Đồ án Thiết kế hệ thống cung cấp điện cho nhà máy sản xuất máy kéo

hương án 1 Ta chọn cáp XPLE của FURUKAWA 2XPLE ( 316 ) + Chọn cáp từ TBATT đến B4: Tương tự như đoạn cáp từ TBATT đến B5 của phương án 1 Ta chọn cáp XPLE của FURUKAWA 2XPLE ( 316 ) + Chọn cáp từ TBATT đến B5: Tương tự như đoạn cáp từ TBATT đến B6 của phương án 1 Ta chọn cáp XPLE của FURUKAWA 2XPLE ( 316 ) + Chọn cáp từ TBATT đến B6: Tương tự như đoạn cáp từ TBATT đến B7 của phương án 1 Ta chọn cáp XPLE của FURUKAWA 2XPLE ( 316 ) + Chọn cáp từ TBATT đến B7: Imax = A Tiết diện kinh tế của cáp: Fkt = Tra PL 4.34 (TL1), lựa chọn tiết diện tiêu chuẩn cáp gần nhất F = 16 mm2, cáp đồng 3 lõi 10 kV cách điện XPLE đai thép, vỏ PVC do hãng FURUKAWA (Nhật) chế tạo có Icp =110 A. Kiểm tra tiết diện cáp đã chọn theo điều kiện phát nóng: 0,93.Icp = 0,93.110 = 102,3 A > Isc = 2.34,29 = 68,59 A Vậy chọn cáp XPLE của FURUKAWA 2XPLE ( 316 ) Chọn cáp hạ áp từ TBAPX đến các phân xưởng: + Chọn cáp từ trạm biến áp B1 đến kho vật liệu: Kho vật liệu được xếp vào hộ tiêu thụ loại III nên dùng cáp lộ đơn để cung cấp điện: Imax = = A Trong rãnh đặt 1 cáp nên k2 = 1 Điều kiện chọn cáp: Icp Imax =127,81 A Chọn cáp đồng hạ áp 4 lõi cách điện PVC do hãng LENS chế tạo có tiết diện (335 + 25) mm2 với Icp = 158 A + Chọn cáp từ trạm biến áp B7 đến phân xưởng sửa chữa cơ khí Phân xưởng sửa chữa cơ khí được xếp vào hộ tiêu thụ loại III nên chỉ cần dùng cáp đơn để cung cấp điện cho phân xưởng: Imax = = A Trong rãnh đặt 1 cáp nên k2 = 1 Điều kiện chọn cáp: Icp Imax = 206,45 A Chọn cáp đồng hạ áp 4 lõi cách điện PVC do hãng LENS chế tạo có tiết diện (370 +35) mm2 với Icp = 246 A + Chọn cáp từ trạm biến áp B7 đến ban quản lý và phòng thiết kế. Ban quản lý và phòng thiết kế được xếp vào hộ tiêu thụ loại III nên chỉ cần dùng cáp đơn để cung cấp điện cho phân xưởng: Imax = = A Trong rãnh đặt 1 cáp nên k2 = 1 Điều kiện chọn cáp: Icp Imax = 182,40 A Chọn cáp đồng hạ áp 4 lõi cách điện PVC do hãng LENS chế tạo có tiết diện (350 +35) mm2 với Icp = 192 A Tổng hợp kết quả chọn cáp của phương án II được ghi trong bảng: Bảng 3.8 – Kết quả chọn cáp cao áp và hạ áp của phương án II: đường cáp F (mm2) l (m) r0 (/km) R () Đơn giá lộ đơn (103đ/m) Thành tiền (103 đ) TBATG-B1 2x(325) 132,62 0,927 0,061 100 26524 TBATG-B2 2x(316) 86,81 1,47 0,064 64 11111,68 TBATG-B3 2x(316) 152,89 1,47 0,112 64 19569,92 TBATG-B4 2x(316) 175,52 1,47 0,129 64 22466,56 TBATG-B5 2x(316) 180,2 1,47 0,132 64 23065,6 TBATG-B6 2x(316) 129,23 1,47 0,095 64 16541,44 TBATG-B7 2x(316) 186,49 1,47 0,137 64 23870,72 B1- 10 335+25 208,18 0,524 0,109 70 14572,6 B7- 6 370+35 150,205 0,268 0,040 140 21028,7 B7- 1 350+35 209,89 0,387 0,081 100 20989 Tổng vốn đầu tư cho đường dây: KD = 199704,2.103 đ - Xác định tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây: Tổn thất trên đoạn cáp TBATT – B1: kW Các đường dây khác cũng được tính tương tự như sau : kW kW kW