng dẫn tận tình của các thầy cô giáo trong bộ môn Cung cấp khoa Điện - Điện Tử .Trường Đại học sư phạm kỹ thuật Hưng Yên, cùng với sự giúp đỡ của cán bộ chi nhánh điện Yên Phong và sự nỗ lực của bản thân chúng tôi, đặc biệt là sự hướng dẫn tận tình của cô giáo Nguyễn Thị Khánh và thầy Nguyễn Duy Bình , cho đến nay chúng tôi đã hoàn thành đề tài của mình. Đề tài gồm 7 phần: Phần 1 : Đặc điểm kinh tế xã hội của xã Văn Môn. Phần 2 : Đánh giá hiện trạng lưới điện của xã . Phần 3 : Xây dựng các phương án quy hoạch cải tạo lưới điện. Phần 4 : Đánh giá các chỉ tiêu kỹ thuật , kinh tế của các phương án cải tạo. Phần 5 : Lựa chọn các phương án cung cấp . Phần 6 : Đánh giá chỉ tiêu của lưới điện sau cải tạo. Phần 7: Kết luận và đề nghị. Trong phần 1 được sự giúp đỡ của UBND xã Văn Môn, chúng tôi đã thu thập được tương đối đầy đủ tình hình kinh tế, văn hoá, giáo dục và định hướng phát triển của xã đến năm 2010. Đây là yếu tố cơ bản cho phần dự báo phụ tải và quy hoạch cải tạo mạng điện xã Văn Môn. Trong phần 2 chúng tôi tiến hành điều tra các thông tin về đặc điểm nguồn lưới điện và tiến hành đánh giá lưới điện hiện tại của xã Văn Môn, xã hiện tại có 4 MBA cung cấp điện cho nhân dân. Sau khi tính toán đánh giá chúng tôi tiến hành cảI tạo trạm biến áp 560kVA – 10/0,4kV . Sau khi khảo sát và thu thập số liệu chúng tôi được kết qủa là trạm đều ở tình trạng có tổn thất điện áp, tổn thất điện năng và có bán kính hoạt động rất lớn phụ tải trên các pha chưa đối xứng, cần có biện pháp cải tạo lại . Cũng trong phần 2 chúng tôi tiến hành thu thập thông tin của các năm quá khứ để dự báo sự phát triển của phụ tải. Chúng tôi nhận thấy điện năng tiêu thụ qua các năm thay đổi tương đối đều và ổn định. Do vậy chúng tôi chọn phương pháp dự báo phụ tải theo phương pháp ngoại suy tuyến tính sau đó chúng tôi tiến hành tính toán tổng hợp tải cho các điểm tải cụm tải của trạm biến áp 560kVA – 10/0,4 của xã. Phần 3 Trên cơ sở phân vùng phụ tải và căn cứ vào xem xét đánh giá hiện trạng lưới điện của xã chúng tôi đề ra 2 phương án để cải tạo. Sau khi so sánh 2 phương án chúng tôi chọn phương án 1 làm phương án quy hoạch cho xã Văn Môn vì phương án 1 tối ưu hơn. Phần 4 : Đánh giá các chỉ tiêu kỹ thuật , kinh tế của các phương án cải tạo. Phần 5 : Lựa chọn phương án cung cấp . Phần 6 : Đánh giá một số chỉ tiêu của lưới điện sau cải tạo. Chúng tôi nhận thấy đề tài có tính khả thi cao nên có thể áp dụng để quy hoạch và cải tạo mạng điện xã Văn Môn hiện đã rất xuống cấp. 2. kiến nghị Do thời gian thực tập ngắn, khả năng chuyên môn của bản thân còn hạn chế và là lần đầu tiên đi khảo sát thực tế nên chúng tôi không đưa ra thiết kế thi công chi tiết các phương án, đề nghị đề tài sau sẽ thiết kế thi công tiếp. Trong quá trình thực hiện đề tài việc tìm tài liệu tham khảo gặp rất nhiều khó khăn nên đề nghị khoa có thêm phòng tư