Đồ án tốt nghiệp điện tử viễn thông Thiết kế lưới điện - sdt/ ZALO 093 189 2701

Đồ án
Đề Tài:
Thiết kế lưới điện

Đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện
Sinh viên: Nguyễn Ngọc Hùng - Hệ thống điện Uông Bí 1
Lời nói đầu
Ngày nay điện năng đã trở thành dạng năng lượng không thể thay thế
trong các lĩnh vực của đời sống và sản xuất. Đi đôi với việc tăng cường năng
lực sản xuất điện phục vụ đời sống là vấn đề truyền tải điện năng.
Việc truyền tải điện là một trong ba khâu cơ bản của quá trình sản xuất,
tiêu thụ và phân phối điện năng. Thực tế một hệ thống điện có vận hành ổn
định hay không là phụ thuộc rất nhiều và các hệ thống truyền tải. Tổn thất
điện áp cao hay thấp phụ thuộc hoàn toàn và các đường dây tải điện. Đồng
thời mức độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện cũng được quyết định bởi hệ
thống truyền tải điện năng. Do vậy việc thiết kế, xây dựng và vận hành hệ
thống điện luôn luôn phải được đề cao.
Trong khuôn khổ của đồ án này có rất nhiều chi tiết đã được đơn giản
hoá nhưng đây là những cơ sở quan trọng cho việc thiết kế một hệ thống điện
lớn. Đồ án tốt nghiệp của em bao gồm hai nhiệm vụ lớn như sau:
Phần 1: Thiết kế lưới điện khu vực
Phần 2: Thiết kế trạm biến áp kiểu treo 100 kVA, 22/0,4 kV
Với sự nỗ lực của bản thân em cũng như sự giúp đỡ tận tình của các
thầy cô trong bộ môn Hệ thống điện, bản đồ án này đã được hoàn thành. Cuối
cùng em xin được gửi lời cảm ơn chân thành tới TS Nguyễn Lân Tráng là
người trực tiếp hướng dẫn em thực hiện đồ án này. Em kính mong được sự
góp ý, chỉ bảo của các thầy cô để bản đồ án của em được hoàn thiện.
Hà Nội, tháng 11 năm 2006
Sinh viên

Đồ
Sin
PH
1.1
1.1
Th
án tốt nghiệ
nh viên: Ngu
HÂN TÍCH
1. Các số li
1.1. Vị trí c
heo đầu bài
ệp
uyễn Ngọc H
PHẦN 1
H NGUỒN
iệu về ngu
các nguồn
i ta có vị tr
Hình
Hùng - Hệ th
1: THIẾT
C
N VÀ PHỤ
TRON
uồn cung c
n cung cấp
rí các nguồ
1.1. Sơ đồ
hống điện U
KẾ LƯỚI
CHƯƠNG
Ụ TẢI - CÂ
NG HỆ TH
cấp và phụ
p và phụ tả
ồn cung cấp
vị trí nguồ
Uông Bí
I ĐIỆN K
G 1
ÂN BẰNG
HỐNG
ụ tải
ải
p và 9 phụ
ồn điện và
Th
Nguy
KHU VỰC
G SƠ BỘ C
tải như hì
phụ tải
iết kế lưới đ
ễn Ngoc H
CÔNG SU
ình vẽ:
điện
2
Hùng
UẤT

1.1.2. Nguồn cung cấp
a. Hệ thống điện
Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn, hệ số công suất trên thanh góp 110
kV của hệ thống là 0,8. Vì vậy cần phải có sự liên hệ giữa hệ thống và nhà
máy điện để có thể trao đổi công suất giữa hai nguồn cung cấp khi cần thiết,
đảm bảo cho hệ thống thiết kế làm việc bình thường trong các chế độ vận
hành. Mặt khác, vì hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên chọn hệ thống
là nút cân abừng công suất và nút cơ sở về điện áp. Ngoài ra do hệ thống có
công suất vô cùng lớn cho nên không cần phải dự trữ công suất trong nhà máy
điện, nói cách khác công suất tác dụng và phản kháng dự trữ sẽ được lấy từ hệ
thống điện.
b. Nhà máy nhiệt điện
Nhà máy nhiết điện gồm có 4 tổ máy công suất Pđm = 60 MW, cosϕ =0,8,
Uđm=10,5 kV. Như vậy tổng công suất định mức của nhà máy bằng: 4 × 60 =
240 MW.
Nhiên liệu của nhà máy nhiệt điện có thể là than đá, dầu và khí đốt. Hiệu suất
của các nhà máy nhiệt điện tương đối thấp (khoảng 30 ÷ 40%). Đồng thời
công suất tự dùng của nhiệt điện thường chiếm khoảng 6 % đến 15 % tùy theo
loại nhà máy nhiệt điện.
Đối với nhà máy nhiệt điện, các máy phát làm việc ổn định khi phụ tải
P ≥ 70 % Pđm; còn khi P ≤ 30 % Pđm thì các máy phát ngừng làm việc.
Công suất phát kinh tế của các nhà máy nhiệt điện thường bằng
(80 ÷ 90 %)Pđm. Khi thiết kế chọn công suất phát kinh tế bằng 85 % Pđm,
nghĩa là:
Pkt=85%Pđm
Do đó kho phụ tải cực đại cả 4 máy phát đều vận hành và tổng công suất tác
dụng phát ra của nhà máy nhiệt điện là:
Pkt = 85%×4×60 = 204 MW

Trong chế độ khụ tải cực tiểu, dự kiến ngừng một máy phát để bảo dưỡng, ba
máy phát còn lại sẽ phát 85%Pđm, nghĩa là tổng công suất phát ra của nhà
máy nhiệt điện là:
Pkt = 85%×3×60 = 153 MW
Khi sự cố ngừng một máy phát, ba máy phát còn lạo sẽ phát 100%Pđm, như
vậy:
PF = 3×60 = 180 MW
Phần công suất thiếu trong các chế độ vận hành sẽ được cung cấp từ hệ thống
điện.
1.1.3. Số liệu phụ tải
Hệ thống cấp điện cho 9 phụ tải có Pmin = 0,5 Pmax, Tmax = 5300 h.
Công suất tiêu thụ của các phụ tải điện được tính như sau:
2
max
2
max
max
max
max
max
max
max .
jQ
P
S
jQ
P
S
tg
P
Q
+
=
+
=
=
&
ϕ
Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Số liệu
Pmax (MW) 32 26 30 34 30 32 30 34 30
Pmin (MW) 16 13 15 17 15 16 15 17 15
cosϕ 0,90 0,90 0,90 0,85 0,92 0,90 0,90 0,92 0,92
Qmax (MVAr) 15,49 12,58 14,52 21,08 12,78 15,49 14,52 14,48 12,78
Qmin (MVAr) 7,74 6,29 7,26 10,54 6,39 7,74 7,26 7,24 6,39
Smax (MVA) 35,55 28,89 33,33 40,00 32,61 35,55 33,33 36,96 32,61
Smin (MVA) 17,78 14,44 16,66 20,00 16,30 17,78 16,66 18,48 16,30
Loại phụ tải I I III I I I III I I
Yêu cầu điều
chỉnh điện áp
T KT T KT T T T KT T
Điện áp thứ
cấp
22 22 22 22 22 22 22 22 22
Tổng công
suất max
(MVA)
278 + j133,72
Bảng 1.1. Số liệu về các phụ tải
1.1.4. Kết luận
Ở giữa hai nguồn có phụ tải số 6 nên khi thiết kế đường dây liên lạc giữa nhà
máy và hệ thống thì đường dây này sẽ đi qua phụ tải 6. Để đảm bảo kinh tế thì
các phụ tải được cấp điện từ các nguồn gần nó nhất. Phụ tải 4 và 1 được cấp
điện trực tiếp từ nhà máy, phụ tải 8 và 9 được cấp điện từ hệ thống. Khoảng
cách từ nguồn đến phụ tải gần nhất là 53,8 km, đến phụ tải xa nhất là 80,6 km.
Đối với các phụ tải gần nguồn thì xác suất sự cố đường dây ít nên thường
được sử dụng sơ đồ cầu ngoài, đối với các phụ tải xa nguồn có xác suất sự cố
đường dây lớn nên được sử dụng sơ đồ cầu trong.

1.2. Cân bằng công suất tác dụng
Đặc điểm rất quan trọng của hệ thống điện là truyền tải tức thời điện năng từ
các nguồn đến các hộ tiêu thụ và không thể tích trữ điện năng thành số lượng
nhận thấy được. Tính chất này xác định sự đồng bộ của quá trình sản xuất và
tiêu thụ điện năng.
Tại mỗi thời điểm trong chế độ xác lập của hệ thống, các nhà máy của hệ
thống cần phải phát công suất cân bằng với công suất của các hộ tiêu thụ, kể
cả các tổn thất công suất trong mạng điện, nghĩa là cần phải thực hiện đúng sự
cân bằng giữa công suất phát và công suất tiêu thụ.
Ngoài ra để đảm bảo cho hệ thống vận hành bình thường, cần phải có dự trữ
nhất định của công suất tác dụng trong hệ thống. Dự trữ trong hệ thống điện là
một vấn đề quan trọng, liên quan đến vận hành cũng như sự phát triển của hệ
thống.
Vì vậy phương trình cân bằng công suất tác dụng trong chế độ phụ tải cực đại
đối với hệ thống điện thiết kế có dạng:
PNĐ + PHT = Ptt = max td dt
P P P P
+ Δ + +
∑ ∑ (1.1)
trong đó:
PNĐ - tổng công suất do nhà máy nhiệt điện phát ra.
PHT - công suất tác dụng lấy từ hệ thống.
Ptt – Công suất tiêu thụ.
m – hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại ( m=1).
∑ max
P - tổng công suất của các phụ tải trong chế độ cực đại.
∑ΔP - tổng tổn thất trong mạng điện, khi tính sơ bộ có thể lấy
∑ ∑
=
Δ max
%
5 P
P .
Ptd – công suất tự dùng trong nhà máy điện, có thể lấy bằng 10% tổng
công suất đặt của nhà máy.

