Đề tài Thiết kế hệ thống điện cho nhà máy cơ khí công nghiệp địa phương

thức : ΔP = (kW)  ; Trong đó : R = ro.l (Ω); n: số đường dây của một pha đi song song ; đối với các cáp cao áp từ TBATG về các trạm biến áp phân xưởng thì Stt = công suất tính toán của phân xưởng màtrạm biến áp cần cung cấp (Stttba) + tổn thất công suất trong các máy biến áp của trạm biến áp (ΔS); Ta có ΔS = Stttba : công suất tính toán trạm biến áp ; ΔQo = ; đối với cáp hạ áp thì Stt là công suất tính toán của phân xưởng mà cáp đó cung cấp điện ; Kết quả được tính ở phần trên được cho trong bảng sau: Bảng 7.12: tổn thất công suất toàn phần trong các trạm biến áp : Tên trạm Số MBA ΔPo (kW) ΔPn (kW) Un (%) Io (%) Stttba (kVA) Sđm (kVA) ΔQo (kVar) ΔS (kVA) B1 2 2,5 9,4 5,5 6,0 1114,36 560 33,6 130,33 B2 2 2,5 9,4 5,5 6,0 1105,44 560 33,6 129,33 B3 2 2,5 9,4 5,5 6,0 953,53 560 33,6 113,39 B4 2 1,9 6,2 5,5 7 521,9 320 22,4 69,26 Bảng 7.13 : tổn thất công suất tác dụng trên các đường cáp phương án 2 : Đường cáp F(mm2) L(m) ro(Ω/km) R(Ω) Stt(kVA) ΔP(kW) TBATG-B1 2(3x16) 137,5 1,47 0,101 1244,69 1,565 TBATG –B2 2(3x16) 250 1,47 0,184 1234,77 2,805 TBATG-B3 2(3x16) 137,5 1,47 0,101 1066,92 1,149 TBATG –B4 2(3x16) 306,25 1,47 0,225 591,16 0,786 B3 - 3 3x70+50 56,25 0,268 0,015 157,77 2,586 B2- 5 2(3x500+500) 81,25 0,0366 0,0015 377,54 1,48 B3- 7 2(3x185+70) 100 0,991 0,0496 249,08 21,31 B4-8 2(3x50+35) 112,5 0,387 0,0218 113,55 1,946 B2-9 2(3x50+35) 168,75 0,387 0,0327 124,06 3,485 Tổng tổn thất công suất tác dụng trên dây dẫn :ΣΔPo = 37,112 kW Xác định tổn thất điện năng trên đường dây : Tổn thất điện năng trên các đường dây được tính theo công thức: ΔAđ = ΣΔPđ.τ Trong đó : τ- thời gian tổn thất công suất lớn nhất , τ = (0,124+ )2.8760 = 3979 h ; do đó ΔAđ = 37,112.3979 = 147668,648 kWh; Øvốn đầu tư mua máy cắt điện trong mạng cao áp của phương án 2 Mạng cao áp trong phương án có điện áp 10 kV từ TBATG đến 4 trạm biến áp phân xưởng ,TBATG có hai phân đoạn thanh góp nhận điện từ hai máy biến áp trong trạm . Với 4 TBA ,mỗi trạm có hai máy biến áp nhận điện trực tiếp từ hai phân đoạn thanh góp qua máy cắt điện đặt ở đầu đường cáp ,vậy trong mạng cao áp của phân xưởng ta sử dụng 8 máy cắt điện cấp điện áp 10 kV cộng thêm 1 máy cắt phân đoạn thanh góp điện áp 10 kV ở TBATG và 2 máy cắt ở phía hạ áp của 2 máy biến áp trong TBATG,tổng cộng là 11 máy cắt. Vốn đầu tư mua máy cắt điện trong phương án 2: Kmc = n.M Trong đó : n- số máy cắt trong mạng cần dùng ; M – giá 1 máy cắt ,M= 12000 USD (10 kV) ; Tỷ giá quy đổi 1 USD = 15,868 . 103 (Đ) M = 12000.15,868,103 = 190,416 .106 (Đ) ; Kmc = 11 . 190,416 . 106 = 2094,6 . 106(Đ) ; Øchi phí tính toán của phương án 2 : Khi tính toán vốn đầu tư xây dựng mạng điện ở đây chỉ tính đến giá thành cáp và máy biến áp khác nhau giữa các phương án ; (K = Kb + Kđ+Kmc) ,những phần giống nhau đã được bỏ qua không xét đến ; .tổn thất điện năng trong các phương án bao gồm tổng tổn thất điện năng trong các trạm biến áp và đường dây : ΔA = ΔAb + ΔAđ, Chi phí tính toán Z2 của phương án 2 : Vốn đầu tư : K2 = Kb + Kđ +Kmc= 760 106 +298,0625 106 +2094,6 106 =3152,6625 106(Đ); tổng tổn thất điện năng trong các trạm biến áp và đường dây: ΔA2 = ΔAb+ΔAđ = 667748,4 + 147668,648 = 815417,048 kWh; Chi phí tính toán : Z2 = (avh + atc) .K2 + c. ΔA2 = ( 0,1+ 0,2) . 