liệu riêng để cung cấp giáo trình và tài liệu tham khảo cho sinh viên. Cuối cùng chúng tôi xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ tận tình của cô giáo Nguyễn Thị Khánh và thầy Nguyễn Duy Bình cùng các thầy cô giáo trong bộ môn Cung cấp cùng các cán bộ chi nhánh điện Yên Phong đã tạo điều kiện thuận lợi cho chúng tôi thực hiện đề tài này. Nhưng với vốn kiến thức thực, cũng như kinh nghiệm thực tế còn hạn chế nên đề tài đã không tránh khỏi thiếu sót. Kính mong được sự chỉ bảo tận tình của các thầy cô giáo và các bạn đồng nghiệp, đó là bài học bổ ích và thiết thực nhất của giúp tôi nâng cao kiến thức và giúp cho đề tài ngày càng hoàn thiện hơn. Tài liệu tham khảo 1. Nguyễn Văn Phú – Nguyễn Công Hiền – Nguyễn Bội Khê Cung cấp điện – NXB khoa học kỹ thuật , Hà Nội 1999 2. TS Trần Quang Khánh Quy hoạch điện – Giáo trình Trường Đại học Nông Nghiệp I ,Hà Nội 1999 3. Nguyễn Văn Sắc – Nguyễn Ngọc Kính Mạng điện nông nghiệp – Nhà xuất bản giáo dục 1999. 4. Trần Bách Lưới điện và hệ thống điện – NXB khoa học kỹ thuật , Hà Nội 1998. 5. Vũ Hải Thuận An Toàn Điện – NXB khoa học kỹ thuật , Hà Nội 2000. 6. Ngô Hồng Quang Giáo trình cung cấp điện – NXB Giáo dục. 7. TS Trần Quang Khánh Cơ sở cung cấp điện – Trường Đại học Nông Nghiệp I , Hà Nội 2003 Mục lục Lời cảm ơn …………………………………………………………………………2 Lời nói đầu …………………………………………………………………………4 Lời nhận xét của giáo viên …………………………………………………………5 Phần I : Đặc điểm tự nhiên kinh tế xã hội……………………………6 1. Đặc điểm tự nhiên ……………………………………………………………….6 2. Đặc điểm văn hoá xã hội ………………………………………………………..7 3. Đặc điểm kinh tế ………………………………………………………………...7 4. Phương hướng phát triển kinh tế của xã …………………………………………8 Phần ii : Đánh giá hiện trạng lưới điện ……………………………...9 I. Đặc điểm của lưới điện …………………………………………………………9 1.1. Nguồn điện …………………………………………………………………...9 1.2. Lưới điện ……………………………………………………………………...9 1.3. Xây dựng đồ thị phụ tải điển hình …………………………………………..11 1.4. Xác định các tham số của đồ thị phụ tải……………………………………..17 II. Đánh giá lưới điện hiện tại ..............................................................................21 2.1. Tính toán phụ tải ……………………………………………………………..21 2.1.1. Tính toán phụ tải sinh hoạt hiện tại cho lộ 1 ……………………………….22 2.1.2. Tính toán phụ tải sản xuất tiểu thủ công nghiệp hiện tại của lộ 1 …………30 2.1.3. Tính toán phụ tải công cộng hiện tại của lộ 1 ……………………………...34 2.1.4. Tổng hợp phụ tải hiện tại cho lộ 1 ………………………………………...37 2.1.5. Tính toán phụ tải sinh hoạt hiện tại cho lộ 2 ……………………………….40 2.1.6. Tính toán phụ tải sản xuất tiểu thủ công nghiệp hiện tại của lộ 2 …………41 2.1.7. Tính toán phụ tải công cộng hiện tại của lộ 2 ……………………………...41 2.1.8. Tổng hợp phụ tải hiện tại cho lộ 2 ………………………………………...43 2.1.9. Tính toán phụ tải sinh hoạt hiện tại cho lộ 3 …………………………….....44 2.1.10. Tính toán phụ tải sản xuất tiểu