Pdt – công suất dự trữ trong hệ thống, khi cân bằng sơ bộ có thể lấy
Pdt = 10%∑ max
P , đồng thời công suất dự trữ cần phải bằng công suất định
mức của tổ máy phát lớn nhất đối với hệ thống điện không lớn. Bởi vì hệ
thống điện có công suất vô cùng lớn nên công suất dự trữ lấy ở hệ thống,
nghĩa là Pdt = 0.
Tổng công suất tác dụng của các phụ tải khi cực đại được xác định từ bảng
1.1 bằng:
∑ max
P = 278 MW
Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện có giá trị:
∑
=
Δ max
%
5 P
P =5%×278 = 13,9 MW
Công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện:
Ptd = 10%Pđm =10%×240 = 24 MW
Vậy tổng công suất tiêu thụ trong mạng điện có giá trị:
Ptt = 278 + 13,9 + 24 = 315,9 MW
Theo mục 1.1.2.b, tổng công suất do nhà máy điện phát ra theo chế độ kinh tế
là:
PNĐ = Pkt = 204 MW
Như vậy trong chế độ phụ tải cực đại, hệ thống cần cung cấp công suất cho
các phụ tải bằng:
PHT = Ptt - PNĐ = 315,9 – 204 = 111,9 MW
1.3. Cân bằng công suất phản kháng
Sản xuất và tiêu thụ điện năng bằng dòng điện xoay chiều đòi hỏi sự cân bằng
giữa điện năng sản suất ra và điện năng tiêu thụ tại mỗi thời điểm. Sự cân
bằng đòi hỏi không những chỉ đối với công suất tác dụng mà cả đối với công
suất phản kháng.
Sự cân bằng công suất phản kháng có quan hệ với điện áp. Phá hoại sự cân
bằng công suất phản kháng sẽ dẫn đến thay đổi điện áp trong mạng điện. Nếu

công suất phản kháng phát ra lớn hơn công suất tiêu thụ thì điện áp trong
mạng sẽ tăng, ngược lại nếu thiếu công suất phản kháng thì điện áp trong
mạng sẽ giảm. Vì vậy để đảm bảo chất lượng cần thiết của điện áp ở các hộ
tiêu thụ trong mạng điện và hệ thống, cần tiến hành cân bằng sơ bộ công suất
phản kháng.
Phương trình cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện thiết kế có
dạng:
QF + QHT = Qtt = m∑ max
Q + ∑ ∑ ∑
+
−
Δ b
C
L Q
Q
Q +Qtd +Qdt (1.2)
trong đó:
QF – tổng công suất phản kháng do nhà máy phát ra.
QHT – công suất phản kháng do hệ thống cung cấp.
Qtt – tổng công suất phản kháng tiêu thụ.
∑ max
Q - tổng công suất phản kháng trong chế độ phụ tải cực đại của
các phụ tải.
∑Δ L
Q - tổng tổn thất công suất phản kháng trong cảm kháng của các
đường dây trong mạng điện.
∑ C
Q - tổng công suất phản kháng do điện dung của các đường dây
sinh ra, khi tính sơ bộ lấy ∑ ∑
=
Δ C
L Q
Q .
∑ b
Q - tổng tổn thất công suất phản kháng trong các trạm biến áp, trong
tính toán sơ bộ lấy ∑ ∑
= max
%
15 Q
Qb .
Qtd – công suất phản kháng tự dùng trong nhà máy điện.
Qdt – công suất phản kháng dự trữ trong hệ thống, khi cân bằng sơ bộ
có thể lấy bằng 15% tổng công suất phản kháng ở phần bên phải của phương
trình (2.2).
Đối với mạng điện thiết kế, công suất Qdt sẽ lấy ở hệ thống nghĩa là Qdt =0.
Như vậy tổng công suất phả kháng do nhà máy điện phát ra bằng:
QF = PF.tg F
ϕ = 204.0,75 = 153 MVAr

Công suất phản kháng do hệ thống cung cấp bằng:
QHT = PHT.tg HT
ϕ = 111,9.0,75 = 83,93 MVAr
Tổng công suất phản kháng của các phụ tải trong chế độ cực đại theo mục
(1.1.2.b):
∑ max
Q = 133,72 MVAr
Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các máy biến áp:
∑ b
Q =15%×133,72 = 20,06 MVAr
Tổng công suất phản kháng tự dùng trong nhà máy điện có giá trị:
Qtd = Ptd.tg td
ϕ
Với cos td
ϕ =0,75 thì tg td
ϕ =0,88 thì:
Qtd = 24.0,88 = 21,12 MVAr
Như vậy tổng công suất tiêu thụ trong mạng điện:
Qtt = 133,72 + 20,06 +21,12 = 174,9 MVAr
Tổng công suất do nhà máy và hệ thống có thể phát ra:
QF + QHT = 153 + 83,93 = 236,93 MVAr
Từ kết quả tính toán trên nhận thấy rằng, công suất phản kháng do các nguồn
cung cấp lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ, vì vậy không cần bù công
suất phản kháng trong mạng điện thiết kế.
Chương 2.
DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY – SO SÁNH CÁC PHƯƠNG
ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT
2.1. Dự kiến các phương án
Các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện phụ thuộc rất nhiều vào sơ đồ của
nó. Vì vậy các sơ đồ mạng điện cần phải có các chi phí nhỏ nhất, đảm bảo độ
tin cậy cung cấp điện cần thiết và chất lượng điện năng yêu cầu của các hộ
tiêu thụ, thuận tiện và an toàn trong vận hành, khả năng phát triển trong tương
lai và tiếp nhận các phụ tải mới.

Đồ
Sin
Tro
dụn
các
chọ
Nh
cao
điệ
về
100
cho
Đố
đườ
phé
bởi
Cá
Trê
như
án tốt nghiệ
nh viên: Ngu
ong thiết k
ng phương
c nguồn cu
ọn được trê
hững yêu c
o của điện
ện thiết kế,
độ tin cậy
0% trong m
o các hộ tiê
ối với các
ờng dây h
ép cung cấ
i vì thời gi
ác hộ tiêu th
ên cơ sở ph
ư vị trí của
ệp
uyễn Ngọc H
kế hiện nay
g pháp nhi
ung cầp cầ
ên cơ sở so
ầu kỹ thuậ
năng cung
, trước hết
y cung cấp
mạng điện,
êu thụ loại
hộ tiêu thụ
hai mạch h
ấp điện cho
ian sửa chữ
hụ loại III
hân tích nh
a chúng, có
Hùng - Hệ th
y, để chọn
ều phương
ần dự kiến
o sánh kinh
ật chủ yếu
g cấp cho c
t cần chú ý
điện cho c
, đồng thời
i I có thể sử
ụ loại II, t
oặc bằng đ
o các hộ lo
ữa sự cố ch
được cung
hững đặc đ
ó 5 phương
hống điện U
được sơ đồ
g án. Từ cá
một số ph
h tế – kỹ th
đối với cá
các hộ tiêu
ý đến hai y
các hộ tiêu
i dự phòng
ử dụng đườ
trong nhiều
đường dây
oại II bằng
ho các đườ
g cấp điện b
điểm của ng
g án được d
Uông Bí
ồ tối ưu củ
ác vị trí đã
hương án v
huật các ph
c mạng là
u thụ. Khi
yêu cầu trê
u thụ loại I
g đóng tự đ
ờng dây ha
u trường h
y riêng biệ
g đường dâ
ờng dây trê
bằng đườn
guồn cung
dự kiến nh
Th
ủa mạng đi
ã cho của
và phương
hương án.
độ tin cậy
dự kiến sơ
ên. Để thực
I, cần đảm
động. Vì vậ
ai mạch ha
hợp được c
ệt. Nhưng n
ây trên khô
ên không rấ
ng dây một
cấp và các
hư ở hình 2
iện người t
các phụ tả
án tốt nhấ
y và chất lư
ơ đồ của m
c hiện yêu
bảo dự ph
ậy để cung
y mạch vò
cung cấp b
nói chung
ông một m
ất ngắn.
t mạch.
c phụ tải, c
.1a, b, c, d
điện
10
ta sử
ải và
ất sẽ
ượng
mạng
u cầu
hòng
g cấp
òng.
bằng
cho
mạch,
cũng
d, e.

Đồ
Sin
án tốt nghiệ
nh viên: Ngu
ệp
uyễn Ngọc H
Hình
Hình
Hình
Hùng - Hệ th
h 2.1.a Sơ đ
2.1.b. Sơ đ
h 2.1.c. Sơ
hống điện U
đồ mạch đ
đồ mạch đ
đồ mạch đ
Uông Bí
iện phương
điện phươn
điện phươn
Th
g án 1
g án 2.
ng án 3
điện
11

Đồ
Sin
2.1
Phư
án tốt nghiệ
nh viên: Ngu
1.1. Phươn
ương án 1
ệp
uyễn Ngọc H
Hình
Hình
ng án 1
có sơ đồ m
Hùng - Hệ th
2.1.d. Sơ đ
2.1.e. Sơ đ
mạng điện
hống điện U
đồ mạch đ
đồ mạch đ
như sau:
Uông Bí
điện phươn
iện phương
Th
g án 4.
g án 5.
điện
12

Đồ
Sin
a. C
Điệ
tro
Tín
Cô
sau
tro
án tốt nghiệ
nh viên: Ngu
Chọn điện
ện áp định
ng đó:
l - kho
P – côn
nh điện áp
ông suất tác
u:
ng đó:
Pkt – tổ
Ptd – cô
PN – tổ
PN
ệp
uyễn Ngọc H
Hình
n áp định m
mức của đ
Udm =
oảng cách
ng suất tru
định mức
c dụng từ N
ổng công su
ông suất tự
ổng công su
N = P1 + P2
Hùng - Hệ th
h 2.2. Sơ đ
mức của m
đường dây
.
34
,
4 +
= l
truyền tải,
uyền tải trên
trên đường
NĐ truyền
PN6 =P
uất phát ki
ự dùng tron
uất các phụ
+ P3 + P4
hống điện U
đồ mạng đi
mạng điện
được tính
P
16 k
km
n đường dâ
g dây NĐ -
vào đường
Pkt – Ptd – P
inh tế của N
ng nhà máy
ụ tải nối vớ
+ P5
Uông Bí
iện phương
theo công
kV
ây, MW
- 6 – HT:
g dây NĐ -
PN - Δ PN
NĐ
y điện
ới NĐ (1, 2
Th
g án 1
g thức kinh
(2.1)
- 6 được xá
2,3 4, 5)
h nghiệm:
ác định nh
điện
13
ư