3152,6625 106+ 1000. 815417,048 = 1761,215798 106 (Đ) ; C,phương án III: Phương án này sử dụng trạm PPTT nhận điện từ hệ thống về cấp cho các trạm biến áp phân xưởng ,các trạm biến áp hạ điện áp từ 35 kV xuống còn 0,4 kV cung cấp cho các phân xưởng ; Hình 4: sơ đồ phương án 3 ; Từ hệ thống điện B4 B2 B1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 B3 TPPTT Øchọn máy biến áp phân xưởng và xác định tổn thất điện năng ΔA trong các trạm biến áp phân xưởng : Trên cơ sở đã chọn được công suất các máy biến áp ở phần trên ,ta có bảng chọn chi tiết các máy biến áp , Bảng 7.14: kết quả chọn máy biến áp tại các TBA trong phương án 3 ; Tên TBA Sđm (kVA) Uc/Uh (kV) ΔPo (kW) ΔPN (kW) Un (%) Io (%) Số máy đơn giá (106Đ) Thành tiền (106Đ) B1 560 35/0,4 3,35 9,4 6,5 6,5 2 75 150 B2 320 35/0,4 2,3 6,2 6,5 7,5 2 50 100 B3 560 35/0,4 3,35 9,4 6,5 6,5 2 75 150 B4 560 35/0,4 3,35 9,4 6,5 6,5 2 75 150 Tổng vốn đầu tư cho trạm biến áp : KB = 760.106 Đồng Các máy biến áp đều do công ty thiết bị điện ĐÔNG ANH chế tạo nên không cần phải hiệu chỉnh nhiệt độ; Øxác định tổn thất điện năng ΔA trong các TBA: để tính tổn thất trong các trạm biến áp ta sử dụng công thức ΔA = n.ΔPo.To + .ΔPN.()2. τ ; Trong đó : n: số máy biến áp trong trạm làm việc song song ; ΔPo ,ΔPN : là tổn thất công suất không tải và tổn thất công suất ngắn mạch của máy biến áp ; To : thời gian vận hành trong 1 năm = 8760 h ; τ: thời gian tổn thất công suất cực đại ,đối với nhà máy cơ khí công nghiệp địa phương làm việc 3 ca Tmax = 5500h ,do đó : τ = (0,124+)2.8760 = 3979h; Stt,SđmB :là công suất tính toán của TBA, công suất định mức của máy biến áp làm việc trong trạm; Kết quả tính toán ghi trong bảng sau: Bảng7.15: kết quả tính toán tổn thất điện năng trong các TBA của phương án 3; Tên TBA Số máy Stttba (kVA) SđmB (kVA) ΔPo (kW) ΔPN (kW) ΔA (kWh) B1 2 1114,36 560 3,35 9,4 132745,7 B2 2 520,4 320 2,3 6,2 72918 B3 2 1048,28 560 3,35 9,4 124223,54 B4 2 1012,19 560 3,35 9,4 119789 Tổng tổn thất điện năng trong các trạm ΔAb = 449676,24 kWh, .tổn thất công suất công suất trong các trạm biến áp : Ta có ΔS = Stttba : công suất tính toán trạm biến áp cần cung cấp cho phụ tải ; ΔQo = ;kết quả tính toán cho trong bảng sau : Bảng7.16: tổn thất công suất toàn phần trong các trạm biến áp : Tên trạm Số MBA ΔPo (kW) ΔPn (kW) Un (%) Io (%) Stttba (kVA) Sđm (kVA) ΔQo (kVar) ΔS (kVA) B1 2 3,35 9,4 6,5 6,5 1114,36 560 36,4 147,06 B2 2 2,3 6,2 6,5 7,5 520,4 320 24 76,58 B3 2 3,35 9,4 6,5 6,5 1048,28 560 36,4 138,526 B4 2 3,35 9,4 6,5 6,5 1012,19 560 36,4 134,086 Øchọn dây và xác định tổn thất công suất ,tổn thất điện năng trong mạng điện: Chọn cáp từ TPPTTvề các trạm biến áp phân xưởng: Cáp cao áp được