kW kW kW kW kW kW Bảng 3.9 – Tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây của phương án II. đường cáp F (mm2) l (m) r0 (/km) R () Stt (kVA) (kW) TBATT-B1 2x(325) 132,62 0,927 0,061 1890,12 2,196 TBATT-B2 2x(316) 86,81 1,47 0,064 1165 0,866 TBATT-B3 2x(316) 152,89 1,47 0,112 1621 2,953 TBATT-B4 2x(316) 175,52 1,47 0,129 966 1,204 TBATT-B5 2x(316) 180,2 1,47 0,132 1298 2,231 TBATT-B6 2x(316) 129,23 1,47 0,095 779,23 0,577 TBATT-B7 2x(316) 186,49 1,47 0,137 1188 1,935 B1 – 10 335+25 208,18 0,524 0,109 84,12 5,346 B7 – 6 370+35 150,205 0,268 0,040 135,88 5,147 B7 - 1 350+35 209,89 0,387 0,081 120,08 8,111 Tổng tổn thất công suất tác dụng trên dây dẫn = 30,565 kW Xác định tổn thất điện năng trên các đường dây: kWh Trong đó: - thời gian tổn thất công suất lớn nhất, = 2369 h = 30,565. 2369 =72408,95 kWh 3. Vốn đầu tư mua máy cắt điện trong mạng cao áp của phương án II Đầu vào TBATT sử dụng 2 máy cắt điện cấp 35 kV, TBATT hạ điện áp từ 35 kV xuống 10 kV. Đầu ra của TBATT đặt 2 máy cắt điện cấp 10 kV và 1 máy cắt phân đoạn thanh góp 10 kV. TBATT cung cấp điện cho 7 TBAPX, với mỗi trạm có 2 máy biến áp nhận điện trực tiếp từ 2 phân đoạn thanh góp qua máy cắt điện cấp 10 kV ở đầu đường cáp. Vậy trong mạng cao áp của nhà máy ta sử dụng tất cả 2 máy cắt điện cấp 35 kV và 17 máy cắt điện cấp 10 kV Vốn đầu tư mua máy cắt điện trong mạng cao áp của phương án II: KMC2 = 2.KMC35 + 17.KMC10 = 2.160.106+17.120.106= 2360.106 đ 4. Chi phí tính toán của phương án II: Vốn đầu tư: K2=KB+KD+KMC2=(1930 + 199,704 +2360).106 = 4489,74.106 đ Tổng tổn thất điện năng trong các TBA và đường dây: DA2 = DAB + DAD = 603900,28+72408,95 =676309,24 kWh Chi phí tính toán: Z2 = (avh+atc).K2+c. DA2 Trong đó : avh =0,1 , atc = 1/Ttc =1/5 =0,2 Z2 =(0,1 +0,2). 4489,74.106 + 1000 . 676309,24 =2023,23. 106 đ 3.3.4. Phương án III: Phương án sử dụng TPPTT nhận điện từ hệ thống về cấp điện cho TBAPX. Các trạm biến áp B1, B2, B3, B4, B5, B6 hạ điện áp từ 35 kV xuống 0,4 kV để cung cấp điện cho các phân xưởng. Hình 3.4 – Sơ đồ phương án III 1. Chọn máy biến áp phân xưởng và xác định tổn thất điện năng A trong các trạm biến áp phân xưởng. - Trên cơ sở đã chọn được công suất các máy ở phần trên, ta có bảng kết quả chọn máy biến áp cho các TBAPX do hãng ABB chế tạo: Bảng 3.10 – Kết quả lựa chọn máy biến áp trong các trạm biến áp của PA III Tên TBA Sđm (kVA) Uc/Uh (kV) P0 (kW) PN (kW) Số máy đơn giá (106đ) Thành tiền (106đ) B1 400 35/0,4 0,92 5,75 1 75 75 B2 1000 35/0,4 1,9 13 2 150 300 B3 630 35/0,4 1,3 8,2 2 100 200 B4 1000 35/0,4 1,9 13 2 150 300 B5 500 35/0,4 1,15 7 2 80 160 B6 800 35/0,4 1,52 10,5 2 120 240 B7 400 35/0,4 0,92 5,75 2 75 150 B8 500 35/0,4 1,15 7 2 80 160 Tổng vốn đầu tư cho trạm biến áp: KB = 1585.106 đ - Xác định tổn thất điện năng A trong các trạm biến áp: Tổn thất điện năng trong các trạm biến áp được tính theo công thức: A kWh Ta có : A1 = =17528,72 kWh A2 = 2. =83534,55 kWh A3=2.