Δ PN – tổn thất công suất trên các đường dây do nhà máy cung cấp
Δ PN = 5%PN
Theo kết quả tính toán trong phần (1.2) ta có:
Pkt = 204 MW, Ptd = 24 MW
Từ sơ đồ mạng điện (2.2) ta có:
PN = P1 + P2 + P3 + P4 + P5 = 152 MW
Δ PN = 5%PN = 7,60 MW
Do đó: PN6 = 204- 24- 152- 7,60 = 20,4 MW
Công suất phản kháng do NĐ truyền vào đường dây NĐ - 6 có thể tính gần
đúng như sau:
QN6 = PN6 ×tg 6
ϕ = 20,4.0,48 = 9,79 MVAr
Như vậy:
6
N
S
& =20,4 + j9,79 MVAr
Dòng công suất truyền tải trên đường dây HT- 6 là:
6
6
6 N
H S
S
S &
&
& −
= = 11,6 + j5,71 MVAr
Điện áp tính toán trên đoạn đường dây NĐ-6 là:
56
,
87
4
,
20
16
6
,
80
.
34
,
4
6 =
×
+
=
N
U kV
Đối với đường dây HT-6:
46
,
68
6
,
11
16
2
,
63
34
,
4
6 =
×
+
=
H
U kV
Tính điện áp trên các đường dây còn lại được tiến hành tương tự như đối với
các đường dây trên. Kết quả tính toán cho trong bảng 2.1:

Đường
dây
Công suất
truyền tải
Chiều dài
đường dây l,
km
Điện áp tính
toán U, kV
Điện áp định mức
của mạng Uđm , kV
NĐ-1 32 + j15,49 58,3 103,64
110
NĐ-2 26 +j12,58 72,1 95,88
NĐ-3 30 + j14,52 78,1 102,53
NĐ-4 34 +j21,08 51 105,86
NĐ-5 30 +j12,78 80,6 102,76
NĐ-6 20,4 + j9,79 80,6 87,56
HT-6 11,6 + j5,71 63,2 68,46
HT-7 30 +j14,52 63,2 101,15
HT-8 34 +j14,48 53,8 106,11
HT-9 30 +j12,78 63,2 101,15
Bảng 2.1. Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện
Từ kết quả tính toán trên ta chọn điện áp định mức cho mạng điện ở tất cả các
phương án là Uđm = 110 kV
b. Chọn tiết diện dây dẫn
Các mạng điện 110 kV được thực hiện chủ yếu bằng các đường dây trên
không. Các dây dẫn được sử dụng là dây nhôm lõi thép (AC), đồng thời các
dây dẫn thường được đặt trên các cột bê tông ly tâm hay cột thép tùy theo địa
hình đường dây chạy qua. Đối với các đường dây 110 kV, khoảng cách trung
bình hình học giữa dây dẫn các pha bằng 5 m (Dtb = 5m).
Đối với các mạng điện khu vực, các tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ
kinh tế của dòng điện, nghĩa là:
kt
J
I
F max
=

trong đó:
Imax - dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại, A
Jkt - mật độ kinh tế của dòng điện, A/mm2
. Với dây AC và Tmax = 5300
h thì Jkt = 1 A/mm2
.
Dòng điện chạy trên đường dây trong các chế độ phụ tải cực đại được xác
định theo công thức:
3
max
max 10
.
.
3
. dm
U
n
S
I = ,A
trong đó:
n-số mạch của đường dây (đường dây một mạch n=1; đường dây hai
mạch n=2).
Uđm- điện áp định mức của mạng điện, kV
Smax- công suất chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại, MVA
Dựa vào tiết diện dây dẫn tính được theo công thức trên, tiến hành chọn tiết
diện tiêu chuẩn gần nhất và kiểm tra các điều kiện về sự tạo thành vầng
quang, độ bền cơ của đường dây và phát nóng dây dẫn trong các chế độ sau
sự cố.
Đối với đường dây 110 kV, để không xuất hiện vầng quang các dây nhôm lõi
thép cần phải có tiết diện F ≥ 70 mm2
.
Độ bền cơ của đường dây trên không thường được phối hợp về vầng quang
của dây dẫn, cho nên không cần phải kiểm tra điều kiện này.
Để đảm bảo cho đường dây vận hành bình thường trong các chế độ sau sự cố,
cần phải có điều kiện sau:
Isc ≤ ICP
trong đó:
Isc- dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ sự cố.

ICP- dòng điện làm việc lâu dài cho phép của dây dẫn.
Khi tính tiết diện các dây dẫn cần sử dụng các dòng công suất ở bảng 2.1.
* Chọn tiết diện các dây dẫn của đường dây NĐ-6:
Dòng điện chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại bằng:
IN6 = 38
,
59
10
.
110
.
3
2
79
,
9
4
,
20
10
.
.
3
2
3
2
2
3
6
=
+
=
dm
N
U
S
A
Tiết diện dây dẫn:
FN6 = 38
,
59
1
38
,
59
6
=
=
kt
N
J
I
mm2
Để không xuất hiện vầng quang trên đường dây, cần chọn dây AC có tiết diện
F=70 mm2
và dòng điện ICP = 265 A.
Sau khi chọn tiết diện tiêu chuẩn cần kiểm tra dòng điện chạy trên đường dây
trong các chế độ sau sự cố. Đối với đường dây liên kết NĐ-6-HT, sự cố có thể
xảy ra trong hai trường hợp sau:
- Ngừng một mạch trên đường dây.
- Ngừng một tổ máy phát điện.
Nếu ngừng một mạch của đường dây thì dòng điện chạy trên mạch còn lại
bằng:
I1sc = 2IN6 = 2×59,38 = 118,76 A
Như vậy Isc < Icp.
Khi ngừng một tổ máy phát điện thì ba máy phát còn lại sẽ phát 100 % công
suất. Do đó tổng công suất phát ra của NĐ bằng:
PF = 3×60 = 180 MW
Công suất tự dùng của nhà máy bằng:
Ptd = 10%.180 = 18 MW
Công suất chạy trên đường dây bằng:
PN6 = PF -Ptd-PN-Δ PN
Trong mục (2.1.1.a) đã tính được:

PN = 152 MW, Δ PN = 7,60 MW
Do đó:
PN6 = 180-18-152-7,60 = 2,4 MW
QN6 = 2,4.0,48 = 1,15 MVAr
Vì vậy dòng điện chạy trên đường dây NĐ-6 sẽ không lớn hơn trường hợp đứt
một mạch.
* Chọn tiết diện cho đường dây HT-6
Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại bằng:
93
,
33
10
.
110
.
3
2
71
,
5
6
,
11 3
2
2
6 =
+
=
H
I A
Tiết diện dây dẫn bằng:
FH6 = 93
,
33
1
93
,
33
= A
Chọn dây AC-70, ICP = 265 A
Khi ngừng một mạch trên đường dây, dòng điện chạy trên mạch còn lại có giá
trị:
I1sc =2.33,93 = 67,86 A
Như vậy I1sc < ICP.
Trường hợp ngừng một tổ máy phát, hệ thống phải cung cấp cho phụ tải 6
lượng công suất là:
6
6
6 N
H S
S
S &
&
& −
= =32 +j15,5 -(2,4 + j1,15) = 29,6 + j14,35 MVAr
Dòng điện chạy trên HT-6 khi đó là:
33
,
86
10
.
110
.
3
.
2
35
,
14
6
,
29 3
2
2
2 =
+
=
sc
I A
Như vậy I2sc < ICP
* Chọn tiết diện của đường dây NĐ-1
Dòng điện chạy trên đường dây bằng:

31
,
93
10
.
110
.
3
2
5
,
15
32 3
2
2
1 =
+
=
I A
Tiết diện của đường dây có giá trị:
31
,
93
1
31
,
93
1 =
=
F mm2
Chọn dây AC-95, có ICP = 330 A
Khi ngừng một mạch của đường dây, dòng điện chạy trên mạch còn lại bằng:
Isc =2.93,31 = 186,62 A
Như vậy Isc < ICP
Sau khi chọn các tiết diện dây dẫn tiêu chuẩn, cần xác định các thông số đơn
vị của đường dây là r0, x0, b0 và tiến hành tính các thông số tập trung R, X và
B/2 trong sơ đồ thay thế hình Π của các đường dây theo công thức sau:
R= l
.
.
1
0
r
n
; X= l
.
.
1
0
x
n
; l
.
.
.
2
1
2
0
b
n
B
= (2.2)
trong đó n là số mạch đường dây.
Tính toán đối với các đường dây còn lại được tiến hành tương tự như đối với
đường dây NĐ-1.
Kết quả tính các thông số của tất cả các đường dây trong mạng điện cho ở
bảng 2.2.

B/2
(10
-4
),
S
1,54
1,86
1,11
1,35
2,14
2,08
1,63
0,90
1,43
1,67
Bảng
2.2.
Thông
số
của
các
đường
dây
trong
mạng
điện
phương
án
1
X,
Ω
12,51
15,86
31,94
10,97
17,33
17,73
13,90
25,91
11,57
13,59
R,
Ω
9,62
16,58
13,28
8,42
13,30
18,54
14,54
10,74
8,88
10,43
b
0
(10
-6
).
Ω/km
2,65
2,58
2,84
2,65
2,65
2,58
2,58
2,84
2,65
2,65
x
0
,
Ω/k
m
0,43
0,44
0,41
0,43
0,43
0,44
0,44
0,41
0,43
0,43
r
0
,
Ω/k
m
0,33
0,46
0,17
0,33
0,33
0,46
0,46
0,17
0,33
0,33
l,
km
58,3
72,1
78,1
51
80,6
80,6
63,2
63,2
53,8
63,2
I
SC
,
A
186,60
151,60
-
209,97
171,15
118,76
86,33
-
193,96
171,15
I
CP
,
A
330
265
510
330
330
265
265
510
330
330
F
tc
,
mm
2
95
70
185
95
95
70
70
185
95
95
F
tt
,
mm
2
93,30
75,80
174,93
104,98
85,58
59,38
33,93
174,93
96,98
85,58
I
BT
,
A
93,30
75,80
174,93
104,98
85,58
59,38
33,93
174,93
96,98
85,58