chọn theo mật độ kinh tế của dòng điện jkt , đối với nhà máy đang xét làm việc 3 ca , thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax = 5500 h , sử dụng cáp lõi đồng ,ta có j kt = 2,7 (A /mm2), Tiết diện kinh tế của cáp :Fkt = (mm2) Từ TPPTT về các trạm biến áp phân xưởng ta dùng cáp lộ kép nên Imax = ; Dựa vào trị số Fkt tính ra được ,tra bảng lựa chọn tiết diện tiêu chuẩn cáp gần nhất , Kiểm tra tiết diện cáp đã chọn theo điều kiện phát nóng : khc.Icp ≥ Isc chọn cáp từ TPPTT đến B1: Imax = = = 10,4 A; Tiết diện kinh tế của cáp Fkt = = 3,85 (mm2); tra bảng ta chọn cáp có tiết diện gần nhất F = 50 mm2 ,cáp đồng 35 kV ,3 lõi cách điện XLPE ,đai thép ,vỏ PVC do hãng FURUKAWA chế tạo ,Icp = 200 A ; Kiểm tra tiết diện đã chọn theo điều kiện phát nóng: 0,93.200 = 186 > 20,8 A = 2.Imax = 2.10,4 ; 2 XLPE(3X50) Vậy chọn cáp XLPE của hãng FURUKAWA, có tiết diện 50 mm2 , Chọn cáp từ TPPTT đến B2 : Stttba2 = 520,4 kVA ; ΔS = 76,58 kVA; Imax = = 4,924 A ; F = = 1,824 mm2; chọn cáp có tiết diện gần nhất F = 50mm2 do hãng FURUKAWA chế tạo có Icp = 200 A ; Theo điều kiện phát nóng : 0,93.200 = 186 (A) > 9,848(A) = 2.4,924 = 2.Imax ; Vậy ta chọn cáp XLPE của hãng FURUKAWA, 2 XLPE(3X50) có tiết diện 50mm2 , Chọn cáp từ TPPTT đến B3: Stttba3 = 1048,28 kVA; ΔS = 138,526 kVA; Imax = = 9,789 (A); F = = 3,626 (mm2); Ta chọn tiết diện gần nhất F = 50 mm2 do hãng FURUKAWA chế tạo có Icp = 200 A ; Kiểm tra theo điều kiện phát nóng : 0,93.200= 186 (A) > 19,578 (A) = 2,Imax ; Vậy ta chọn cáp 35kV,cách điện XLPE ,đai thép ,vỏ PVC của hãng FURUKAWA, 2XLPE(3X50) có tiết diện 50mm2 , Chọn cáp từ TPPTT đến B4: Stttba4 = 1012,19 kVA ; ΔS = 134,086 kVA ; Imax = = 9,454(A) ; Fkt = = 3,5 mm2; Chọn tiết diện gần nhất F = 50mm2 , do hãng FURUKAWA chế tạo có Icp = 200 A ; Kiểm tra theo điều kiện phát nóng : 0,93.200 = 186 (A) > 18,908 (A) = 2.Imax ; Vậy ta chọn cáp XLPE-35 kV của hãng FURUKAWA, 2XLPE(3X50) có tiết diện 50mm2 , Chọn cáp hạ áp từ trạm biến áp phân xưởng đến các phân xưởng : Tương tự như các phương án trước ta chỉ xét đến các đoạn cáp hạ áp khác nhau giữa các phương án ,các đoạn giống nhau không xét đến trong quá trình so sánh kinh tế giữa các phương án. Cáp hạ áp được chọn theo điều kiện phát nóng cho phép ,đoạn đường cáp ở đây cũng ngắn ,tổn thất điện áp không đáng kể ,nên có thể bỏ qua không kiểm tra lại theo điều kiện Δucp. Phương án III chỉ khác phương án I giữa TPPTT với TBATG do vậy cáp hạ áp giữa chúng là giống hệt nhau ,đồng thời chiều dài cáp cao áp và hạ áp cũng như nhau do đó ta cóthể sử dụng kết quả của phương án 1; Bảng 7.17: kết quả chọn cáp cao áp và hạ áp của phương án 3 : Đường cáp Tiết diện F(mm2) Chiều dài L(m) Ro (Ω/km) R(Ω) Đơn giá (103Đ/m) Thành tiền (103Đ) TPPTT -B1 2(3x50) 137,5 0,494 0,03396 130 35750 TPPTT –B2 2(3x50) 168,75 0,494 0,0417 130 43875 TPPTT -B3 2(3x50) 37,5 0,494 0,0093 130 9750 TPPTT –B4 2(3x50) 312,5 0,494 0,0772 130 81250 B2 - 3 3x70 +50 131,25 0,268 0,035 150 19687,5 B3- 5 2(3x500+500) 112,5 0,0366 