Đồ án Thiết kế mạng điện cho xí nghiệp

bộ giá trị điện trở kháng của đường dây là x0 = 0,07(W/km) Đối với phương án II đi dây theo góc bẻ của phân xưởng + Xét với phân xưởng A Chiều dài từ TBA tới các phân xưởng là: lOA = + Thành phần phản kháng của hao tổn điện áp được xác định theo biểu thức DUpxA = + Thành phần tác dụng của hao tổn điện áp: DURA = DUcp - DUpxA = 19 - 0,689 = 18,311 V + Tiết diện dây dẫn được xác định theo biểu thức: mm2 Tra bảng 2-36. Tr.645 sách CCĐ- NXBKH&KT ta chọn cáp đồng có tiết diện F =16 mm2 và có r0 = 1,25 (W/km) x0 = 0,07 (W/km) + Ở đây ta chọn tiết diện dây dẫn theo phương pháp hao tổn điện áp cho phép vì đối với mạng hạ áp thì chất lượng điện phải được đặt lên hàng đầu. Khi đó hao tổn điện áp thực tế đối với phân xưởng A được xác định theo biểu thức: < 19V Vậy thoả mãn điều kiện cho phép. Tính toán tương tự ta có bảng số liệu sau: Bảng 2 n Qi (KAVr) PSn Loi DUx, V DUR, V F mm2 Fch, mm2 r0, W/km x0, W/km DU (V) A 19,545 27,528 190,31 0685 18,315 13,939 16 1,25 0,07 17,918 D 20,58 26,622 158,3 0,6 18,4 11,162 16 1,25 0,07 14,463 E 27,238 33,879 23,26 0,117 18,883 2,0337 4 5 0,09 10,519 G 27,499 34,966 137,7 0,698 18,302 12,82 16 1,25 0,07 16,536 H 24,844 33,636 112,26 0,514 18,486 9,9542 16 1,25 0,07 12,935 L 38,646 48,007 85,7 0,61 18,39 10,902 16 1,25 0,07 14,144 M 39,948 34,469 30,3 0,223 18,777 2,7106 4 5 0,09 14,029 N 47,802 58,95 84,3 0,742 18,258 13,264 16 1,25 0,07 17,089 O 45,645 55,292 170,7 1,435 17,565 26,186 35 0,57 0,06 15,388 T 39,574 48,203 65,7 0,479 18,521 8,3328 10 2 0,07 17,147 U 28,389 37,097 207,3 1,084 17,916 20,918 25 0,8 0,07 17,274 V 28,643 38,103 34,3 0,181 18,819 3,3844 4 5 0,09 17,429 Y 24,068 32,376 77,3 0,343 18,657 6,537 10 2 0,07 13,515 b. Đối với phương án III Xét trên tủ phân phối thứ nhất (đoạn O1) bao gồm các phân xưởng A,U,N,D. Tổng công suất tác dụng và công suất phản kháng trên đoạn O1 là PO1 = PA + PU + PD + PN = 27,538 + 37,097 + 26,622 + 58,95 = 150,197 (kW) QO1 = QA + QU + QD + QN = 19,66 + 28,389 + 20,58 +47,802=116,316 (kVAr) Hình 3: Sơ đồ nối từ TBA tới tủ phân phối 1 + Xác định tiết diện dây dẫn của đoạn O1, coi hao tổn điện áp cho phép tới điểm tải xa nhất là 19V. Phân xưởng U được xác định là phân xưởng có tọa độ nhất, khi đó ta có: V ÞDURU = 19-2,489 = 16,511 (V) + Tiết diện dây dẫn trên đoạn O1 được xác định như sau: Tra bảng 2-36 Tr.645 sách CCĐ- NXBKH&KT ta chọn được cáp đồng có tiết diện F01 = 95 (mm2) và có r0 = 0,21 (W/km) x0 = 0,06 (W/km) + Kiểm tra theo điều kiện điện áp cho phép thì hao tổn điện áp thực tế trên đoạn O1 là: < 19V Þ thoả mãn yêu cầu tổn thất cho phép. Thành phần tác dụng của hao tổn điện áp cho phép từ tủ phân phối đến các phân xưởng A,D,U,N DURpx = DUR(U) - DUR01 = 16,511 – 7,4 = 9,111(V) + Tiết diện dây dẫn đoạn 1U (phân xưởng U là phân xưởng xa nhất) mm2 Tra bảng 2-36 .Tr. 645 sách CCĐ- NXBKH&KT ta chọn cáp đồng có tiết diện F1U = 25mm2 và có r0 = 0,8 (W/km) x0 = 0,07 (W/km) Kiểm tra hao tổn thực