S,
MVA
32+j15,49
26+j12,58
30+j14,52
34+j21,08
30+j12,78
20,40+j9,79
11,6+j5,71
30+j14,52
34+j14,48
30+j12,78
Đường
dây
NĐ-1
NĐ-2
NĐ-3
NĐ-4
NĐ-5
NĐ-6
HT-6
HT-7
HT-8
HT-9
c. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện
Điện năng cung cấp cho các hộ tiêu thụ được đặc trưng bằng tần số của dòng
điện và độ lệch điện áp so với điện áp định mức trên các cực của thiết bị dùng
điện. Khi thiết kế mạng điện, ta giả thiết rằng hệ thống hoặc các nguồn cung
cấp có đủ công suất tác dụng để cung cấp cho các phụ tải. Do đó không xét
đến những vấn đề duy trì tần số. Vì vậy chỉ tiêu chất lượng của điện năng là
giá trị của độ lệch điện áp ở các hộ tiêu thụ so với điện áp định mức ở mạng
điện thứ cấp.
Khi chọn sơ bộ các phương án cung cấp điện có thể đánh giá chất lượng điện
năng theo các giá trị của tổn thất điện áp.
Khi tính sơ bộ các mức điện áp trong các trạm hạ áp, có thể chấp nhận là phù
hợp nếu trong chế độ phụ tải cực đại các tổn thất điện áp lớn nhất của mạng
điện một cấp điện áp không vượt quá 10÷15% trong chế độ làm việc bình
thường, còn trong các chế độ sau sự cố các tổn thất điện áp lớn nhất không
vượt quá 15÷20%, nghĩa là:
Δ Umaxbt%=10÷15%
Δ Umaxsc%=10÷20%
Đối với những mạng điện phức tạp, có thể chấp nhận các tổn thất điện áp lớn
nhất đến 15÷20% trong chế độ phụ tải cực đại khi vận hành bình thường và
đến 20÷25% trong chế độ sau sự cố, nghĩa là:
Δ Umaxbt%=15÷20%
Δ Umaxsc%=20÷25%

Đối với các tổn thất điện áp như vậy, cần sử dụng các máy biến áp điều chỉnh
điện áp dưới tải trong các trạm hạ áp.
Tổn thất điện áp trên đường dây thứ i nào đó khi vận hành bình thường được
xác định theo công thức:
100
.
2
dm
i
i
i
i
ibt
U
X
Q
R
P
U
+
=
Δ (2.3)
Trong đó:
Pi, Qi- công suất chạy trên đường dây thứ i
Ri, Xi- điện trở và điện kháng của đường dây thứ i.
Khi tính tổn thất điện áp, các thông số trên được lấy trong bảng 2.2.
Đối với đường dây có hai mạch, nếu ngừng một mạch thì tổn thất điện áp trên
đường dây bằng:
Δ Uisc%=2Δ Uibt%
* Tính tổn thất điện áp trên đường dây NĐ-1
Trong chế độ làm việc bình thường tổn thất điện áp trên đường dây bằng:
%
14
,
4
100
110
51
,
12
49
,
15
62
,
9
32
%
2
1 =
×
×
+
×
=
Δ bt
U
Khi một mạch đường dây ngừng làm việc, tổn thất điện áp trên đường dây có
giá trị:
Δ U1sc% = 2.U1bt% = 2×4,14 = 8,28 %
Tính các tổn thất điện áp trên các đường dây còn lại được tiến hành tương tự
như với đường dây trên.
Kết quả tính tổn thất điện áp trên các đường dây cho trong bảng 2.3.
Đường dây Δ Ubt, % Δ Usc, % Đường dây Δ Ubt, % Δ Usc, %
NĐ-1 4,14 8,28 NĐ-6 4,56 9,12
NĐ-2 5,21 10,42 HT-6 2,05 4,10
NĐ-3 7,12 - HT-7 5,77 -
NĐ-4 4,27 8,54 HT-8 3,88 7,76

Đồ
Sin
Từ
mạ
Tổ
2.1
Phư
Hìn
a. C
Dò
Dò
Dò
án tốt nghiệ
nh viên: Ngu
NĐ-5
Bảng 2.
ừ các kết qu
ạng điện tro
n thất điện
1.2. Phươn
ương án 2
nh 2.3. Sơ
Chọn điện
òng công su
4
SN
& =
òng công su
òng công s
ệp
uyễn Ngọc H
5,13
.3. Các giá
uả trong bả
ong phươn
n áp lớn nh
Δ
ng án 2
có sơ đồ n
đồ mạng đ
n áp định m
uất chạy tr
3
4 S
S &
& +
= =
uất chạy tr
suất chạy tr
Hùng - Hệ th
10,2
á trị tổn thấ
ảng 2.3 nhậ
ng án 1 có g
Δ Umaxbt%
hất khi sự c
Δ UmaxSC% =
như sau:
điện phươn
mức của m
rên NĐ-4 c
= 34 +j21,0
rên đường d
3
34 S
S &
& = =
rên HT-8:
hống điện U
26 H
ất điện áp t
ận thấy rằn
giá trị:
% = Δ UNĐ2
cố bằng:
= Δ UNĐ2SC
ng án 2
mạng điện
có giá trị:
08 + 30 + j
dây 3 - 4:
= 30 + j14,
Uông Bí
HT-9
trong mạng
ng, tổn thất
2% = 5,21%
C% = 10,42
14,52 = 64
52 MVA
Th
4,02
g điện phươ
t điện áp lớ
%
2%
4 +j35,6
A
8,04
ơng án 1.
ớn nhất của
MVA
điện
23
4
a

7
8
8 S
S
SH
&
&
& +
= = 34 +j14,48 + 30 +j14,52 = 64 + j29 MVA
Dòng công suất chạy trên đường dây 8 - 7:
7
78 S
S &
& = = 30 + j14,52 MVA
Kết quả tính toán ghi trong bảng 2.4.
Đường
dây
Công suất
truyền tải
Chiều dài
đường dây l,
km
Điện áp tính
toán U, kV
NĐ-1 32 + j15,49 58,3 103,64
110
NĐ-2 26 +j12,58 72,1 95,88
NĐ-4 64 +j35,6 51 142,3
4-3 30 + j14,52 41,2 99,08
NĐ-5 30 +j12,78 80,6 102,76
NĐ-6 20,4 + j9,79 80,6 87,56
HT-6 11,6 + j5,71 63,2 68,46
HT-8 64 + j29 53,8 142,48
8-7 30 + j14,52 41,2 99,08
HT-9 30 +j12,78 63,2 101,15

B/2
(10
-4
),
S
1,54
1,86
1,45
0,59
2,14
2,08
1,63
1,53
0,59
1,67
Bảng
2.5.
Thông
số
của
các
đường
dây
trong
mạng
điện
phương
án
2
X,
Ω
12,51
15,86
10,43
16,85
17,33
17,73
13,90
11
16,85
13,59
R,
Ω
9,62
16,58
4,34
7
13,30
18,54
14,54
4,57
7
10,43
b
0
(10
-6
).
Ω/km
2,65
2,58
2,84
2,84
2,65
2,58
2,58
2,84
2,84
2,65
x
0
,
Ω/k
m
0,43
0,44
0,409
0,409
0,43
0,44
0,44
0,409
0,409
0,43
r
0
,
Ω/k
m
0,33
0,46
0,17
0,17
0,33
0,46
0,46
0,17
0,17
0,33
l,
km
58,3
72,1
51
41,2
80,6
80,6
63,2
53,8
41,2
63,2
I
SC
,
A
186,60
151,60
384,38
-
171,15
118,76
86,33
368,78
-
171,15
I
CP
,
A
330
265
510
510
330
265
265
510
510
330
F
tc
,
mm
2
95
70
185
185
95
70
70
185
185
95
F
tt
,
mm
2
93,30
75,80
192,19
174,93
85,58
59,38
33,93
184,39
174,93
85,58

I
BT
,
A
93,30
75,80
192,19
174,93
85,58
59,38
33,93
184,39
174,93
85,58
S,
MVA
32+j15,49
26+j12,58
64+j35,6
30+j14,52
30+j12,78
20,40+j9,79
11,6+j5,71
64+j29
30+j14,52
30+j12,78
Đường
dây
NĐ-1
NĐ-2
NĐ-4
4-3
NĐ-5
NĐ-6
HT-6
HT-8
8-7
HT-9
* Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ-4-3 trong chế độ làm việc bình thường:
Trong chế độ làm việc bình thường tổn thất điện áp trên đường dây NĐ-4
bằng:
%
36
,
5
100
110
43
,
10
6
,
35
34
,
4
64
%
2
4 =
×
×
+
×
=
Δ bt
N
U
Tổn thất điện áp trên đường dây 4-3 bằng:
%
76
,
3
100
110
85
,
16
52
,
14
7
30
%
2
3
4 =
×
×
+
×
=
Δ − bt
U
Như vậy tổn thất điện áp trên đường dây NĐ-4-3 có giá trị:
Δ UN4-3bt% = Δ UN4bt% + Δ U4-3bt% = 5,36%+3,76% = 9,12%
Tổn thất điện áp trên đường dây trong chế độ sau sự cố:
Khi tính tổn thất điện áp trên đường dây ta không xét các sự cố xếp chồng,
nghĩa là đồng thời xảy ra trên tất cả các đoạn của đường dây đã cho, chỉ xét sự
cố ở đoạn nào mà tổn thất điện áp trên đường dây có giá trị cực đại.
Đối với đường dây NĐ-4-3, khi ngừng một mạch trên đường dây NĐ-4 thì:
Δ UN4SC% = 2Δ UN4bt% = 2×5,36% = 10,72%
Đối với đường dây 4-3, vì đường dây chỉ có một mạch nên ta không xét sự cố.