0,002 480 108000 B4- 6 2(3x500+500) 75 0,0366 0,0014 480 72000 B2-8 2(3x50+35) 143,75 0,387 0,0278 130 37375 B3-9 2(3x50+35) 375 0,387 0,0726 130 97500 Tổng vốn đầu tư cho đường dây : Kđ =505187,5 103 Đ Xác định tổn thất công suất trên đường dây : Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây được tính theo công thức : ΔP = (kW)  ; Trong đó : R = ro.l (Ω); n: số đường dây của một pha đi song song ; đối với các cáp cao áp từ TPPTT về các trạm biến áp phân xưởng thì Stt = công suất tính toán của phân xưởng màtrạm biến áp cần cung cấp (Stttba) + tổn thất công suất trong các máy biến áp của trạm biến áp (ΔS); Ta có ΔS = Stttba : công suất tính toán trạm biến áp ; ΔQo = ; đối với cáp hạ áp thì Stt là công suất tính toán của phân xưởng mà cáp đó cung cấp điện ; Kết quả tính toán được cho trong bảng sau: Bảng 7.18: tổn thất công suất toàn phần trong các trạm biến áp : Tên trạm Số MBA ΔPo (kW) ΔPn (kW) Un (%) Io (%) Stttba (kVA) Sđm (kVA) ΔQo (kVar) ΔS (kVA) B1 2 3,35 9,4 6,5 6,5 1114,36 560 36,4 147,06 B2 2 2,3 6,2 6,5 7,5 520,4 320 24 76,58 B3 2 3,35 9,4 6,5 6,5 1048,28 560 36,4 138,526 B4 2 3,35 9,4 6,5 6,5 1012,19 560 36,4 134,086 Bảng 7.19 : tổn thất công suất tác dụng trên các đường cáp phương án 3 : Đường cáp F(mm2) L(m) ro(Ω/km) R(Ω) Stt(kVA) ΔP(kW) TPPTT -B1 2(3x50) 137,5 0,494 0,03396 1261,42 0,044 TPPTT –B2 2(3x50) 168,75 0,494 0,0417 596,98 0,012 TPPTT -B3 2(3x50) 37,5 0,494 0,0093 1186,806 0,0107 TPPTT –B4 2(3x50) 312,5 0,494 0,0772 1146,276 0,0828 B2 - 3 3x70 +50 131,25 0,268 0,035 157,77 6,033 B3- 5 2(3x500+500) 112,5 0,0366 0,002 377,54 1,974 B4- 6 2(3x500+500) 75 0,0366 0,0014 408,35 1,617 B2-8 2(3x50+35) 143,75 0,387 0,0278 113,55 2,482 B3-9 2(3x50+35) 375 0,387 0,0726 124,06 7,738 Tổng tổn thất công suất tác dụng trên dây dẫn :ΣΔPo = 19,9935 kW Xác định tổn thất điện năng trên đường dây : Tổn thất điện năng trên các đường dây được tính theo công thức: ΔAđ = ΣΔPđ.τ do đó ΔAđ = 19,9935.3979 = 79554,1365 kWh; Øvốn đầu tư mua máy cắt điện trong mạng cao áp của phương án 3: Mạng cao áp trong phương án có điện áp 35 kV từ TPPTT đến 4 trạm biến áp phân xưởng , TPPTT có hai phân đoạn thanh góp nhận điện từ lộ kép đường dây trên không đưa điện về từ hệ thống . Với 4 TBA ,mỗi trạm có hai máy biến áp nhận điện trực tiếp từ hai phân đoạn thanh góp qua máy cắt điện đặt ở đầu đường cáp ,vậy trong mạng cao áp của phân xưởng ta sử dụng 8 máy cắt điện cấp điện áp 35 kV cộng thêm 1 máy cắt phân đoạn thanh góp điện áp 35 kV ở TPPTT,tổng cộng là 9 máy cắt. Vốn đầu tư mua máy cắt điện trong phương án 3: Kmc = n.M Trong đó : n- số máy cắt trong mạng cần dùng ; M – giá 1 máy cắt ,M= 30000 USD (35 kV) ; Tỷ giá quy đổi 1 USD = 15,868 . 103 (Đ) M = 30000.15,868.103 = 476,04 . 106 (Đ) ; Kmc = 9 . 476,04 . 