tế trên đoạn 1U. Ta có Xét trên tủ phân phối thứ hai (đoạn O2) bao gồm các phân xưởng T,L,G,H,O. Tổng công suất tác dụng và công suất phản kháng trên đoạn O là P02 = PO + PG + PT + PH + PL = 55,292 + 34,966 + 48,203 + 33,636 + 48,007 = 220,103 (kW) Q02 = QO + QG + QT + QH + QL = 45,645 + 27,499 + 39,574 + 24,844 + 38,646 = 176,209 (kVAr) Hình 4: Sơ đồ nối dây từ TBA tới tủ phân phối 2 Tính toán tương tự như tủ phân phối I ta có diện dây dẫn theo phương án III: Bảng 3 n Qi (KAVr) PS (kW) l0i (m) DUx, (V) DUR, (V) F (mm2) Fch, mm2 r0, W/km x0, W/km DU (V) 1 116,316 150,197 89,3 2,874 10,62 73,32 70 0,29 0,06 8,915 2 176,209 220,103 80,7 2,85 8,48 100,08 120 0,17 0,06 8,649 1A 19,545 27,528 101 0,3636 18,636 14,871 16 1,25 0,07 9,509 1D 20,58 26,622 69 0,2616 18,738 9,8253 10 2 0,07 9,93 1N 47,802 58,95 15 0,1698 18,83 4,7297 6 3,33 0,09 7,919 1U 28,389 37,097 110 0,5753 18,425 21,827 25 0,8 0,07 9,166 2G 27,499 34,966 65 0,3293 18,671 14,585 16 1,25 0,07 7,806 2H 24,844 33,636 72 0,3295 18,67 15,541 16 1,25 0,07 8,296 2O 45,645 55,292 100 0,7207 18,279 35,483 35 0,57 0,06 9,015 2L 38,646 48,007 19 0,1739 18,826 5,8534 6 3,33 0,09 8,167 2T 39,574 48,203 19 0,1781 18,822 5,8773 6 3,33 0,09 8,204 0E 27,238 33,879 23,3 0,1501 18,85 2,034 2,5 8 0,09 16,74 0M 39,948 34,469 30,3 0,2867 18,713 2,711 4 5 0,09 14,03 0Y 24,068 32,376 77,3 0,3427 18,657 6,538 10 2 0,07 13,51 0V 28,643 38,103 34,3 0,2327 18,767 3,385 4 5 0,09 17,43 2.4.3. So sánh kinh tế các phương án Như đã phân tích ở trên thì phương án I không có tính khả thi đối với một xí nghiệp công nghiệp nên ta chỉ tiến hành tính toán so sánh các chỉ tiêu kinh tế của 2 phương án II và phương án III. Để đảm bảo tính tương đồng khi so sánh về kinh tế của các phương án ta cần so sánh theo chỉ tiêu chi phí qui đổi. Z = pV + C = pV +DA.cD = (atc + kkh).V+DA.cD Trong đó: V- vốn đầu tư thiết bị atc – hệ số tiêu chuẩn sử dụng hiệu quả vốn đầu tư atc = 1/Ttc DA- tổn thất điện năng, kWh cD - giá thành tổn thất điện năng, đ/kWh kkh – hệ số khấu hao đường cáp Ở đây thời gian thu hồi vốn đầu tư tiêu chuẩn của nước ta là Ftc = 8 năm, và lấy hệ số khấu hao đường cáp là 6%, tức kkh = 0,06 khi đó p = atc + kkh = 1/8 + 0,06 = 0,185, giá thành tổn thất cD = 1000 đồng/kWh Thời gian hao tổn cực đại t được xác định theo biểu thức t = (0,124 + TM.10-4)2.8760 = (0,124 + 5000.10-4)2.8760 = 3411 h a. Xét với đoạn OA (tức đoạn dây từ MBA tới phân xưởng A) Hao tổn tác dụng trên đường dây Hao tổn phản kháng trên đường dây Tổn thất điện năng trên đoạn dây được xác định theo biểu thức Vốn đầu tư của đường cáp, suất vốn đầu tư ra trong bảng 4 VOA = v0A.l = 79,354.190,31 = 15,102.106đ Vậy chi phí qui đổi của đường dây từ MBA tới phân xưởng A là: ZOA = (0,185.15,102.106 + 6404,586.1000) = 9,198.106 đ/năm66 Bảng 4: Suất vốn đầu tư vo ta tra được giá của cáp đồng hiện nay trong: Tạp chí thị trường giá cả vật tư số 46 ra 6/3/2006 Qui cách dây dẫn Kết cấu (N0/mm) Đơn giá 1000đ/m 2,5mm2x3c + 2mm2x1c 