=55991,02 kWh A4=2. =73793,67 kWh A5 =2. =51098,33 kWh A6=2.=59397,78kWh A7=2.=41965,64kWh A8 = 2.=49119,60 kWh Kết quả tính toán cho trong bảng 3.11. Bảng 3.11 – Tổn thất điện năng trong các TBAPX của phương án III. Tên trạm Số máy Stt (kVA) Sdm (kVA) P0 (kW) PN (kW) A (kWh) B1 1 333,59 400 0,92 5,75 17528,72 B2 2 1806,4 1000 1,9 13 83534,55 B3 2 1165,02 630 1,3 8,2 55991,02 B4 2 1621,88 1000 1,9 13 73793,67 B5 2 966,02 500 1,15 7 51098,33 B6 2 1298,52 800 1,52 10,5 59397,78 B7 2 779,23 400 0,92 5,75 41965,64 B8 2 934,63 500 1,15 7 49119,60 Tổn thất điện năng trong trạm biến áp: AB =432429,33 kWh 2. Chọn dây dẫn và xác định tổn thất công suất, tổn thất điện năng trong mạng điện. - Chọn cáp cao áp từ TPPTT về các TBAPX: tương tự PA I, kết quả cho trong bảng 3.12 - Chọn cáp hạ áp từ TBAPX đến các phân xưởng: tương tự PA I, kết quả cho trong bảng 3.12 Bảng 3.12 – Kết quả chọn cáp cao áp và hạ áp của phương án III: đường cáp F (mm2) l (m) r0 (/km) R () đơn giá lộ đơn (103đ/m) Thành tiền (103 đ) TPPTT-B1 350 354,21 0,494 0,175 280 99178,8 TPPTT-B2 2x(350) 132,62 0,494 0,033 280 74267,2 TPPTT-B3 2x(350) 86,81 0,494 0,021 280 48613,6 TPPTT-B4 2x(350) 152,89 0,494 0,038 280 85618,4 TPPTT-B5 2x(350) 175,52 0,494 0,043 280 98291,2 TPPTT-B6 2x(350) 180,2 0,494 0,045 280 100912 TPPTT-B7 2x(350) 129,23 0,494 0,032 280 72368,8 TPPTT-B8 2x(350) 186,49 0,494 0,046 280 104434,4 B1- 10 335+25 51,37 0,524 0,027 70 3595,9 B6- 6 370+35 159,22 0,268 0,043 140 22290,8 Tổng vốn đầu tư cho đường dây: KD = 709571,1.103 đ - Xác định tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây: Tổn thất trên đoạn cáp TBATT – B1: kW Các đường dây khác cũng được tính tương tự như sau : kW kW kW kW kW kW kW kW kW Kết quả tính toán ghi trong bảng 3.13 Bảng 3.13 – Tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây PA III đường cáp F (mm2) l (m) r0 (/km) R () Stt (kVA) (kW) TPPTT-B1 2x(350) 354,21 0,494 0,175 340,05 0,017 TTTTT-B2 2x(350) 132,62 0,494 0,033 1806,4 0,087 TPPTT-B3 2x(350) 86,81 0,494 0,021 1165,02 0,024 TPPTT-B4 2x(350) 152,89 0,494 0,038 1621,88 0,081 TPPTT-B5 2x(350) 175,52 0,494 0,043 966,02 0,033 TPPTT-B6 2x(350) 180,2 0,494 0,045 1298,52 0,061 TPPTT-B7 2x(350) 129,23 0,494 0,032 779,23 0,016 TPPTT-B8 2x(350) 186,49 0,494 0,046 934,63 0,033 B1 – 10 335+25 51,37 0,524 0,027 84,12 1,319 B6 – 6 370+35 159,22 0,268 0,043 135,88 5,456 Tổng tổn thất công suất tác dụng trên dây dẫn = 7,127 kW - Xác định tổn thất điện năng trên các đường dây: Trong đó: - thời gian tổn thất công suất lớn nhất, = 2369 h = 7,127. 