106 = 4284,36 .106(Đ) ; Øchi phí tính toán của phương án 3 : Khi tính toán vốn đầu tư xây dựng mạng điện ở đây chỉ tính đến giá thành cáp và máy biến áp khác nhau giữa các phương án ; (K = Kb + Kđ+Kmc)những phần giống nhau đã được bỏ qua không xét đến ; Tổn thất điện năng trong các phương án bao gồm tổng tổn thất điện năng trong các trạm biến áp và đường dây : ΔA = ΔAb + ΔAđ, Chi phí tính toán Z3 của phương án 3 : vốn đầu tư : K3 = Kb + Kđ+Kmc = 760 .106 +505,1875 .106+ 4284,36 .106 =5549,5475 .106 (Đ); tổng tổn thất điện năng trong các trạm biến áp và đường dây: ΔA3 = ΔAb+ΔAđ = 449676,24 + 79554,1365 = 529230,3765 kWh; Chi phí tính toán : Z3 = (avh + atc).K3 + c. ΔA1 = ( 0,1+ 0,2) .5549,5475 .106+ 1000.529230,3765 = 2149,094627. 106 (Đ); D,phương án IV: Hình 5 :sơ đồ phương án 4: B4 B3 B2 từ hệ thống đến 8 7 6 5 4 3 1 2 9 phương án này sử dụng TPPTT nhận điện từ hệ thống có cấp điện áp 35 kV cung cấp cho các trạm biến áp phân xưởng hạ cấp điện áp xuống còn 0,4 kV cung cấp cho các phụ tải , Øchọn máy biến áp phân xưởng và xác định tổn thất điện năng ΔA trong các trạm biến áp : bảng7.20 :kết quả chọn các MBA trong các TBA phương án 2 : Tên TBA Sđm (kVA) Uc/Uh (kV) ΔPo (kW) ΔPN (kW) Un (%) Io (%) Số máy Đơn giá (106Đ) Thành tiền (106Đ) B1 560 35/0,4 3,35 9,4 6,5 6,5 2 75 150 B2 560 35/0,4 3,35 9,4 6,5 6,5 2 75 150 B3 560 35/0,4 3,35 9,4 6,5 6,5 2 75 150 B4 320 35/0,4 2,3 6,2 6,5 7,5 2 50 100 tổng vốn đầu tư cho trạm biến áp :Kb = 760 .106 Đ Xác định tổn thất điện năng ΔA trong các trạm biến áp : Tương tự như các phương án trên ,tổn thất điện năng ΔA trong các trạm được tính theo công thức : ΔA = n.ΔPo.To + .ΔPN.()2.τ Kết quả tính trong các trạm được cho trong bảng sau : Bảng 7.21: tổn thất điện năng trong các TBA : Tên TBA Số máy Stttba (kVA) SđmB (kVA) ΔPo (kW) ΔPN (kW) ΔA (kWh) B1 2 1114,36 560 3,35 9,4 132745,7 B2 2 1105,44 560 3,35 9,4 131564,91 B3 2 953,53 560 3,35 9,4 112912,62 B4 2 521,9 320 2,3 6,2 73106,3 Tổng tổn thất điện năng trong các TBA : ΔAb = 450329,53 kWh; Tổn thất công suất công suất trong các trạm biến áp : Ta có ΔS = Stttba : công suất tính toán trạm biến áp cần cung cấp cho phụ tải ; ΔQo = ;kết quả tính toán cho trong bảng sau : Bảng 7.22: tổn thất công suất toàn phần trong các trạm biến áp : Tên trạm Số MBA ΔPo (kW) ΔPn (kW) Un (%) Io (%) Stttba (kVA) Sđm (kVA) ΔQo (kVAr) ΔS (kVA) B1 2 3,35 9,4 6,5 6,5 1114,36 560 36,4 147,06 B2 2 3,35 9,4 6,5 6,5 1105,44 560 36,4 145,88 B3 2 3,35 9,4 6,5 6,5 953,53 560 36,4 127,2 B4 2 2,3 6,2 6,5 7,5 521,9 320 24 76,75 Øchọn dây và xác định tổn thất công suất ,tổn thất điện năng trong mạng điện: Chọn cáp từ TPPTTvề các trạm biến áp phân xưởng: Tương tự như các phương án trên phương án trên ,Cáp cao áp được chọn theo mật độ kinh tế của dòng điện jkt , đối với nhà máy đang xét làm việc 3 ca , thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax = 5500 h , sử dụng cáp lõi đồng ,ta có j kt = 2,7 (A /mm2). Tiết diện kinh tế của cáp :Fkt = (mm2) Từ TPPTT về các trạm biến áp phân xưởng ta dùng cáp lộ kép nên Imax = ; Dựa vào trị số Fkt tính ra được ,tra bảng lựa chọn tiết diện tiêu chuẩn cáp gần nhất , Kiểm tra tiết diện cáp đã chọn theo điều kiện phát nóng : khc.Icp ≥ Isc chọn cáp từ TPPTT đến B1: Imax = = = 