* Tổn thất điện áp trên đường dây HT-8-7 trong chế độ làm việc bình thường:
Trong chế độ làm việc bình thường tổn thất điện áp trên đường dây HT-8
bằng:
%
05
,
5
100
110
11
29
57
,
4
64
%
2
8 =
×
×
+
×
=
Δ bt
H
U
%
76
,
3
100
110
85
,
16
52
,
14
7
30
%
2
7
8 =
×
×
+
×
=
Δ − bt
U
Như vậy tổn thất điện áp trên đường dây HT-8-7 có giá trị:
Δ UH-8-7bt% = Δ UH8bt% + Δ U8-7bt% = 5,05%+3,76% = 8,81%
Đối với đường dây HT-8-7, khi ngừng một mạch trên đường dây HT-8 thì:
Δ UH8SC% = 2Δ UH8bt% = 2×5,05% = 10,1%
Tính các tổn thất điện áp trên các đường dây còn lại được tiến hành tương tự
như với các đường dây trên.
NĐ-1 4,14 8,28 NĐ-6 4,56 9,12
NĐ-2 5,21 10,42 HT-6 2,05 4,10
NĐ-4 5,36 10,72 HT-8 5,05 10,1
4-3 3,76 - 8-7 3,76 -
NĐ-5 5,13 10,26 HT-9 4,02 8,04
Bảng 2.6. Các giá trị tổn thất điện áp trong mạng điện phương án 2.
Từ các kết quả trong bảng 2.6 nhận thấy rằng, tổn thất điện áp lớn nhất của
mạng điện trong phương án 2 có giá trị:
Khi làm việc bình thường:
Δ Umaxbt% = Δ UNĐ4bt% + Δ U4-3bt% = 5,36% + 3,76% = 9,12%
Trong chế độ sau sự cố:

Đồ
Sin
2.1
Sơ
a. T
Dò
Dò
Dò
4
S
&
Kế
án tốt nghiệ
nh viên: Ngu
Δ UmaxS
1.3. Phươn
ơ đồ mạng đ
Tính chọn
òng công su
4
SN
&
òng công su
òng công s
5
5 S
&
= = 30
ết quả tính
ệp
uyễn Ngọc H
SC% = Δ U
ng án 3
điện phươn
Hình
n điện áp đ
uât chạy tr
3
4 S
S &
& +
=
uất chạy tr
suất chạy tr
0 + j12,78
toán ghi tr
Hùng - Hệ th
UNĐ4SC% +
ng án 3:
h 2.4. Sơ đ
định mức c
rên NĐ-4 c
5
S
&
+ = 34 +
rên đường d
3
43 S
S &
& = =
rên đường
MVA
rong bảng 2
hống điện U
Δ U4-3bt% =
đồ mạng đi
cho mạng đ
có giá trị:
+j21,08 + 3
dây 4 - 3:
= 30 + j14,
dây 4 - 5:
2.7.
Uông Bí
= 10,72%
iện phương
điện
30 + j14,52
52 MVA
Th
+ 3,76% =
g án 3
2 + 30 +j1
= 94
A
= 14,48%
2,78 =
4+j48,38 M
điện
28
MVA

Đường
dây
Công suất
truyền tải
Chiều dài
đường dây l,
km
Điện áp tính
toán U, kV
NĐ-1 32 + j15,49 58,3 103,64
110
NĐ-2 26 + j12,58 72,1 95,88
NĐ-4 94 + j48,38 51 171,14
4-3 30 + j14,52 41,2 99,08
4-5 30 + j12,78 53,9 100,28
NĐ-6 20,4 + j9,79 80,6 87,56
HT-6 11,6 + j5,71 63,2 68,46
HT-8 64 + j29 53,8 142,48
8-7 30 + j14,52 41,2 99,08
HT-9 30 + j12,78 63,2 101,15
Với đường dây NĐ-4:
44
,
277
10
.
110
.
3
2
38
,
48
94 3
2
2
4 =
+
=
I A
44
,
277
1
44
,
277
4 =
=
F mm2

Isc =2.277,44 = 554,88 A
Như vậy Isc < ICP.
B/2
(10
-4
),
S
1,54
1,86
1,46
0,59
1,43
2,08
1,63
1,53
0,59
1,67
Bảng
2.8.
Thông
số
của
các
đường
dây
trong
mạng
điện
phương
án
3
X,
Ω
12,51
15,86
9,95
16,85
11,59
17,73
13,90
11
16,85
13,59
R,
Ω
9,62
16,58
3,32
7
8,89
18,54
14,54
4,57
7
10,43
b
0
(10
-6
).
Ω/km
2,65
2,58
2.86
2,84
2,65
2,58
2,58
2,84
2,84
2,65
x
0
,
Ω/k
m
0,43
0,44
0,39
0,409
0,43
0,44
0,44
0,409
0,409
0,43
r
0
,
Ω/k
m
0,33
0,46
0,13
0,17
0,33
0,46
0,46
0,17
0,17
0,33
l,
km
58,3
72,1
51
41,2
53,9
80,6
63,2
53,8
41,2
63,2
I
SC
,
A
186,60
151,60
554,88
-
171,15
118,76
86,33
368,78
-
171,15
I
CP
,
A
330
265
605
510
330
265
265
510
510
330
F
tc
,
mm
2
95
70
240
185
95
70
70
185
185
95
F
tt
,
mm
2
93,30
75,80
277,44
174,93
85,58
59,38
33,93
184,39
174,93
85,58
I
BT
,
A
93,30
75,80
277,44
174,93
85,58
59,38
33,93
184,39
174,93
85,58

S,
MVA
32+j15,49
26+j12,58
94
+
j48,38
30+j14,52
30+j12,78
20,40+j9,79
11,6+j5,71
64+j29
30+j14,52
30+j12,78
Đường
dây
NĐ-1
NĐ-2
NĐ-4
4-3
4-5
NĐ-6
HT-6
HT-8
8-7
HT-9
c. Tính tổn thất điện áp
Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ-4-5 trong chế độ làm việc bình thường:
bằng:
%
56
,
6
100
110
95
,
9
38
,
48
32
,
3
94
%
2
4 =
×
×
+
×
=
Δ bt
N
U
%
43
,
3
100
110
59
,
11
78
,
12
89
,
8
30
%
2
5
4 =
×
×
+
×
=
Δ − bt
U
Δ UN-4-5bt% = Δ UN4bt% + Δ U4-5bt% = 6,56%+3,43% = 9,99%
Δ UN4SC% = 2Δ UN4bt% = 2×6,56% = 13,12%
Các đường dây còn lại được tính toán tương tự như trên.
NĐ-1 4,14 8,28 NĐ-6 4,56 9,12
NĐ-2 5,21 10,42 HT-6 2,05 4,10
NĐ-4 6,56 13,12 HT-8 5,05 10,1
4-3 3,76 - 8-7 3,76 -
4-5 3,43 6,86 HT-9 4,02 8,04

Đồ
Sin
Từ
mạ
Kh
Tro
2.1
Sơ
a. T
Dò
Dò
Kế
án tốt nghiệ
nh viên: Ngu
Bảng 2.
ừ các kết qu
ạng điện tro
hi làm việc
Δ Uma
ong chế độ
Δ UmaxS
1.4. Phươn
ơ đồ mạng đ
Tính chọn
òng công su
1
SN
& =
òng công su
ết quả tính
ệp
uyễn Ngọc H
.9. Các giá
uả trong bả
ong phươn
bình thườ
axbt% = Δ U
ộ sau sự cố
SC% = Δ U
ng án 4
điện phươn
Hình
n điện áp đ
uât chạy tr
1
2
1 S
S &
& +
= =
uất chạy tr
toán ghi tr
Hùng - Hệ th
ảng 2.9 nh
ng án 3 có g
ờng:
UNĐ4bt% +
ố:
UNĐ4SC% +
ng án 4:
h 2.5. Sơ đ
định mức c
rên NĐ-1 c
= 32 +j15,4
rên đường d
2
12 S
S &
& = =
rong bảng 2
hống điện U
ất điện áp t
hận thấy rằn
giá trị:
Δ U4-3bt% =
Δ U4-3bt% =
đồ mạng đi
cho mạng đ
có giá trị:
49 + 26 + j
dây 1 -3:
= 26 + j12,
2.10.
Uông Bí
trong mạng
ng, tổn thấ
= 6,56% +
= 13,12%
iện phương
điện
j12,58 = 5
58 MVA
Th
g điện phươ
ất điện áp l
+ 3,76% = 1
+ 3,76% =
g án 4
58 + j28,07
A
ơng án 3.
lớn nhất củ
10,32%
= 16,88%
7 MVA
điện
32
ủa

Đường
dây
Công suất
truyền tải
Chiều dài
đường dây l,
km
Điện áp tính
toán U, kV
NĐ-1 58 + j28,07 58,3 136,3
110
1-2 26 + j12,58 70,7 95,75
NĐ-4 94 + j48,38 51 171,14
4-3 30 + j14,52 41,2 99,08
4-5 30 + j12,78 53,9 100,28
NĐ-6 20,4 + j9,79 80,6 87,56
HT-6 11,6 + j5,71 63,2 68,46
HT-8 64 + j29 53,8 142,48
8-7 30 + j14,52 41,2 99,08
HT-9 30 + j12,78 63,2 101,15
Với đường dây NĐ-1:
1
,
169
10
.
110
.
3
2
07
,
28
58 3
2
2
1 =
+
=
I A

1
,
169
1
1
,
169
1 =
=
F mm2
Isc =2.169,1 = 338,2 A
Như vậy Isc < ICP.
B/2
(10
-4
),
S
1,66
1,82
1,46
0,59
1,43
2,08
1,63
1,53
0,59
1,67
Bảng
2.11.
Thông
số
của
các
đường
dây
trong
mạng
điện
phương
án
4.
X,
Ω
11,92
15,55
9,95
16,85
11,59
17,73
13,90
11
16,85
13,59
R,
Ω
4,96
16,26
3,32
7
8,89
18,54
14,54
4,57
7
10,43
b
0
(10
-6
).
Ω/km
2,84
2,58
2.86
2,84
2,65
2,58
2,58
2,84
2,84
2,65
x
0
,
Ω/k
m
0,409
0,44
0,39
0,409
0,43
0,44
0,44
0,409
0,409
0,43
r
0
,
Ω/k
m
0,17
0,46
0,13
0,17
0,33
0,46
0,46
0,17
0,17
0,33
l,
km
58,3
70,7
51
41,2
53,9
80,6
63,2
53,8
41,2
63,2
I
SC
,
A
338,2
151,60
554,88
-
171,15
118,76
86,33
368,78
-
171,15
I
CP
,
A
510
265
605
510
330
265
265
510
510
330
F
tc
,
mm
2
185
70
240
*
185
95
70
70
185
185
95
F
tt
,
mm
2
169,1
75,80
277,44
174,93
85,58
59,38
33,93
184,39
174,93
85,58