2369 =16883,13 3. Vốn đầu tư mua máy cắt điện trong mạng cao áp của phương án III. Mạng cao áp trong phương án có cấp điện áp 35 kV từ TPPTT đến TBAPX. TPPTT có 2 phân đoạn thanh góp nhận điện từ lộ dây kép của đường dây trên không đưa điện từ hệ thống về. Với 8 TBAPX, trong đó có 7 trạm mỗi trạm có 2 máy biến áp nhận điện trực tiếp từ 2 phân đoạn thanh góp qua máy cắt điện ở đầu đường cáp. Và 1 trạm có 1 máy biến áp Vậy trong mạng cao áp của nhà máy ta sử dụng 15 máy cắt điện cấp 35 kV cộng thêm một máy cắt phân đoạn thanh góp điện áp 35 kV và 2 máy cắt ở cuối đường dây từ TBATG đến TPPTT, tổng cộng là 18 máy cắt điện cấp 35 kV Vốn đầu tư mua máy cắt điện trong mạng cao áp của phương án III: KMC3 = 18.KMC35 = 18.160.106 = 2880.106 (đ) 4. Chi phí tính toán của phương án III: Vốn đầu tư: K3= KB+KD+KMC2=(1585+709,571+2880).106= 5174,571.106 đ Tổng tổn thất điện năng trong các TBA và đường dây: DA3 = DAB + DAD =432429,33 +16883,13 =449312,46 Chi phí tính toán: Z3 = (avh+atc).K3 + c. DA3 Trong đó : avh =0,1 , atc = 1/Ttc =1/5 =0,2 Suy ra Z3 = (0,1 +0,2). 5174,571.106 + 1000. 449312,46 =2001,68.106 đồng 3.3.5. Phương án IV: Phương án sử dụng trạm phân phối trung tâm ( TPPTT ) nhận điện từ hệ thống về cấp điện cho trạm biến áp phân xưởng ( TBAPX ). Các trạm biến áp B1, B2, B3, B4, B5, B6, B7, B8 hạ điện áp từ 35 kV xuống 0,4 kV để cung cấp điện cho các phân xưởng. Hình 3.5 – Sơ đồ phương án IV. 1. Chọn máy biến áp phân xưởng và xác định tổn thất điện năng A trong các trạm biến áp phân xưởng. - Trên cơ sở đã chọn được công suất các máy ở phần trên, ta có bảng kết quả chọn máy biến áp cho các TBAPX do hãng ABB chế tạo: Bảng 3.14 – Kết quả lựa chọn máy biến áp trong các trạm biến áp của PA IV Tên TBA Sđm (kVA) Uc/Uh (kV) P0 (kW) PN (kW) Số máy đơn giá (106đ) Thành tiền (106đ) B1 1000 35/0,4 1,9 1,3 2 150 300 B2 630 35/0,4 1,3 8,2 2 100 200 B3 1000 35/0,4 1,9 1,3 2 150 300 B4 500 35/0,4 1,15 7 2 80 160 B5 800 35/0,4 1,52 10,5 2 120 240 B6 400 35/0,4 9,2 5,75 2 75 150 B7 630 35/0,4 1,3 8,2 2 100 200 Tổng vốn đầu tư cho trạm biến áp: KB = 1550.106 đ - Xác định tổn thất điện năng A trong các trạm biến áp: Ta có : A1=2. =88204,37 kWh A2 = 2. =55989,88 kWh A3 = 2. =73749,73 kWh A4 = 2. =51097,05 kWh A5=2. =59371,14 kWh A6=2.=41965,64kWh A7 = 2. =57247,44 kWh Kết quả được tổng kết trong bảng 3.15 Bảng 3.15 – Kết quả tính toán tổn thất điện năng trong các trạm biến áp của PA IV Tên trạm Số máy Stt (kVA) Sdm (kVA) P0 (kW) PN (kW) A (kWh) B1 2 1890.12 1000 1,9 13 88204,37 B2 2 1165 630 1,3 8,2 55989,88 B3 2 1621 1000 1,9 13 73749,73 B4 2 966 500 1,15 7 51097,05 B5 2 1298 800 1,52 10,5 59371,54 B6 2 779,23 400 0,92 5,75 41965,64 B7 2 1188 630 1.3 8,2 57247,44 Tổn thất điện năng trong trạm biến áp: AB =427625,664 kWh 2. Chọn dây dẫn và xác định tổn thất công suất, tổn thất điện năng trong mạng điện. - Chọn cáp cao áp từ TPPTT về các TBAPX: tương tự như phương án 2 kết quả cho trong bảng 3.16 - Chọn cáp hạ áp từ TBAPX đến các phân xưởng: tương tự như phương án 2 kết quả cho trong bảng 3.16 Bảng 3.16 – Kết quả chọn cáp cao áp và hạ áp của phương án IV: đường cáp F (mm2) l (m) r0 (/km) R () đơn giá lộ đơn (103đ/m) Thành tiền (103 đ) TPPTT-B1 350 132,62 0,494 0,033 280 74267,2 TPPTT-B2 350 86,81 