thủ công nghiệp hiện tại của lộ 3………...45 2.1.11. Tính toán phụ tải công cộng hiện tại của lộ 3 …………………………….46 2.1.12. Tổng hợp phụ tải hiện tại cho lộ 3………………………………………...47 2.2. Tổng hợp phụ tải …………………………………………………………….48 2.2.1. Tổng hợp phụ tải cho lộ 1 ………………………………………………….49 2.2.2. Tổng hợp phụ tải cho lộ 2 ………………………………………………….50 2.2.3. Tổng hợp phụ tải cho lộ 3 ………………………………………………….51 2.2.4. Tổng hợp phụ tải cho TBATT Văn Môn …………………………………..51 III. Dự báo phụ tải ………………………………………………………………53 3.1. Dự báo phụ tải ……………………………………………………………….53 3.1.1. Mở đầu …………………………………………………………………….53 3.1.2. Các phương pháp dự báo phụ tải …………………………………………...54 3.2. Dự báo phụ tải điện của 3 thôn đến năm 2010 ………………………………56 3.2.1. Dự báo phụ tải sinh hoạt …………………………………………………...56 3.2.2. Dự báo phụ tải sản suất tiểu thủ công nghiệp ……………………………...61 3.2.3. Dự báo phụ tải công cộng ………………………………………………….63 3.2.4. Tổng hợp phụ tải dự báo đến năm 2010…………………………………….66 IV. Đánh giá chất lượng điện trên lưới điện …………………………………...76 4.1. Đánh giá mức độ đối xứng của lưới điện …………………………………….76 4.2. Đánh giá hao tổn điện áp trên lưới điện ……………………………………..80 Phần iii : phương án cảI tạo lưới điện xã văn môn……………...83 3.1. Một số yêu cầu được sử dụng khi đề suất các phương án cải tạo…………….83 3.2. Chọn dung lượng máy biến áp………………………………………………..85 3.3. Đề suất phương án quy hoạch và cải tạo lưới điện 3 thôn xã Văn Môn …….87 3.4. Tính kỹ thuật của các phương án ……………………………………………88 3.4.1. Tổn thất cho phép của lưới điện hạ áp ……………………………………..88 3.4.2. Tính tiết diện dây dẫn cho các phương án …………………………………94 Phần iV: đánh giá chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của các phương án cảI tạo ……………………………………………………......117 4.1. Dự toán vốn đầu tư cho phương án 1 ………………………………………117 4.2. Dự toán vốn đầu tư cho phương án 2 ……………………………………….118 Phần V: Lựa chọn phương án cung cấp…………………………….121 5.1. Tổng chi phí cho phương án 1 ……………………………………………...122 5.2. Tổng chi phí cho phương án 2 ……………………………………………...123 5.3. Tính toán lựa chọn thiết bị bảo vệ và đo lường ……………………………..124 5.3.1. Chọn Aptomat tổng………………………………………………………..124 5.3.2. Chọn sơ bộ cáp tổng………………………………………………………126 5.3.3. Tính toán ngắn mạch hạ áp………………………………………………..127 5.3.4. Lựa chọn và kiểm tra thiết bị hạ áp………………………………………..130 5.3.5. Chọn thanh cái hạ áp………………………………………………………131 5.3.6. Chọn Aptomat cho các lộ………………………………………………….133 5.3.7. Chọn thiết bị đo lường…………………………………………………….134 Phần Vi : đánh giá một số chi tiêu của lưới điện sau cải tạo.. 6.1. Hao tổn điện áp của lưới điện……………………………………………….135 6.2. Hao tổn điện năng của mạng điện ………………………………………….135 Phần vii : kết luận và kiến nghị ……………………………………..138 6.1. Kết luận ……………………………………………………………………..138 6.2. Kiến nghị …………………………………………………………………...139 Tài liệu tham khảo ……………………………………………………...141