7/0,85 + 7/0,67 30,02 4mm2x3c + 2,5mm2x1c 7/0,85 + 7/0,67 34,66 6mm2x3c + 4mm2x1c 7/1,04 + 7/0,85 46,888 10mm2x3c + 6mm2x1c 7/1,7 + 7/1,04 56,268 16mm2x3c + 10mm2x1c 7/1,7 + 7/1,35 79,354 25mm2x3c + 10mm2x1c 7/2,14 + 7/1,35 113,575 35mm2x3c + 16mm2x1c 7/2,25 + 7/1,7 146,440 50mm2x3c + 25mm2x1c 19/1,78 + 7/2,0 208,128 70mm2x3c + 25mm2x1c 19/2,14 + 7/2,14 275,022 95mm2x3c + 50mm2x1c 19/2,52 + 19/1,8 395,757 120mm2x3c + 70mm2x1c 37/2,3 + 19/2,14 483,559 150mm2x3c + 70mm2x1c 37/2,3 + 19/2,14 639,488 180mm2x3c + 95mm2x1c 37/2,52 + 19/2,52 783,735 Tính toán tương tự ta có bảng 5 là kết quả tính toán cho phương án II n Qi (KAVr) PSn loi Fch (mm2) V0. 103đ DQ (kVAr) DP (kW) DA (kWh) V.106đ pV.106đ C.106đ Z.106đ A 19,545 27,528 190,31 16 79,354 0,105 1,878 6404,586 15,102 2,7938 6,405 9,1984 D 20,58 26,622 158,3 16 79,354 0,087 1,552 5292,41 12,562 2,3239 5,292 7,6163 E 27,238 33,879 23,26 4 34,66 0,027 1,522 5191,373 0,8062 0,1491 5,191 5,3405 G 27,499 34,966 137,7 16 79,354 0,132 2,359 8045,879 10,927 2,0215 8,046 10,067 H 24,844 33,636 112,26 16 79,354 0,095 1,699 5796,185 8,9083 1,648 5,796 7,4442 L 38,646 48,007 85,7 16 79,354 0,158 2,818 9611,233 6,8006 1,2581 9,611 10,869 M 39,948 34,469 30,3 4 34,66 0,053 2,921 9963,045 1,0502 0,1943 9,963 10,157 N 47,802 58,95 84,3 16 79,354 0,235 4,203 14337,83 6,6895 1,2376 14,34 15,575 O 45,645 55,292 170,7 35 146,44 0,365 3,464 11815,22 24,997 4,6245 11,82 16,44 T 39,574 48,203 65,7 10 56,268 0,124 3,539 12072,93 3,6968 0,6839 12,07 12,757 U 28,389 37,097 207,3 25 113,575 0,219 2,506 8548,538 23,544 4,3557 8,549 12,904 V 28,643 38,103 34,3 4 34,66 0,049 2,699 9205,386 1,1888 0,2199 9,205 9,4253 Y 24,068 32,376 77,3 10 56,268 0,061 1,742 5943,457 4,3495 0,8047 5,943 6,7481 S 1,71 32,902 112228,076 120,622 22,315 112,2 134,54 Tính toán tương tự ta có bảng 6 là kết quả tính toán cho phương án III n Qi (KAVr) PS loi (m) Fch Vo.103 DQ (kVAr) DP (kW) DA (kW) V.103đ pV.106 c.106 Z.106đ 1 116,316 150,197 89,3 70 275,022 1,277 6,17 21047,41 24,56 4,5435 21,05 25,591 2 176,209 220,103 80,7 120 483,559 1,617 4,58 15622,77 39,02 7,2193 15,62 22,842 1A 19,545 27,528 101 16 79,354 0,056 0,997 3399,177 8,015 1,4827 3,399 4,8819 1D 20,58 26,622 69 10 56,268 0,038 1,082 3690,987 3,882 0,7183 3,691 4,4092 1N 47,802 58,95 15 6 46,888 0,054 1,993 6796,457 0,703 0,1301 6,796 6,9266 1U 28,389 37,097 110 25 113,575 0,116 1,33 4536,035 12,49 2,3113 4,536 6,8473 2G 27,499 34,966 65 16 79,354 0,062 1,113 3797,898 5,158 0,9542 3,798 4,7521 2H 24,844 33,636 72 16 79,354 0,061 1,09 3717,481 5,713 1,057 3,717 4,7745 2O 45,645 55,292 100 35 146,44 0,214 2,029 6921,643 14,64 2,7091 6,922 9,6308 2L 38,646 48,007 19 6 46,888 0,045 1,664 5676,603 0,891 0,1648 5,677 5,8414 2T 39,574 48,203 19 6 46,888 0,046 1,704 5813,273 0,891 0,1648 5,813 5,9781 0E 27,238 33,879 23,26 2,5 30,02 0,027 2,435 8306,269 0,698 0,1291 8,306 8,4354 0M 39,948 34,469 30,3 4 34,66 0,053 2,921 9962,981 1,05 0,1943 9,963 