0,494 0,021 280 48613,6 TPPTT-B3 350 152,89 0,494 0,038 280 85618,4 TPPTT-B4 350 175,52 0,494 0,043 280 98291,2 TPPTT-B5 350 180,2 0,494 0,045 280 100912 TPPTT-B6 350 129,23 0,494 0,032 280 72368,8 TPPTT-B7 350 186,49 0,494 0,046 280 104434,4 B1- 10 335+25 208,18 0,524 0,109 70 14572,6 B7- 6 370+35 150,205 0,268 0,040 140 21028,7 B7- 1 350+35 209,89 0,387 0,081 100 20989 Tổng vốn đầu tư cho đường dây: KD = 641095,9.103 đ - Xác định tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây: Tổn thất trên đoạn cáp TBATT – B1: kW Các đường dây khác cũng được tính tương tự như sau : kW kW kW kW kW kW kW kW kW Kết quả tính toán được ghi trong bảng 3.17. Bảng 3.17 – Tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây của PA IV đường cáp F (mm2) l (m) r0 (/km) R () Stt (kVA) (kW) TPPTT-B1 350 132,62 0,494 0,033 1890,12 0,096 TPPTT-B2 350 86,81 0,494 0,021 1165 0,024 TPPTT-B3 350 152,89 0,494 0,038 1621 0,081 TPPTT-B4 350 175,52 0,494 0,043 966 0,033 TPPTT-B5 350 180,2 0,494 0,045 1298 0,061 TPPTT-B6 350 129,23 0,494 0,032 779,23 0,016 TPPTT-B7 350 186,49 0,494 0,046 1188 0,053 B1 – 10 335+25 208,18 0,524 0,109 84,12 5,346 B7 – 6 370+35 150,205 0,268 0,040 135,88 5,147 B7 - 1 350+35 209,89 0,387 0,081 120,08 8,111 Tổng tổn thất công suất tác dụng trên dây dẫn = 18,97 kW - Xác định tổn thất điện năng trên các đường dây: Trong đó: - thời gian tổn thất công suất lớn nhất, = 2369 h = 18,97. 2369 =44933,39 3. Vốn đầu tư mua máy cắt điện trong mạng cao áp của phương án IV. Mạng cao áp trong phương án có cấp điện áp 35 kV từ TPPTT đến TBAPX. TPPTT có 2 phân đoạn thanh góp nhận điện từ lộ dây kép của đường dây trên không đưa điện từ hệ thống về. Với 7 TBAPX, mỗi trạm có 2 máy biến áp nhận điện trực tiếp từ 2 phân đoạn thanh góp qua máy cắt điện ở đầu đường cáp. Vậy trong mạng cao ap của nhà máy ta sử dụng 14 máy cắt điện cấp 35 kV cộng thêm 1 máy cắt phân đoạn thanh góp điện áp 35 kV và 2 máy cắt ở cuối đường dây từ TBATG đến TPPTT, tổng cộng là 17 máy cắt điện cấp 35 kV Vốn đầu tư mua máy cắt điện trong mạng cao áp của phương án IV: KMC4 = 17.KMC35 = 17.160.106 = 2720.106 (đ) 4. Chi phí tính toán của phương án IV: Vốn đầu tư: K4=KB + KD+KMC4=(1550+641,096+2720).106= 4911,1.106 đ Tổng tổn thất điện năng trong các TBA và đường dây: DA4 =DAB + DAD =427625,664 + 44933,39 =472559,056 Chi phí tính toán: Z4 = (avh+atc).K4 + c. DA4 Trong đó : avh =0,1. atc = 1/Ttc =1/5 =0,2. Suy ra Z4 = (0,1 +0,2). 4911,1.106 + 1000. 472559,056 =1945,89.106 đ Bảng 3.18 – 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 I 4726,71 650756,013 2076,53 Phương án II 4489,74 676309,24 2023,23 Phương án III 5174,57 449312,46 2001,68 Phương án IV 4911,1 472559,056 1945,89 Nhận xét: Từ những kết quả tính toán cho thấy phương án I và phương án II đều có chi phí tính toán và tổn thất điện năng lớn hơn phương án III và phương án IV. Phương án III và phương án IV tương đương nhau về mặt kinh tế do có chi phí tính toán chênh nhau không đáng kể ( 5% ), vốn đầu tư mua máy biến áp và cáp, cũng xấp xỉ nhau. Do đó ta tính theo phương pháp hàm Ttc . Ta có > Ttc =5 năm do đó ta chọn phương án có vốn đầu tư nhỏ làm phương án tối ưu.