I
BT
,
A
169,1
75,80
277,44
174,93
85,58
59,38
33,93
184,39
174,93
85,58
S,
MVA
58
+
j28,07
26+j12,58
94
+
j48,38
30+j14,52
30+j12,78
20,40+j9,79
11,6+j5,71
64+j29
30+j14,52
30+j12,78
Đường
dây
NĐ-1
1-2
NĐ-4
4-3
4-5
NĐ-6
HT-6
HT-8
8-7
HT-9
c. Tính tổn thất điện áp
Tổn thất điện áp trên đường dây NĐ-1-2 trong chế độ làm việc bình thường:
bằng:
%
14
,
5
100
110
92
,
11
07
,
28
96
,
4
58
%
2
1 =
×
×
+
×
=
Δ bt
N
U
%
11
,
5
100
110
55
,
15
58
,
12
26
,
16
26
%
2
2
1 =
×
×
+
×
=
Δ − bt
U
Δ UN-1-2bt% = Δ UN1bt% + Δ U1-2bt% = 5,14% + 5,11% = 10,25%
Δ UN1SC% = 2Δ UN1bt% = 2×5,14% = 10,28%
Các đường dây còn lại được tính toán tương tự như trên.
Đường
dây
Δ Ubt, % Δ Usc, %
Đường
dây
Δ Ubt, % Δ Usc, %
NĐ-1 5,14 10,28 NĐ-6 4,56 9,12
1-2 5,11 10,22 HT-6 2,05 4,10
NĐ-4 6,56 13,12 HT-8 5,05 10,1

Đồ
Sin
Từ
mạ
Kh
Tro
2.1
Sơ
án tốt nghiệ
nh viên: Ngu
4-3
4-5
Bảng 2.1
ừ các kết qu
ạng điện tro
hi làm việc
Δ Uma
ong chế độ
Δ UmaxS
1.5. Phươn
ơ đồ mạng đ
ệp
uyễn Ngọc H
3,76
3,43
12. Các giá
uả trong bả
ong phươn
bình thườ
axbt% = Δ U
ộ sau sự cố
SC% = Δ U
ng án 5
điện phươn
Hình
Hùng - Hệ th
-
6,86
ảng 2.12 n
ng án 4 có g
ờng:
UNĐ4bt% +
ố:
UNĐ4SC% +
ng án 5:
h 2.6. Sơ đ
hống điện U
8
H
ất điện áp t
nhận thấy r
giá trị:
Δ U4-3bt% =
Δ U4-3bt% =
đồ mạng đi
Uông Bí
8-7
HT-9
trong mạng
rằng, tổn th
= 6,56% +
= 13,12%
ện phương
Th
3,76
4,02
g điện phư
hất điện áp
+ 3,76% = 1
+ 3,76% =
g án 5
-
8,04
ương án 4.
lớn nhất c
10,32%
= 16,88%
điện
36
của

Đồ
Sin
a. T
* T
NĐ
Để
địn
các
trên
3
SN
=
&
Dò
Cô
4
S
&
Kế
Đư
án tốt nghiệ
nh viên: Ngu
Tính chọn
Tính dòng
Đ -4-5.
ể thuận tiện
nh các dòng
c đoạn đườ
n đoạn NĐ
20
69
,
37
(
1
2
4
4
j
l
S
N
+
=
l
&
òng công s
31
,
26
( 4
5
j
S
SN
+
=
= &
&
ông suất ch
4
5 SN −
=
−
&
ết quả tính
ường C
ệp
uyễn Ngọc H
Hình 2.
n điện áp đ
công suất c
n ta ký hiệu
g công suấ
ờng dây đều
Đ-4 bằng:
MVA
84
,
0
)
3
2
5
3 S
l
+
+
+
+
l
l
l
&
suất chạy tr
M
02
,
13
)
5
j
S
S N
−
+ &
&
hạy trên đo
,
37
(
4
S =
− &
điện áp củ
Công suất
Hùng - Hệ th
.7. Sơ đồ m
định mức c
chạy trên c
u chiều dài
ất ta cần gi
u có cùng
A
34
(
3 +
=
l
rên đoạn N
MVA
34
(
4
SN +
=
ạn 4-5 bằn
8
,
20
69
, j
+
ủa phương
Chi
hống điện U
mạch vòng
cho mạng đ
các đoạn đư
i các đoạn
ả thiết rằng
một tiết di
(
)
08
,
21
j ×
NĐ-5 bằng
3
08
,
21
j +
+
ng:
34
(
)
84 +
−
án này cho
ều dài
Uông Bí
trong phư
điện
ường dây t
đường dây
g, mạng đi
iện. Như vậ
9
,
53
51
6
,
80
9
,
53
(
+
+
:
78
,
12
30 j
+
3
)
08
,
21
j =
o trong bản
Điện áp t
Th
ương án 5
trong mạch
y như hình
iện đồng n
ậy dòng cô
6
,
80
9
30
(
)
6 j
+
+
+
69
,
37
(
)
8 −
2
,
0
69
,
3 j
−
ng 2.13.
tính Điệ
h vòng
2.7. Để xá
nhất và tất
ông suất ch
8
)
78
,
12
j ×
)
84
,
20
j =
+
24 MV
ện áp định
điện
37
ác
cả
hạy
6
,
80
=
=
VA
mức

dây truyền tải đường dây l,
km
toán U, kV của mạng Uđm , kV
NĐ-1 32 + j15,49 58,3 103,64
110
NĐ-2 26 +j12,58 72,1 95,88
NĐ-3 30 + j14,52 78,1 102,53
NĐ-4 37,69+ j20,84 51 111
NĐ-5 26,31+j13,02 80,6 97,20
4-5 3,69-j0,24 53,9 46,12
NĐ-6 20,4 + j9,79 80,6 87,56
HT-6 11,6 + j5,71 63,2 68,46
HT-8 64 + j29 53,8 142,48
8-7 30 + j14,52 41,2 99,08
HT-9 30 +j12,78 63,2 101,15
b. Tính chọn tiết diện các đoạn đường dây
* Tính tiết diện các đoạn đường dây trong mạch vòng NĐ-4-5:
Dòng điện chạy trên đoạn NĐ-4:
05
,
226
10
110
3
84
,
20
69
,
37 3
2
2
4 =
×
×
+
=
N
I A
05
,
226
1
05
,
226
4 =
=
N
F mm2
Chọn dây AC-240 có ICP = 605 A.
Dòng điện chạy trên đoạn 4-5 bằng:
41
,
19
10
110
3
24
,
0
69
,
3 3
2
2
5
4 =
×
×
+
=
−
I A

41
,
19
1
41
,
19
5
4 =
=
−
F A
Dòng điện chạy trên đoạn NĐ-5:
08
,
154
10
110
3
02
,
13
31
,
26 3
2
2
5 =
×
×
+
=
N
I A
08
,
154
1
08
,
154
4 =
=
N
F mm2
Kiểm tra dây dẫn khi sự cố:
Đối với mạch vòng đã cho, dòng điện chạy trên đoạn 4-5 sẽ có giá trị lớn nhất
khi ngừng đường dây NĐ-4. Như vậy:
97
,
209
10
110
3
08
,
21
34 3
2
2
45 =
×
×
+
=
−SC
I A
Dòng điện chạy trên đoạn NĐ-5 bằng:
03
,
380
10
110
3
86
,
33
64 3
2
2
5 =
×
×
+
=
SC
N
I A
Trường hợp sự cố đoạn NĐ-5, dòng điện chạy trên NĐ-4 là:
03
,
380
10
110
3
86
,
33
64 3
2
2
4 =
×
×
+
=
SC
N
I A
Kết quả tính tiết diện đường dây cho trong bảng 2.14.

B/2
(10
-4
),
S
1,54
1,86
1,11
0,73
1,1
0,77
2,08
1,63
1,53
0,59
1,67
Bảng
2.14.
Thông
số
của
các
đường
dây
trong
mạng
X,
Ω
12,51
15,86
31,94
19,89
33,53
23,72
17,73
13,90
11
16,85
13,59
R,
Ω
9,62
16,58
13,28
6,63
16,93
24,79
18,54
14,54
4,57
7
10,43
b
0
(10
-6
).
Ω/km
2,65
2,58
2,84
2,86
2,74
2,85
2,58
2,58
2,84
2,84
2,65
x
0
,
Ω/k
m
0,43
0,44
0,41
0,39
0,416
0,44
0,44
0,44
0,409
0,409
0,43
r
0
,
Ω/k
m
0,33
0,46
0,17
0,13
0,21
0,46
0,46
0,46
0,17
0,17
0,33
l,
km
58,3
72,1
78,1
51
80,6
53,9
80,6
63,2
53,8
41,2
63,2

I
SC
,
A
186,60
151,60
-
380,03
380,03
209,97
118,76
86,33
368,78
-
171,15
I
CP
,
A
330
265
510
605
445
265
265
265
510
510
330
F
tc
,
mm
2
95
70
185
240
150
70
70
70
185
185
95
F
tt
,
mm
2
93,30
75,80
174,93
226,05
154,08
19,41
59,38
33,93
184,39
174,93
85,58
I
BT
,
A
93,30
75,80
174,93
226,05
154,08
19,41
59,38
33,93
184,39
174,93
85,58
S,
MVA
32+j15,49
26+j12,58
30+j14,52
37,69+
j20,84
26,31+j13,02
3,69-j0,24
20,40+j9,79
11,6+j5,71
64+j29
30+j14,52
30+j12,78
Đường
dây
NĐ-1
NĐ-2
NĐ-3
NĐ-4
NĐ-5
4-5
NĐ-6
HT-6
HT-8
8-7
HT-9
* Tính tổn thất điện áp trong mạch vòng đã xét
- Tổn thất điện áp trên đoạn NĐ-4:
%
49
,
5
100
110
89
,
19
84
,
20
63
,
6
69
,
37
%
2
4 =
×
×
+
×
=
Δ bt
N
U
- Tổn thất điện áp trên đoạn NĐ-5:
%
17
,
7
100
110
53
,
33
02
,
13
39
,
16
31
,
26
%
2
5 =
×
×
+
×
=
Δ bt
N
U
- Tổn thất điện áp trên đoạn 4-5:
%
71
,
0
100
110
72
,
23
24
,
0
79
,
24
69
,
3
%
2
5
4 =
×
×
−
×
=
Δ − bt
U
- Trường sau sự cố:
Khi ngừng đoạn NĐ-4:

%
97
,
17
100
110
53
,
33
86
,
33
39
,
16
64
%
2
5 =
×
×
+
×
=
Δ sc
N
U
%
1
,
11
100
110
72
,
23
08
,
21
79
,
24
34
%
2
5
4 =
×
×
+
×
=
Δ − sc
U
Khi ngừng đoạn NĐ-5:
%
07
,
9
100
110
89
,
19
86
,
33
63
,
6
64
%
2
4 =
×
×
+
×
=
Δ sc
N
U
%
65
,
8
100
110
72
,
23
78
,
12
79
,
24
30
%
2
5
4 =
×
×
+
×
=
Δ − sc
U
Từ các kết quả trên nhận thấy rằng, đối với mạch vòng đã cho, sự cố nguy
hiểm nhất xảy ra khi ngừng đoạn NĐ-4, trường hợp này tổn thất điện áp lớn
nhất bằng:
Δ UmaxSC% = 17,97% + 11,1% = 29,07%
Kết quả tính toán tổn thất điện áp ghi trong bảng 2.15.
NĐ-1 4,14 8,28 NĐ-6 4,56 9,12
NĐ-2 5,21 10,42 HT-6 2,05 4,10
NĐ-3 7,12 - HT-8 5,05 10,1
NĐ-4 5,49 9,07 8-7 3,76 -
NĐ-5 7,17 17,97 HT-9 4,02 8,04
4-5 0,71 8,65/11,1
Bảng 2.15. Giá trị tổn thất điện áp trong mạng điện.
Từ các kết quả ở bảng 2.15 thì tổn thất điện áp cực đại trong chế độ vận hành
bình thường là:
Δ Umaxbt% = Δ UH8bt% + Δ U87bt% = 5,05% + 3,76% = 8,81%
Trong chế độ sau sự cố:

Δ UmaxSC% = Δ UN5SC% + Δ U45SC% = 17,97% + 11,1% = 29,07%
Để thuận tiện so sánh các phơng án về mặt kỹ thuật, các giá trị tổn thất
điện áp lớn nhất của từng phơng án đợc tổng hợp ở bảng 3.16.
Tổn thất
điện áp
Các phơng án
1 2 3 4 5
ΔUmax
bt(%)
5,21 9,12 10,32 12,58 8,81
ΔUmax
sc(%)
10,42 14,48 16,88 28,07 29,07
Bảng 2.16. Tổng hợp chỉ tiêu kỹ thuật các phơng án
Từ các kết quả tính toán trong bảng 3.16, chọn ra bốn phơng án: 1, 2, 3
và 4 để so sánh kinh tế - kỹ thuật.
CHƯƠNG 3.
CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU VỀ KINH TẾ
3.1. So sánh kinh tế các phương án
Vì các phương án so sánh của mạng điện có cùng cấp điện áp định mức, do đó
để đơn giản không cần tính vốn đầu tư vào các trạm hạ áp.
Chỉ tiêu kinh tế được sử dụng khi so sánh các phương án là các chi phí tính
toán hàng năm, được xác định theo công thức:
Z = (atc + avhđ).Kđ + Δ A.c
trong đó:
atc- hệ số hiệu quả của vốn đầu tư (atc = 0,125).
avhđ- hệ số vận hành đối với các đường dây trong mạng điện (avhđ =
0,04)

Kđ- tổng các vốn đầu tư về đường dây
Δ A- tổng tổn thất điện năng hàng năm.
c- giá 1 kWh điện năng tổn thất (c = 500 đ/kWh)
Đối với các đường dây trên không hai mạch đặt trên cung một cột, tổng vốn
đầu tư để xây dựng các đường dây có thể xác định theo công thức sau:
Kđ = ∑ 6
,
1 .k0i.l i
trong đó:
k0i- giá thành 1 km đường dây một mạch, đ/km
l i- chiều dài đường dây thứ i, km
Tổn thất điện năng trên đường dây được xác định theo công thức:
∑Δ
=
Δ .
max
i
P
A τ
trong đó:
Δ Pimax- tổn thất công suất trên đường dây thứ i khi phụ tải cực đại
τ- thời gian tổn thất công suất cực đại
Tổn thất công suất trên đường dây thứ i có thể được tính như sau:
i
dm
i
i
i R
U
Q
P
P .
2
2
max
2
max
max
+
=
Δ
trong đó:
Pimax, Qimax- công suất tác dụng và phản kháng chạy trên đường dây
trong chế độ phụ tải cực đại.
Ri- điện trở tác dụng của đường dây thứ i
Uđm- điện áp định mức của mạng điện
Thời gian tổn thất công suất cực đại có thể tính theo công thức:
τ = (0,124 + Tmax.10-4
)2
.8760
trong đó Tmax = 5300 h là thời gian sử dụng phụ tải cực đại hàng năm.
3.1.1. Phương án 1
a. Tính tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây

Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây được xác định theo các số liệu ở
bảng 2.2.
Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây NĐ-1:
1
62
,
9
.
110
49
,
15
32
2
2
2
1 =
+
=
ΔP MW
Tính tổn thất công suất trên các đường dây còn lại được tiến hành tương tự.
b. Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện
Giả thiết rằng các đường dây trên không hai mạch được đặt trên cùng một cột
thép (cột kim loại). Như vậy vốn dầu tư xây dựng đường dây NĐ-1 được xác
định như sau:
K1 = 1,6.k01.l 1
trong đó:
l 1- chiều dài đường dây, l 1 = 58,3 km.
k01- được xác định theo bảng 8.39 – TL1, k01 = 283.106
đ/km
K1 = 1,6.283.106
.58,3 = 26 398,24.106
đ
Kết quả tính vốn đầu tư xây dựng cho các đường dây ghi trong bảng 3.2.
Các kết quả trong bảng 3.2 cho thấy rằng, tổng tổn thất công suất tác dụng
trong mạng điện bằng:
Δ P = 9,54 MW
Tổng vốn đầu tư xây dựng các đường dây có giá trị:
K = 310 517,12.106
đ
Đườn
g dây
Ký
hiệu
dây
dẫn
l, km R, Ω
P,
MW
Q,
MVA
r
Δ P,
MW
k0.10
6
đ/km
K.106
đ
NĐ-1 95 58,30 9,62 32,00 15,49 1,00 283 26398,24
NĐ-2 70 72,10 16,58 26,00 12,58 1,14 208 23994,88
NĐ-3 185 78,10 13,28 30,00 14,52 1,22 441 55107,36
NĐ-4 95 51,00 8,42 34,00 21,08 1,11 283 23092,80
NĐ-5 95 80,60 13,30 30,00 12,78 1,17 283 36495,68

NĐ-6 70 80,60 18,54 20,40 9,79 0,78 208 26823,68
HT-6 70 63,20 14,54 11,60 5,71 0,20 208 21032,96
HT-7 185 63,20 10,74 30,00 14,52 0,99 441 44593,92
HT-8 95 53,80 8,88 34,00 14,48 1,00 283 24360,64
HT-9 95 63,20 10,43 30,00 12,78 0,92 283 28616,96
Tổng 9,54
310517,1
2
Bảng 3.2. Tổn thất công suất và vốn đầu tư xây dựng các đường dây trong
phương án 1.
c. Xác định chi phí vận hành hàng năm
Tổng các chi phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức:
Y = avhđ.Kđ + Δ A.c
Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng:
τ = (0,124 + 5300.10-4
)2
.8760 = 3748 h
Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị:
Δ A = 9,54.3748 = 35 755,92 MWh
Chi phí vận hành hàng năm:
Y = 0,04×310 517,12×106
+ 35 755,92×103
×500 = 30 298,64.106
đ
Chi phí tính toán hàng năm bằng:
Z = atc.Kđ + Y = 0,125×310 517,12×106
+ 30 298,64.106
=
= 69 113,28.106
đ
Đường
dây
Ký
hiệu
dây dẫn
l, km R, Ω
P,
MW
Q,
MVAr
Δ P,
MW
k0.106
đ/km
K.106
đ
NĐ-1 95 58,30 9,62 32,00 15,49 1,00 283 26398,24
NĐ-2 70 72,10 16,58 26,00 12,58 1,14 208 23994,88
4-3 185 41,2 7 30,00 14,52 0,64 441 29070,72
NĐ-4 185 51,00 4,34 64 35,6 1,92 441 35985,60
NĐ-5 95 80,60 13,30 30,00 12,78 1,17 283 36495,68
NĐ-6 70 80,60 18,54 20,40 9,79 0,78 208 26823,68
HT-6 70 63,20 14,54 11,60 5,71 0,20 208 21032,96
8-7 185 53,8 7 30,00 14,52 0,64 441 29070,72

HT-8 185 53,80 4,34 64 29 1,86 441 37961,28
HT-9 95 63,20 10,43 30,00 12,78 0,92 283 28616,96
Tổng 10,29 302450,72
phương án 2.
* Xác định chi phí vận hành hàng năm
τ = (0,124 + 5300.10-4
)2
.8760 = 3748 h
Δ A = 10,29.3748 = 38 566,92 MWh
Y = 0,04×302450,72×106
+ 38 566,92×103
×500 = 31 381,5.106
đ
Z = atc.Kđ + Y = 0,125×302450,72×106
+ 31 381,5.106
=
= 69200.106
đ
Đường
dây
Ký
hiệu
dây dẫn
l, km R, Ω
P,
MW
Q,
MVAr
Δ P,
MW
k0.106
đ/km
K.106
đ
NĐ-1 95 58,30 9,62 32,00 15,49 1,00 283 26398,24
NĐ-2 70 72,10 16,58 26,00 12,58 1,14 208 23994,88
4-3 185 41,2 7 30,00 14,52 0,64 441 29070,72
NĐ-4 240 51,00 3,32 94 48,38 3,07 500 40800
4-5 95 53,9 8,89 30,00 12,78 0,78 283 24405,92
NĐ-6 70 80,60 18,54 20,40 9,79 0,78 208 26823,68