10,157 0Y 24,068 32,376 77,3 10 56,268 0,061 1,742 5943,443 4,35 0,8047 5,943 6,7481 0V 28,643 38,103 34,3 4 34,66 0,049 2,699 9205,273 1,189 0,2199 9,205 9,4252 S 1609,18 3,775 33,55 114437,7 123,3 22,803 114,4 137,24 Từ số liệu tính toán của 2 phương án trên ta thấy tổn hao điện năng của phương án 3 nhiều hơn phương án 2 là: 114437,7 – 112228,08 = 2209,62 kW, nhưng phương án 2 lại có tổng chi phí qui đổi nhỏ hơn phương án 3 là: 137,241.106 – 134,54.106 = 2,701.106 đ CHƯƠNG III CHỌN CÔNG SUẤT VÀ SỐ LƯỢNG MÁY BIẾN ÁP Về việc chọn số lượng máy biến áp thường có các phương án : 1 MBA, 2MBA, 3MBA. Phương án 1 MBA: đối với các hộ tiêu thụ loại 2 và loại 3, ta có thể chọn phương án chỉ sử dụng một MBA. Phương án này có ưu điểm là chi phí thấp, vận hành dơn giản, nhưng độ tin cậy cung cấp điện không cao. Phương án 2 MBA: phương án này có ưu điểm là độ cung cấp điện cao nhưng chi phí khá cao nên thường chỉ sử dụng cho những hộ tiêu thụ có công suất lớn hoặc quan trọng (hộ loại 1). Phương án 3 MBA: độ tin cậy cấp điện rất cao nhưng chi phí cũng rất lớn nên ít được sử dụng, thường chỉ sử dụng cho những hộ tiêu thụ dạng đặc biệt quan trọng. Do vậy mà tuỳ theo mức độ quan trọng của hộ tiêu thụ, cũng như các tiêu chí kinh tế mà ta chọn phương án cho thích hợp. Từ kết quả tính toán hao tổn công suất ở bảng… ta có: DS = DP + DQ = 32,902 +j1,71 (kVA) Nên ta có tổng công suất tính toán có kể đến hao tổn công suất trên đường dây như sau: Stt = P +åDP + j(Q + åDQ) = (439,997 +32,902) + j( 277,638 +1,71) Þ Stt = 472,899 + j279,348 (kVA) Nên (kVA) + Công suất trung bình: (kW) + Hệ số điền kín phụ tải: Þ Nhận xét: ta thấy kđk = 0,57 < 0,75, như vậy máy biến áp có thể làm việc quá tải 40% trong khoảng thời gian xác định. Ta có bảng thông số của các máy biến áp tra được ở báo thị trường giá cả vật tư: số 38 (thứ 4 – 22/2/2006): ta có bảng 7b: Công suất (kVA) Điện áp, kV Tổn thất (kW) Giá cả(đồng) DP0 DPN UN,% 160 22/0,4 0,28 1,945 4 61.150.000 250 22/0,4 0,34 2,6 4 80.450.000 320 22/0,4 0,39 3,33 4 106.050.000 400 22/0,4 0,415 3,435 4 118.020.000 560 22/0,4 0,548 4,81 4 124.700.000 Từ bảng số liệu trên ta có thể lập ra các phương án sau để chọn máy biến áp cho xí nghiệp như sau: Phương án I: 1 MBA có dung lượng 400kVA (22/0,4kV) nhỏ hơn công suất Så = 549,244 (kVA). Theo phương án này thì hệ số quá tải MBA là: Phương án II: chọn 2 máy biến áp có công suất: 2x250 (kVA). Hệ số quá tải của phương án này là: Khi đó hệ thống MBA có khả năng làm việc quá tả khi một MBA bị xảy ra sự cố hoặc bảo trì, bảo dưỡng…Giả sử 1 MBA bị sự cố thì trong trường hợp này MBA còn lại có thể làm việc quá tải trong một thời gian với toàn bộ phụ tải không? Ta có hệ số quá tải MBA là: Như vậy 1 MBA không thể đảm bảo làm việc quá tải cho toàn bộ phụ tải của xí nghiệp khi sự cố xảy ra. Do vậy ta cần phải cắt điện toàn bộ phụ tải loại III để giảm tải cho MBA. Ở đây ta giả sử xí nghiệp có 20% phụ tải loại III, thì phụ tải khi giảm tải bây giờ còn: 0,8.549,244 = 439,395 (kVA) Lúc này hệ số quá tải là: Sau khi đã cắt toàn bộ phụ tải loại III ta thấy MBA vẫn không thể làm việc quá tải, do đó ta cần phải cắt thêm 20% phụ tải loại II để giảm tải cho MBA, lúc này phụ tải ở chế độ sự cố sẽ là: Ssc = 0,6.549,244 = 329,546 (kVA) Þ hệ số quá tải: Như vậy sau khi giảm bớt 20% phụ tải loại 2 thì một MBA với công suất 250/0,4 (kVA) có thể làm việc quá tải trong khoảng thời gian ngắn hạn cho phép để xí nghiệp vẫn đi vào hoạt động bình thường với những phụ tải được ưu tiên. Phương án III: Dùng một MBA có công suất là 560 (kVA). Khi đó hệ số quá tải là Þ phương án này cũng cho phép làm việc quá tải 40% trở lên. Do phương án nào cũng có ưu điểm và nhược điểm, các phương án không ngang nhau về độ tin cậy cung cấp điện: đối với phương án 2 khi có sự cố ở một máy biến áp thì máy còn lại sẽ phải gánh một phần phụ tải loại I và loại II của xí nghiệp, còn đối với phương án I và III thì khi có sự cố mất điện thì toàn bộ xí nghiệp phải ngừng hoạt động. Vậy để đảm bảo tính tương đồng về kỹ thuật và đưa ra phương án tối ưu nhất ta cần phải xét đến cả thành phần thiệt hại khi có sự cố xảy ra ở các phương án, tức là so sánh chi phí qui đổi của hai phương án này. Chi phí qui đổi được xác định theo biểu thức: Z = pV + C + Yth Ta chỉ so sánh suất thiệt hại khi mất điện đối với phụ tải loại I và loại II của ba phương án mà thôi vì coi phụ tải loại III của các phương án là như nhau. + Đối với phương án I: - Tổn thất trong MBA được xác định Þ Chi phí tổn thất: C1 = DABA1.1000 = 25,727.106đ - Công suất thiếu hụt khi mất điện bằng tổng công suất loại I và loại II là: Pth = mI+II .PXN = 0,8.439,997 = 351,998 (kW) - Điện năng thiếu hụt: tính trong một ngày Ath = Pth.t = 351,998.24 = 8447,9 (kWh) Þ thiệt do mất điện là: Y1 = Ath.gth = 8447,9.4500 = 38,016.106 đ Vậy tổng chi phí qui đổi của phương án I là: Z1 = (0,185.118,02 + 19,25 + 38,016).106 =79,1.106 đ + Phương án II: - Tổn thất trong MBA được xác định Þ Chi phí tổn thất: C1 = DABA1.1000 = 21,085.106đ - Công suất thiếu hụt khi mất điện của phương án này là 20% công suất phụ tải loại II của xí nghiệp Pth = mI+II .PXN = 0,2.439,997 = 87,9994 (kW) Þ thiệt do mất điện là: Y1 = Ath.t.gth = 87,994.24.4500 = 9,508.106 đ Vậy tổng chi phí qui đổi của phương án I là: Z1 = (0,185.2.80,45 + 21,085 + 9,508).106 =60,36.106 đ Tính toán tương tự cho phương án III, ta có bảng tổng kết 7 Phương án V.106VNĐ Chi phí hàng năm.106VNĐ/năm DA (kWh) pV C Y Z 1 118,2 25726,59 21,8337 19,25 38,016 79,1 2 160,9 21085,14 29,767 21,085 9,085 60,36 3 120,7 15956,18 23,0695 20,583 38,016 81,669 CHƯƠNG IV TÍNH TOÁN HAO TỔN 3.1. Hao tổn điện áp lớn nhất trong mạng điện a. Trên đường dây DUMax = DUOA = 17,9167 (V) b. Trong máy biến áp Khi 2 máy biến áp làm việc song song thì: 3.2. Hao tổn công suất - Hao tổn công suất trên đường dây trong toàn mạng là: åDP = 32,902 kW åDQ = 1,71 kVAr - Hao tổn trong máy biến áp 3.3. Tổn thất điện năng trong toàn mạng điện: åDA = DAddå + DABA = 112228,076 + 21085,14 =133313,216kWh (Giá trị DAddå là tổng tổn thất điện năng trên đường dây được xác định trong bảng 5, DABA tổn thất điện năng trong các máy biến áp theo phương án II trong bảng 7) CHƯƠNG V CHỌN VÀ KIỂM TRA THIẾT BỊ BẢO VỆ 5.1. Đặt vấn đề Các thiết bị điện, sứ cách điện và các bộ phận dẫn điện khác của hệ thống điện trong điều kiện vận hành có thể ở một trong 3 chế độ cơ bản sau: Chế độ làm việc lâu dài (tức là chế độ làm việc bình thường) Chế độ quá tải (đối với một số thiết bị điện có thể cho phép quá tải đến 1,4 lần định mức) Chế độ chịu dòng điện ngắn mạch; Trong chế độ làm việc lâu dài, các thiết bị điện và các bộ phận dẫn điện khác sẽ làm việc tin cậy nếu chúng được chọn theo đúng điện áp và dòng định mức. Trong chế độ quá tải, dòng của các thiết bị lớn hơn so với dòng định mức. Nếu mức quá tải không vượt qua giới hạn cho phép thì chúng vẫn làm việc tin cậy. 5.2. Tính toán ngắn mạch trong mạng điện hạ áp Ngắn mạch là sự cố quan trọng và thường xảy ra trong hệ thống cung cấp điện. Trong tình trạng ngắn mạch, các khí cụ điện, sứ cách điện và các bộ phận dẫn điện khác vẫn đảm bảo làm việc tin cậy nếu quá trình lựa chọn chúng có các thông số theo đúng điều kiện ổn định động và ổn định nhiệt. Tuy nhiên khi xảy ra ngắn mạch, để hạn chế tác hại của nó cần phải nhanh chóng loại trừ tình trạng ngắn mạch. Vì vậy trong các phần tử trong hệ thống cung cấp điện phải được tính toán và lựa chọn không chỉ làm việc ở chế độ bình thường mà còn phải có khả năng chịu đựng được trạng thái sự cố trong giới hạn qui định cho phép. Qua thống kê cho thấy, xác suất xảy ra ngắn mạch một pha là nhiều nhất (65%) còn xác suất xảy ra ngắn mạch ba pha là bé nhất, chỉ chiếm 5%, nhưng ngắn mạch ba pha là sự cố nặng nề nhất và ta cần phải xét đến khi tính toán lựa chọn các thiết bị bảo vệ cho hệ thống điện. Còn ngắn mạch một pha là tình trạng nhẹ nhất và ta thường xét đến khi tính toán lựa chọn ngưỡng tác động cho các thiết bị bảo vệ. Như vậy dòng điện ngắn mạch là số liệu quan trọng để chọn và kiểm tra các thiết bị điện. Khi thành lập sơ đồ thay thế để tính dòng điện ngắn mạch nhằm lựa chọn các khí cụ điện và các bộ phận dẫn điện khác, ta cần xác định điểm ngắn mạch tính toán tương ứng với tình trạng làm việc nguy hiểm nhất sao cho phù hợp với điều kiện làm việc thực tế. Tóm lại việc lực chọn đúng các thiết bị có ý nghĩa quan trọng đảm bảo cho hệ thống CCĐ vận hành an toàn tin cậy và kinh tế. Hình 5. Sơ đồ tính toán ngắn mạch Hình 6. Sơ đồ thay thế tính toán trong đơn vị có tên. Ở mạng hạ áp, khi tính toán ngắn mạch phải xét đến điện trở của tất cả các phần tử trong mạng như MBA, dây dẫn, cuộn sơ cấp của máy biến điện BU… Xác định điện trở của các phần tử, tính trong hệ đơn vị có tên ta chọn Ucb = 1,05.Uđm = 1,05.0,38 = 0,4 (kV) Máy biến áp có các thông số sau: SBA = 250 (kVA), DPN = 2,6 (kW), UN% = 4% Theo số liệu của đề bài, công suất ngắn mạch tại điểm đấu điện (lấy tại điểm V): Sk = 160(MVA) Điện trở của hệ thống là: Điện trở và điện kháng đường dây (ứng với phân xưởng xa nhất - U) Rd1 = 0,8.207,3. 