đó là phương án IV §3.4. THIẾT KẾ CHI TIẾT CHO PHƯƠNG ÁN ĐƯỢC CHỌN: Giới thiệu phương án Phương án sử dụng trạm phân phối trung tâm ( TPPTT ) nhận điện từ hệ thống về cấp điện cho trạm biến áp phân xưởng ( TBAPX ). Các trạm biến áp B1, B2, B3, B4, B5, B6, B7, hạ điện áp từ 35 kV xuống 0,4 kV để cung cấp điện cho các phân xưởng. Hình 3.6 - Phương án được chọn thiết kế. 3.4.1. Chọn dây dẫn từ trạm biến áp trung gian về trạm phân phối trung tâm: Đường dây cung cấp từ trạm biến áp trung gian đến trạm phân phối trung tâm của nhà máy 6 km sử dụng 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 5 ( trang 294, TL1 ) dây dẫn AC, có thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax = 3960 h ta có: jkt = 1,1 A/mm2 Dòng điện tính toán chạy trên mỗi dây dẫn: A Tiết diện kinh tế: Chọn dây dẫn AC tiết diện 50 mm2. Tra PL 4.12 (TL1) với dây AC – 50 có Icp = 220 (A). Kiểm tra lại tiết diện dây dẫn theo điều kiện sự cố: đứt một dây Isc = 2.Ittnm = 2.58,32 = 116,64 (A) < Icp = 220 (A) Dây 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 – 50 có khoảng cách trung bình hình học Dtb =2 m, tra PL4.6 ( TL1) có r0 = 0,65 /km ; x0 = 0,392 /km V 5%. Uđm = kV Vậy dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện tổn thất điện áp cho phép. Vậy chọn dây dẫn AC – 50 cho đường dây từ hệ thống về trạm PPTT. Bảng 3.19 – thông số các máy biến áp trong trạm của nhà máy. Tên trạm Số máy Stt (kVA) Sdm (kVA) P0 (kW) PN (kW) A (kWh) B1 2 1890.12 1000 1,9 13 88299,97 B2 2 1165 630 1,3 8,2 55989,88 B3 2 1621 1000 1,9 13 73749,73 B4 2 966 500 1,15 7 51097,05 B5 2 1298 800 1,52 10,5 59371,54 B6 2 779,23 400 0,92 5,75 41965,64 B7 2 1188 630 1,3 8,2 57314,28 3.4.2. Sơ đồ trạm phân phối trung tâm: Nhà máy sản xuất máy kéo được xếp vào hộ tiêu thụ loại I, do tính chất quan trọng của nhà máy nên trạm phân phối được cung cấp bởi hai đường dây với hệ thống 1 thanh góp có phân đoạn, liên lạc giữa hai phân đoạn của thanh góp bằng máy cắt hợp bộ. Trên mỗi phân đoạn thanh góp đặt một máy biến áp đo lường ba pha năm trụ có cuộn tam giác hở báo chạm đất một pha trên cáp 35 kV. Để chống sét từ đường dây truyền vào trạm đặt chống sét van trên các phân đoạn thanh góp. Máy biến dòng được đặt trên tất cả các lộ vào ra của trạm có tác dụng biến đổi dòng điện lớn (sơ cấp) thành dòng điện 5A để cung cấp cho các dụng cụ đo lường và bảo vệ. Chọn dùng các tủ hợp bộ của hãng Siemens, máy cắt loại 8DC11, cách điện bằng SF6, không cần bảo trì. Hệ thống thanh góp đặt sẵn trong tủ có dòng định mức 1250 A. Bảng 3.20 – Thông số máy cắt đặt tại TPPTT Loại MC Cách điện Iđm ( A ) Uđm ( kV ) Icắt N3S (kA) IcắtNmax (kA) 8DC11 SF6 1250 36 25 63 Toàn trạm