10,4 A; Tiết diện kinh tế của cáp Fkt = = 3,85 (mm2); tra bảng ta chọn cáp có tiết diện gần nhất F = 50 mm2 ,cáp đồng 35 kV ,3 lõi cách điện XLPE ,đai thép ,vỏ PVC do hãng FURUKAWA chế tạo ,Icp = 200 A ; Kiểm tra tiết diện đã chọn theo điều kiện phát nóng: 0,93.200= 186 > 20,8 = 2.Imax = 2.10,4 ; 2 XLPE(3X50) Vậy chọn cáp XLPE của hãng FURUKAWA, có tiết diện 50 mm2 , Chọn cáp từ TPPTT đến B2 : Stttba2 = 1105,44 kVA ; ΔS = 145,88 kVA; Imax = = 10,32 A ; F = = 3,82 mm2; chọn cáp có tiết diện gần nhất F = 50 mm2 do hãng FURUKAWA chế tạo có Icp = 200 A ; Theo điều kiện phát nóng : 0,93.200 = 186 (A) > 20,64 (A) = 2.10,32= 2.Imax ; 2 XLPE(3X50) Vậy ta chọn cáp XLPE của hãng FURUKAWA, có tiết diện 50mm2 , Chọn cáp từ TPPTT đến B3: Stttba3 = 953,53 kVA; ΔS = 127,2 kVA; Imax = = 8,9137 (A); F = = 3,3 (mm2); Ta chọn tiết diện gần nhất F = 50mm2 do hãng FURUKAWA chế tạo có Icp = 200 A ; Kiểm tra theo điều kiện phát nóng : 0,93.200 = 186 (A) > 17,8274 (A) = 2.Imax ; 2XLPE(3X50) Vậy ta chọn cáp 35kV,cách điện XLPE ,đai thép ,vỏ PVC của hãng FURUKAWA, có tiết diện 50mm2 , Chọn cáp từ TPPTT đến B4: Stttba4 = 521,9 kVA ; ΔS = 76,75 kVA ; Imax = = 4,9376 (A) ; Fkt = = 1,83 mm2; Chọn tiết diện gần nhất F = 50 mm2 , do hãng FURUKAWA chế tạo có Icp = 200 A ; Kiểm tra theo điều kiện phát nóng : 0,93.200 = 186 (A) > 9,8752 (A) = 2,Imax ; Vậy ta chọn cáp XLPE-35 kV của hãng FURUKAWA, 2XLPE(3X50) có tiết diện 50 mm2 , Chọn cáp hạ áp từ trạm biến áp phân xưởng đến các phân xưởng : Tương tự như các phương án trên , ta chỉ xét đến các đoạn cáp hạ áp khác nhau giữa các phương án ,các đoạn giống nhau không xét đến trong quá trình so sánh kinh tế giữa các phương án . Cáp hạ áp được chọn theo điều kiện phát nóng cho phép ,đoạn đường cáp ở đây cũng ngắn ,tổn thất điện áp không đáng kể ,nên có thể bỏ qua không kiểm tra lại theo điều kiện Δucp. Phương án 4 chỉ khác phương án 2 giữa TPPTT và TBATG do vậy phương án về cáp hạ áp là giống nhau ,chiều dài các đoạn cáp cao áp cũng giống nhau ; Bảng7.23: kết quả chọn cáp cao áp và hạ áp của phương án 4: Đường cáp Tiết diện F(mm2) Chiều dài L(m) Ro (Ω/km) R(Ω) Đơn giá (103Đ/m) Thành tiền (103Đ) TPPTT-B1 2(3x50) 137,5 0,494 0,03396 130 35750 TPPTT –B2 2(3x50) 250 0,494 0,06175 130 65000 TPPTT-B3 2(3x50) 137,5 0,494 0,03396 130 35750 TPPTT –B4 2(3x50) 306,25 0,494 0,0757 130 79625 B3 - 3 3x70+50 56,25 0,268 0,015 150 8437,5 B2- 5 2(3x500+500) 81,25 0,0366 0,0015 480 78000 B3- 7 2(3x185+70) 100 0,991 0,0496 360 72000 B4-8 2(3x50+35) 112,5 0,387 0,0218 130 29250 B2-9 2(3x50+35) 168,75 0,387 0,0327 130 43875 Tổng vốn đầu tư cho đường dây : Kđ = 447687,5 103 Đ Xác định tổn thất công suất trên đường dây : Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây được tính theo công thức : ΔP = (kW)  ; Trong đó : R = ro.l (Ω); n: số đường dây của một pha đi song song ; đối với các cáp cao áp từ TPPTT về các trạm biến áp phân xưởng thì Stt = công suất tính toán của phân xưởng màtrạm biến áp cần cung cấp (Sttpx) + tổn thất công suất