10-3 = 165,84. 10-3 (W) Xd1 = 0,07.207,3.10-3 = 14,511.10-3 (W) Tính toán ngắn mạch tại điểm N1 + Dòng ngắn mạch: Dòng xung kích: Dòng điện xung kích: với đường dây hạ áp ta lấy: kxk = 1,2 ; qxk = 1,09 Giá trị hiệu đụng dòng xung kích Ixk1 = Công suất ngắn mạch là: Tính toán ngắn mạch tại điểm N2 Mục đích của việc tính toán ngắn mạch tại điểm này là để kiểm tra độ ổn định động và ổn định nhiệt của các thiết bị và kiểm tra độ nhạy của các thiết bị bảo vệ đường dây. Tổng trở ngắn mạch đến điểm N2 Dòng ngắn mạch 3 pha tại điểm N2 Dòng xung kích: Giá trị hiệu dụng dòng xung kích Tính toán ngắn mạch một pha Mục đích tính ngắn mạch một pha là để kiểm tra độ nhạy của aptomat và các thiết bị bảo vệ khác. Khi tính toán ngắn mạch một pha ta cần xác định điện trở của mạch vòng: pha trung tính, sơ đồ gồm điện trở máy biến áp ZBA, điện trở dây pha và điện trở dây trung tính Ztt. Điện trở dây trung tính lấy bằng điện trở dây pha Điện trở thứ tự không: Của máy biến áp : XOBA = (0,3¸1). Khi hai máy làm việc song song: Thành phần thứ tự không của dây dẫn: Xodd = Xdd = 14,511 (m). Rodd =Rdd=165,84 (m) Điện trở dây trung tính lấy bằng điện trở dây pha, như vậy Xtr.t = 3Xc - Tổng trở ngắn mạch một pha được tính như sau: Dòng ngắn mạch một pha là: 5.3. Chọn thiết bị phân phối phía cao áp Để chọn và kiểm tra thiết bị điện ta giả thiết thời gian cắt của bảo vệ là tk = 0,5(s). 5.3.1. Chọn cầu chì cao áp Chức năng của cầu chì là bảo vệ quá tải và ngắn mạch. Điều kiện chọn cầu chì cao áp là: - UđmCC ³ Uđmmạng - IđmCC ³ Ilvmax Ta có : Ilvmax = 1,25.Iđm = 1,25.(A) Tra bảng 2.19 tr.344 - sách HTCCĐ- NXBKH&KT. Ta chọn cầu chì cao áp do hãng SIMEN chế tạo là 3GD1403-4B, có U = 24kV, Iđm = 16A 5.3.2. Chọn dao cách ly Dao cách ly (còn gọi là cầu dao) có nhiệm vụ chủ yếu là cách ly phần có điện và phần không có điện tạo khoảng cách an toàn phục vụ cho công tác sữa chữa, kiểm tra, bảo dưỡng. Căn cứ vào dòng điện làm việc Ilvmax. Tra bảng 2.32 – Sổ tay lựa chọn và tra cứu thiết bị điện 0,4 – 500kV của tác giả Ngô Hồng Quang NXBKH&KT ta chọn dao cách ly trung áp loại DN24/200 có Uđm = 24kV, Iđm = 200A do C.ty thiết bị điện Đông Anh chế tạo. 5.3.3. Chọn máy cắt Máy cắt điện là một thiết bị dùng trong mạng điện áp cao để đóng, cắt dòng điện phụ tải và các dòng điện ngắn mạch. Đó là loại thiết bị đóng cắt làm việc tin cậy, song giá thành cao nên máy cắt thường chỉ được dùng ở những nơi quan trọng Máy cắt được chọn theo điện áp định mức, dòng điện định mức, loại máy cắt, kiểm tra ổn định độn, ổn định nhiệt và khả năng cắt trong tình trạng ngắn mạch Căn cứ vao dòng điện làm việc định mức. Theo bảng 5.9 Sổ tay lựa chọn và tra cứu thiết bị điện 0,4 – 500kV của tác giả Ngô Hồng Quang NXBKH&KT ta chọ máy cắt điện loại 3AF do ABB chế tạo có Uđm=24(kV) , Iđm=630 – 1250 (A) 5.4. Chọn thiết bị phân phối phía hạ áp Các thiết bị điện dùng trong mạng điện áp thấp (U< 1000V) như cầu dao, aptomat, công tắc tơ, cầu chì….