phân phối trung tâm có 19 phần tử. Trong đó có: - 2 tủ máy cắt đầu vào - 2 tủ BU và chống sét van - 1 tủ máy cắt phân đoạn - 14 tủ máy cắt đầu ra Hình 3.7 và 3.8 sơ đồ trạm phân phối trung tâm. 3.4.3. Sơ đồ trạm biến áp phân xưởng: Trạm biến áp phân xưởng làm nhiệm vụ biến đổi điện áp 35 kV của mạng phân phối thành điện áp 380/220V cung cấp cho mạng phân xưởng. Vì các trạm biến áp phân xưởng đặt rất gần trạm phân phối trung tâm nên phía cao áp chỉ cần đặt dao cách ly và cầu chì. Dao cách ly dùng để cách ly máy biến áp khi cần sửa chữa. Cầu chì dùng để bảo vệ quá tải và ngắn mạch cho máy biến áp. Phía hạ áp đặt áptômát tổng và các áptômát nhánh, thanh cái hạ áp được phân đoạn bằng áptômát phân đoạn. Với trạm 2 máy biến áp gồm có 7 tủ: 2 tủ đầu vào phía cao áp (8DA10), 2 tủ áptômát tổng, 1 tủ áptômát phân đoạn, 2 tủ áptômát nhánh. Tủ đầu vào 35 kV có dao cách ly 3 vị trí, cách điện bằng SF6, không phải bảo trì, loại 8DA10 do Siemens chế tạo. Bảng 3.21 – thông số kỹ thuật của tủ cao áp. Loại tủ Cách điện Iđm (A) Uđm (kV) Icắt N3s (kA) IcắtNmax (kA) 8DA10 SF6 2500 36 40 110 3.4.4. Tính toán ngắn mạch và lựa chọn các thiết bị điện: 1. Tính toán ngắn mạch phía cao áp: Mục đích tính toán ngắn mạch là kiểm tra điều kiện ổn định động và ổn định nhiệt của cá thiết bị và dây dẫn được chọn khi có ngắn mạch trong hệ thống. Các dạng ngắn mạch thường xảy ra trong hệ thống cung cấp điện là ngắn mạch 2 pha, 3 pha và một pha chạm đất. Trong đó ngắn mạch 3 pha là nghiêm trọng nhất vì vậy 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 và coi hệ thống có công suất vô cùng lớn. Để lựa chọn, kiểm tra dây dẫn và các khí cụ điện cần tính toán 8 điểm ngắn mạch sau: N - Điểm ngắn mạch trên thanh cái trạm phân phối trung tâm để kiểm tra máy cắt và thanh góp. N1, N2, N3, N4, N5, N6,N7 - Điểm ngắn mạch phía cao áp các trạm biến áp phân xưởng để kiểm tra cáp và thiết bị cao áp trong các trạm. Điện kháng của hệ thống được tính theo công thức sau: ( 3-18 ) Trong đó: SN – công suất ngắn mạch về phía hạ áp của mba trung gian U–điện áp trung bình của đường dây,U=Utb=1,05.Uđm=1,05.35= 36,75 kV. Điện trở và điện kháng của đường dây: R = ( 3-19 ) X = ( 3-20 ) Trong đó: r0, x0 - điện trở và điện kháng trên 1 km dây dẫn , l – chiều dài đường dây . Do ngắn mạch xa nguồn nên dòng ngắn mạch siêu quá độ I” bằng dòng ngắn mạch ổn định I, nên có thể viết: IN = I” = I = ( 3-21 ) Trong đó: ZN – tổng trở từ hệ thống điện đến điểm ngắn mạch thứ i U - điện áp trung bình của đường dây. Trị số dòng ngắn mạch xung kích được tính theo biểu thức: ixk = 1,8..IN ( 3-22 ) Hình 3.12 – Sơ đồ nguyên lý và thay thế tính ngắn mạch phía cao áp. Bảng 3.22. – Thông số của đường dây trên không và cáp Đường cáp F (mm2) l (m) r0 () x0 () X () R () TPPTT-B1 350 132,62 0,494 0,137 0,0182 0,0655 TPPTT-B2 350 86,81 0,494 0,137 0,0119 0,0429 TPPTT-B3 350 152,89 0,494 0,137 0,0209 0,0755 TPPTT-B4 350 175,52 