trong các máy biến áp của trạm biến áp (ΔS); Ta có ΔS = Stttba : công suất tính toán trạm biến áp ; ΔQo = ; đối với cáp hạ áp thì Stt là công suất tính toán của phân xưởng mà cáp đó cung cấp điện ; Kết quả được tính ở phần trên được cho trong bảng sau: Bảng7.24: tổn thất công suất toàn phần trong các trạm biến áp : Tên trạm Số MBA ΔPo (kW) ΔPn (kW) Un (%) Io (%) Stttba (kVA) Sđm (kVA) ΔQo (kVAr) ΔS (kVA) B1 2 3,35 9,4 6,5 6,5 1114,36 560 36,4 147,06 B2 2 3,35 9,4 6,5 6,5 1105,44 560 36,4 145,88 B3 2 3,35 9,4 6,5 6,5 953,53 560 36,4 127,2 B4 2 2,3 6,2 6,5 7,5 521,9 320 24 76,75 Bảng7.25 : tổn thất công suất tác dụng trên các đường cáp phương án 4 : đường cáp F(mm2) L(m) ro(Ω/km) R(Ω) Stt(kVA) ΔP(kW) TPPTT-B1 2(3x50) 137,5 0,494 0,03396 1261,42 0,044 TPPTT –B2 2(3x50) 250 0,494 0,06175 1251,32 0,0789 TPPTT-B3 2(3x50) 137,5 0,494 0,03396 1080,73 0,0324 TPPTT –B4 2(3x50) 306,25 0,494 0,0757 598,65 0,022 B3 - 3 3x70+50 56,25 0,268 0,015 157,77 2,586 B2- 5 2(3x500+500) 81,25 0,0366 0,0015 377,54 1,48 B3- 7 2(3x185+70) 100 0,991 0,0496 249,08 21,31 B4-8 2(3x50+35) 112,5 0,387 0,0218 113,55 1,946 B2-9 2(3x50+35) 168,75 0,387 0,0327 124,06 3,485 Tổng tổn thất công suất tác dụng trên dây dẫn :ΣΔPo = 30,9843 kW Xác định tổn thất điện năng trên đường dây : Tổn thất điện năng trên các đường dây được tính theo công thức: ΔAđ = ΣΔPđ.τ do đó ΔAđ = 30,9843 .3979 = 123286,5297 kWh; ØVốn đầu tư mua máy cắt điện trong mạng cao áp của phương án 4 mạng cao áp trong phương án có điện áp 35 kV từ TPPTT đến 4 trạm biến áp phân xưởng ,TPPTT có hai phân đoạn thanh góp nhận điện từ lộ kép dây trên không chạy từ hệ thống điện về , với 4 TBA ,mỗi trạm có hai máy biến áp nhận điện trực tiếp từ hai phân đoạn thanh góp qua máy cắt điện đặt ở đầu đường cáp ,vậy trong mạng cao áp của phân xưởng ta sử dụng 8 máy cắt điện cấp điện áp35 kV cộng thêm 1 máy cắt phân đoạn thanh góp điện áp 35 kV ở TPPTT ,tổng cộng là 9 máy cắt , vốn đầu tư mua máy cắt điện trong phương án 4: Kmc = n,M Trong đó : n- số máy cắt trong mạng cần dùng ; M – giá 1 máy cắt ,M= 30000 USD (35 kV) ; Tỷ giá quy đổi 1 USD = 15,868 .103 (Đ) M = 30000.15,868,103 = 476,04.106 (Đ) ; Kmc = 9 . 476,04 106 = 4284,36.106(Đ)  Øchi phí tính toán của phương án 4 : Khi tính toán vốn đầu tư xây dựng mạng điện ở đây chỉ tính đến giá thành cáp và máy biến áp khác nhau giữa các phương án ; (K = Kb + Kđ+Kmc) ,những phần giống nhau đã được bỏ qua không xét đến ; Tổn thất điện năng trong các phương án bao gồm tổng tổn thất điện năng trong các trạm biến áp và đường dây : ΔA = ΔAb + ΔAđ, Chi phí tính toán Z4 của phương án 4 : Vốn đầu tư : K4 = Kb + Kđ +Kmc= 760. 