Đều được chọn theo điều kiện điện áp định mức, dòng điện định mức, kiểu loại và hoàn cảnh làm việc. Những thiết bị như aptomat, cầu chì thì được kiểm tra thêm theo điều kiện công suất cắt. Nói chung các thiết bị điện hạ áp đều được thiết kế ở mức chịu được lực điện động và hiệu ứng nhiệt do dòng ngắn mạch gây ra khi máy biến áp có công suất nhỏ hơn 1000 kVA. Do vậy không cần phải kiểm tra chúng theo điều kiện ổn định động và ổn định nhiệt nữa. Việc chọn thiết bị phân phối ở phía hạ áp có ý nghĩa rất quan trọng. Phải chọn thiết bị điện như thế nào để hệ thống điện vận hành ở chế độ làm việc lâu dài. 5.4.1. Chọn thanh cái Dòng làm việc chạy qua thanh cái: Tiết diện thanh dẫn chọn theo mật độ dòng kinh tế: ta chọn thanh cái dẹt bằng đồng có jkt = 1,8A/mm2 (bảng 8-6 Tr.274 - sách CCĐ- NXBKH&KT) với thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax = 5000 (h) Þ Tiết diện của thanh cái: Ta chọn thanh cái có kích thước: 60x8 = 480mm2 (bảng 2-40 sách CCĐ) Kiểm tra thanh cái theo điều kiện ổn định động: Khi ngắn mạch thanh cái chịu lực tác dụng của lực điện động vì vậy trong vật liệu thanh cái xuất hiện ứng lực. Để kiểm tra ổn định động của thanh cái khi ngắn mạnh ta cần xác định được ứng suất trong vật liệu thanh cái do lực điện động gây ra và so sánh ứng suất này với ứng suất cho phép . Điều kiện ổn định động của thanh cái là : Trong đó: scp : ứng suất cho phép của thanh cái stt : ứng suất tính toán thanh dẫn Lực tính toán Ftt = 1,76.10-2 ..i Trong đó : Khoảng cách giữa các sứ của một pha chọn l = 125 (cm). Khoảng cách giữa các pha là a = 60(cm). Xác định mômen uốn : Khi thanh cái có từ 3 nhịp trở lên thì M được xác định theo công thức sau: Mômen chống uốn là: W= W được tính như ở bảng7 Tr.267 sách CCĐ- NXBKH&KT, ứng suất tính toán trong vật liệu cho phép là: Tra trang 275 sách CCĐ- NXBKH&KT ta được: dttCu = 1400(kg/cm2) Như vậy: dtt < dcp Điều kiện ổn định động đảm bảo Kiểm tra ổn định nhiệt của thanh cái: để đảm bảo khi có dòng điện ngắn mạch đi qua thì nhiệt độ thanh cái không vượt quá trị số giới hạn cho phép lúc đốt nóng ngắn hạn tức là lúc ngắn mạch. Ta có: ( số Ct – hệ số của thanh cái ) ta thấy Fmin < 480 mm2 Như vậy thanh cái đã chọn ổn định với điều kiện ổn định nhiệt 5.4.2. Chọn sứ cách điện Sứ có tác dụng vừa làm giá đỡ các bộ phận mang điện vừa làm vật cách điện giữa các bộ phận đó với đất. Do đó sứ phải có đủ độ bền chịu được lực điện động do dòng điện ngắn mạch gây ra, đồng thời phải chịu được điện áp của mạng kể cả lúc quá điện áp. Các điều kiện chọn và kiểm tra sứ: - Uđmsứ ³ Uđmmạng - Iđmsứ ³ Ilvmax - Fcp ³ F= k.Ftt Tra bảng 2-25 trang 640 sách CCĐ- NXBKH&KT chọn O-35-375 có Uđm = 35kV; lực phá huỷ Fph =375 (kg), do Liên Xô sản xuất Lực cho phép lên đầu sứ: Fcp = 0,6.Fph = 0,6.375 = 225 (kg) Lực tính toán Hệ số hiệu chỉnh: k = Trong đó H- chiều cao từ nền đặt sứ đến trọng tâm tiết diện thanh dẫn H’ – chiều cao của sứ Lực tính toá