0,494 0,137 0,0240 0,0867 TPPTT-B5 350 180,2 0,494 0,137 0,0247 0,0890 TPPTT-B6 350 129,23 0,494 0,137 0,0177 0,0638 TPPTT-B7 350 186,49 0,494 0,137 0,0255 0,0921 TBATG - TPPTT 350 6000 0,65 0,392 1,176 1,95 Tính điểm ngắn mạch N tại thanh góp trạm phân phối trung tâm: = R = Rdd = 1,95 X = Xdd + XHT = 1,176 + 0,6188 =1,7948 IN = = kA ixk = 1,8..IN = 1,8. . =20,38 kA Tính điểm ngắn mạch N1 tại thanh cái trạm biến áp phân xưởng B1: = R = Rdd + Rc1 = 1,95 + 0,0655 = 2,0155 X = Xdd + XHT + Xc1 =1,176 + 0,6188 + 0,0182 = 1,813 IN1 = = kA ixk1 = 1,8..IN1 = 1,8. .7,827 =19,924 kA Tương tự đối với các điểm ngắn mạch khác, ta có kết quả tính ngắn mạch : Bảng 3.23 – Kết quả tính toán ngắn mạch. Điểm ngắn mạch IN ( kA ) ixk ( kA ) N 8,006 20,379 N1 7,827 19,923 N2 7,888 20,079 N3 7,800 19,855 N4 7,770 19,780 N5 7,764 19,764 N6 7,831 19,935 N7 7,756 19,743 2, Lựa chọn và kiểm tra các thiết bị điện: a. Lựa chọn và kiểm tra máy cắt của TPPT: Các máy cắt tại trạm PPTT gồm có 2 máy cắt nối đường dây trên không cấp điện cho trạm và hai phân đoạn thanh góp. Trên mỗi phân đoạn có 7 máy cắt nối thanh góp với các tuyến cáp cấp điện cho 7 trạm biến áp phân xưởng. Một máy cắt nối giữa hai phân đoạn thanh góp. Các máy cắt có nhiệm vụ đóng cắt mạch điện cao áp, đồng thời cắt dòng điện phụ tải phục vụ cho công tác vận hành, máy cắt còn có chức năng cắt dòng ngắn mạch để bảo vệ các phần tử của hệ thông điện. Ta chọn các tủ hợp bộ của Siemens có các thông số ghi trong bảng 3.20 * Máy cắt 8DC11 được chọn theo các điều kiện sau: - Điện áp định mức: Uđm.MC = 36 kV Uđm.m = 35 kV - Dòng điện định mức: Iđm.MC = 1250 A Ilvmax = 2. Ittnm = 233,28 A - Dòng điện cắt định mức: Iđm.căt = 25 kA IN = 8,006 kA - Dòng điện ổn định động cho phép: iđm.đ = 63 kA ixk = 20,379 kA - Dòng điện ổn định nhiệt cho phép: iôd.nhiệt =25 kAiđmôđnhiệt= 2,26 kA Lựa chọn và kiểm tra máy biến điện áp BU: BU được chọn theo điều kiện: Điện áp định mức: Uđm.BU Uđm.m = 35 kV Chọn loại BU 3 pha 5 trụ 4MS36, kiểu hình trụ do hãng Siemens chế tạo. Bảng 3.24 – Thông số kỹ thuật của BU loại 4MS36. Thông số kỹ thuật 4MS36 Uđm ( kV) 36 U chịu đựng tần số công nghiệp 1’ (kV) 70 U chịu đựng xung 1,2/50 s ( kV) 170 U1đm ( kV) 35/ U2đm ( kV) 120/ Tải định mức ( VA ) 400 c. Lựa chọn và kiểm tra máy biến dòng BI: BI được chọn theo các điều kiện sau: - Điện áp định mức: Uđm.BI Uđm.m = 35 kV - Dòng điện sơ cấp định mức: Iđm.BI A Chọn BI loại 4ME16, kiểu hình trụ do hãng Siemens chế tạo. Bảng 3.25 – Thông số kỹ thuật của BI loại 4ME16. Thông số kỹ thuật 4ME16 Uđm ( kV) 36 U chịu đựng tần số công nghiệp 1’ (kV) 70 U chịu đựng xung 1,2/50 s ( kV) 170 I1đm ( A) 5 – 1200 I2đm ( A) 1 hoặc 5 Iôđnhiêt 1s ( kA) 80 Iôđ động ( kA) 120 d. Lựa chọn chống sét van. Chống sét van được chọn theo cấp điện áp, Uđm.m = 35 kV Chọn loại chống sét van do hãng COOPER chế tạo có Uđm = 36 kV loại giá đỡ khung AZLP501B36. 3. Lựa chọn và kiểm tra dao