106 + 447,6875.106 +4284,36 .106 =5492,0475.106(Đ); Tổng tổn thất điện năng trong các trạm biến áp và đường dây: ΔA4 = ΔAb+ΔAđ = 450329,53 + 123286,5297 = 573616,0597 kWh; Chi phí tính toán : Z4 = (avh + atc).K4 + c. ΔA4 = ( 0,1+ 0,2) .5492,0475 .106+ 1000.573616,0597 = 2221,23031 .106 (Đ) ; Bảng7.26: tổng hợp chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của các phương án: Phương án Vốn đầu tư (106 Đ) Tổn thất điện năng (kWh) Chi phí tính toán (106 Đ) Phương án 1 3241,6625 767206,74 1739,70549 Phương án 2 3152,6625 815417,048 1761,215798 Phương án 3 5549,5475 529230,3765 2149,094627 Phương án 4 5492,0475 573616,0597 2221,23031 Nhận xét :từ những kết quả tính toán cho trong bảng trên ta thấy phương án 3 và 4 tuy có tổn thất điện năng nhỏ hơn 2 phương án còn lại nhưng 2 phương án 3,4 lại có vốn đầu tư và chi phí tính toán lớn hơn nhiều so với 2 phương án 1,2 do đó ta loại 2 phương án 3,4; Phương án 1 tuy có vốn đầu tư nhiều hơn phương án 2 một ít (2,8 %) nhưng lại có tổn thất điện năng và chi phí tính toán nhỏ hơn do đó về lâu dài trong quá trình vận hành thì phương án 1 kinh tế hơn ;vậy ta chọn phương án 1 làm phương án thiết kế , 7.4 thiết kế chi tiết cho phương án được chọn (dùng TBATG): A,chọn dây dẫn từ hệ thống điện (trạm biến áp trung gian) về trạm biến áp trung gian của nhà máy Đường dây từ hệ thống điện về trạm biến áp trung gian của nhà máy dài 15 km ta dùng đường dây trên không ,dây nhôm lõi thép ,lộ kép ; với mạng cao áp có Tmax lớn ,dây dẫn được chọn theo mật độ dòng điện kinh tế jkt ,tra theo bảng ta được jkt = 1(A/mm2) Dòng điện tính toán chạy trên mỗi dây dẫn : Itt = ; Tổn thất công suất trong trạm trung gian ΔS được tính kết quả cho trong bảng sau: Bảng 7.27 – tổn thất trong trạm trung gian : Tên trạm Số MBA ΔPo (kW) ΔPn (kW) Un (%) Io (%) Stttba (kVA) Sđm (kVA) ΔQo (kVAr) ΔS (kVA) TBATG 2 6,6 20 6,5 5 2945,71 1500 75 341,95 Ittđd = = 27,1 A ; Tiết diện kinh tế : Fkt = = 27,1 (mm2); Ta chọn dây AC có tiết diện gần nhất F = 35 mm2, Icp = 170 A (tra trong sách “lưới điện và hệ thống điện ”của TRần Bách trang 335 bảng 6); kiểm tra theo điều kiện sự cố khi đứt 1 sợi : Isc =2,Imax = 2.27,1 = 54,2 (A) < 170 (A) = Icp ; Dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện sự cố , kiểm tra dây dẫn theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép : Với dây dẫn AC-35,ở cấp điện áp 35 kV ,khoảng cách trung bình D = 3,5 m có các thông số kỹ thuật ro = 0,85 Ω/km , xo = 0,438 Ω/km ; ΔU =  ; ta có : Pttnm = 2259,164 kW ; ΔP = 2. ΔPo + 0,5. ΔPn.(Sttnm/SđmB)2= 51,76 kW; R = L. ro/2 = 15.0,85/2 = 6,375 Qttnm = 1890,344 kVA; ΔQ = 2.ΔQo + 0,5.Un.= 338 kVAr; X= 15.0,438 /2= 3,285 Ω; ΔU =  = 630 V ; ΔU = 630 (V) < 1750 (V) = 5%Uđm Dây dẫn đã cho thoả mãn điều kiện tổn thất điện áp ; Vậy ta chọn dây AC- 35 ; B,tính toán ngắn mạch và lựa chọn các thiết bị điện : Mục đích của tính toán ngắn mạch là kiểm tra điều kiện ổn định động và ổn định nhiệt của thiết bị và dây dẫn được chọn khi có ngắn mạch trong hệ thống ,dòng điện ngắn mạch tính toán để chọn khí cụ điện là dòng ngắn mạch ba pha ,khi tính toán ngắn mạch phía cao áp do không biết cấu trúc cụ thể của hệ thống điện quốc gia nên cho phép tính gần đúng điện kháng của hệ thống điện quốc gia thông qua công suất ngắn mạch về phía hạ áp của trạm biến áp trung gian (của hệ thống ) và coi hệ thống có công suất vô cùng lớn , Hìn