HT-6 70 63,20 14,54 11,60 5,71 0,20 208 21032,96
8-7 185 53,8 7 30,00 14,52 0,64 441 29070,72
HT-8 185 53,80 4,34 64 29 1,86 441 37961,28
HT-9 95 63,20 10,43 30,00 12,78 0,92 283 28616,96
Tổng 11,05 290175,36
phương án 3.
τ = (0,124 + 5300.10-4
)2
.8760 = 3748 h
Δ A = 11,05.3748 = 41415,4 MWh
Y = 0,04×290 175,36×106
+ 41 415,4×103
×500 = 32 314,71.106
đ
Z = atc.Kđ + Y = 0,125×290 175,36×106
+ 32 314,71.106
=
=69000.106
đ
Đường
dây
Ký
hiệu
dây dẫn
l, km R, Ω
P,
MW
Q,
MVAr
Δ P,
MW
k0.106
đ/km
K.106
đ
NĐ-1 185 58,30 4,96 58 28,07 1,70 441 41136,48
1-2 70 70,7 16,26 26,00 12,58 1,12 208 23528,96
4-3 185 41,2 7 30,00 14,52 0,64 441 29070,72
NĐ-4 240 51,00 3,32 94 48,38 3,07 500 40800
4-5 95 53,9 8,89 30,00 12,78 0,78 283 24405,92
NĐ-6 70 80,60 18,54 20,40 9,79 0,78 208 26823,68
HT-6 70 63,20 14,54 11,60 5,71 0,20 208 21032,96
8-7 185 53,8 7 30,00 14,52 0,64 441 29070,72
HT-8 185 53,80 4,34 64 29 1,86 441 37961,28

HT-9 95 63,20 10,43 30,00 12,78 0,92 283 28616,96
Tổng 11,72 302447,68
phương án 4.
τ = (0,124 + 5300.10-4
)2
.8760 = 3748 h
Δ A = 11,72.3748 = 43 926,56 MWh
Y = 0,04×302 447,68×106
+ 43 926,56×103
×500 = 34 061,19.106
đ
Z = atc.Kđ + Y = 0,125×302 447,68×106
+ 34 061,19.106
= 71 867,15.106
đ
3.1.5. Tổng hợp chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật của các phương án
Các chỉ tiêu
Phương án
1 2 3 4
Δ Umaxbt% 5,21 9,12 10,32 10,32
Δ UmaxSC% 10,42 14,48 16,88 16,88
Z.106
,đ 69 113,28 69 200 69000 71 867,15
Bảng 3.6. Tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của các phương án so sánh
Từ các kết quả tính toán trong bảng 3.6 ta nhận thấy rằng các phương
án được lựa chọn về kỹ thuật tương đương nhau về mặt kinh tế nhưng do
phương án 1 có các chỉ tiêu kỹ thuật tốt hơn hẳn các phương án còn lại nên ta
sẽ chọn phương án 1 là phương án tối ưu cho hệ thống điện thiết kế.

3.1. So sánh kỹ thuật các phương án
Để tiện so sánh các phương án về mặt kỹ thuật, các giá trị tổn thất điện áp cực
đại của các phương án được tổng hợp ở bảng 3.1.
Tổn thất
điện áp
Phương án
1 2 3 4 5
Δ Umaxbt% 5,21 9,12 10,32 10,32 8,81
Δ UmaxSC% 10,42 14,48 16,88 16,88 29,07
Bảng 3.1. Tổng hợp chỉ tiêu kỹ thuật của các phương án
Vậy ta sẽ chọn các phương án 1, 2, 3 và 4 để tiến hành so sánh về kinh tế.
CHƯƠNG 4.
CHỌN MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM
VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH
4.1. Chọn số lượng, công suất các máy biến áp trong các trạm tăng áp
của nhà máy điện
Do nhà máy điện phát tất cả công suất vào mạng điện áp 110 kV (trừ công
suất tự dùng), do đó nối các máy biến áp theo sơ đồ khối máy phát điện -máy
biến áp. Trong trường hợp này công suất của mỗi máy biến áp được xác định
theo công thức:
S≥ Sđm ≥
60
0,8
= 75 MVA
trong đó Sđm là công suất định mức của các máy phát điện.

Chọn máy biến áp TDH-80000/110 có các thông số cho trong bảng 4.1:
Sđm
MVA
Các số liệu kỹ thuật Các số liệu tính
Uđm, kV Un,
%
Δ Pn,
kW
Δ P0,
kW
I0,
%
R
Ω
X,
Ω
Δ Q0,
kVAr
Cao Hạ
80 121 10,5 10,5 315 70 0,6 0,65 17,3 480
Bảng 4.1. Các thông số của máy biến áp tăng áp
4.2. Chọn số lượng và công suất các máy biến áp trong trạm hạ áp
4.1.1 Số lượng các máy biến áp
Với các phụ tải loại I trong hệ thống, ta đặt 2 máy biến áp trong mỗi trạm, với
các phụ tải loại III, ta dặt 1 máy biến áp trong mỗi trạm.
4.1.2. Chọn công suất các máy biên áp
Mỗi máy biến áp trong trạm cần phải chịu được quá tải bằng 40% trong thời
gian phụ tải cực đại. Công suất của mỗi máy biến áp trong trạm có n máy
được xác định theo công thức:
S ≥
)
1
n
(
k
Smax
−
Trong đó:
Smax- phụ tải cực đại của trạm.
k=1,4- Hệ số quá tải của máy biến áp trong chế độ sau sự cố.
n- số máy biến áp trong trạm (n≥ 2).
Với trạm có 1 máy biến áp thì công suất của máy biến áp chọn như sau:
S ≥ Smax
* Tính công suất của các máy biến áp trong trạm 1:
Smax= 35,55 MVA
vì S1=
)
1
2
(
4
,
1
55
,
35
−
=25,39 MVA

nên chọn máy TPDH-32000/110
* Tính công suất của máy biến áp trong trạm 3
Trạm 3 có 1 máy biến áp nên:
S ≥ S3max = 33,33
Do đó chọn máy TPDH-40000/110
Kết quả tính toán cho cho các trạm còn lại hoàn toàn tương tự, kết quả ghi
trong bảng 4.2.
Trạm Số máy
Smax,
MVA
S,
MVA
SđmBA,
MVA
1 2 35,55 25,39 TPDH-32000/110
2 2 28,88 20,63 TPDH-25000/110
3 1 33,33 33,33 TD-40000/110
4 2 40 28,57 TPDH-32000/110
5 2 32,61 23,29 TPDH-25000/110
6 2 35,56 25,40 TPDH-32000/110
7 1 33,33 33,33 TD-40000/110
8 2 36,96 26,4 TPDH-32000/110
9 2 32,61 23,29 TPDH-25000/110
Bảng 4.2. Kết quả tính chọn máy biến áp trong các trạm
Thông số của các loại máy này cho trong bảng 4.3.
Sđm
MVA
Các số liệu kỹ thuật Các số liệu tính toán
Uđm, MVA UN
%
∆Pn
kW
∆P0
kW
I0
%
R
Ω
X
Ω
∆Q0
kVAr
Cao Hạ
25 115 24,2 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200

Đồ
Sin
4.3
4.3
Nh
tha
4.3
Dù
án tốt nghiệ
nh viên: Ngu
32
40
3. Chọn sơ
3.1. Sơ đồ
hà máy gồm
anh góp ph
3.2. Sơ đồ
ùng sơ đồ 1
ệp
uyễn Ngọc H
115 24,2
115 24,2
Bảng
ơ đồ trạm v
nối cho cá
m 4 tổ máy
hía 110 kV
Hì
nối cho cá
1 thanh cái
Hùng - Hệ th
2 10,5 1
2 10,5 1
g 4.3. Thôn
và sơ đồ h
ác trạm tă
y công suất
là sơ đồ h
ình 4.1. Sơ
ác trạm hạ
có phân đ
hống điện U
45 35
75 42
ng số của m
hệ thống đ
ng áp
t 4×60 MW
ệ thống ha
ơ đồ nối dây
ạ áp
đoạn.
Uông Bí
0,75 1,87
0,7 1,44
máy biến áp
iện
W = 240 M
ai thanh góp
y trạm tăng
Th
7 43,5 2
4 34,8 2
p hạ áp
MW. Ta sử
p có máy c
g áp
240
280
dụng hệ th
cắt phân đo
điện
53
hống
oạn.

Đồ
Sin
vì
hìn
chế
4.3
án tốt nghiệ
nh viên: Ngu
* Nếu
vậy phải t
nh cầu có m
* Nếu
ế độ làm v
3.3. Sơ đồ
ệp
uyễn Ngọc H
u l ≥70km
thường xuy
máy cắt đặt
u l ≤ 70km
iệc của MB
Hình 4
hệ thống đ
Hùng - Hệ th
thì do là đ
yên đóng
t ở phía đư
m khi đó má
BA.(Hình 4
4.2
điện thiết
hống điện U
đường dây
cắt đường
ường dây.(H
áy cắt điện
4.3)
kế
Uông Bí
dài nên thư
dây, ngườ
Hình 4.2)
n được đặt
Th
ường xuyê
ời ta thườn
ở phía MB
Hì
ên xảy ra sự
ng dùng sơ
BA để thay
ình 4.3
điện
54
ự cố
ơ đồ
y đổi

CHƯƠNG 5
TÍNH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA MẠNG ĐIỆN
Để đánh giá các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện thiết kế, cần
xác định các thông số chế độ xác lập trong các trạng thái phụ tải cực đại, cực
tiểu và sau sự cố khi phụ tải cực đại. Khi xác định các dòng công suất và các
tổn thất công suất, ta lấy điện áp ở tất cả các nút trong mạng điện bằng điện áp
định mức Ui = Uđm = 110 kV.
5.1. Chế độ phụ tải cực đại
Thông số của các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây trong mạng điện
lấy từ bảng 2.5
Trong đó có sử dụng công thức:
jX
R
Zd +
=
&
Qcc=Qcd=Qc= B
.
U
2
1 2
dm
Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế của trạm biến áp lấy từ bảng 4.1.
trong đó:
- Với các trạm có 2 máy biến áp thì:
)
(
2 0
0
0 Q
j
P
S Δ
+
Δ
=
Δ
)
(
2
1
b
b
b jX
R
Z +
=
&
- Với các trạm có 1 máy biến áp thì:
0
0
0 Q
j
P
S Δ
+
Δ
=
Δ

b
b
b jX
R
Z +
=
&
5.1.1. Các đường dây nối với nhà máy điện
a. Đường dây NĐ-1
Sơ đồ nguyên lý và thay thế của mạng điện cho trên hình 5.1.
Hình 5.1. Sơ đồ thay thế của đường dây NĐ-1
Từ bảng 2.2. ta có các thông số của đường dây là:
=
d
Z 9,62 + j12,51 Ω
4
10
.
54
,
1
2
−
=
B
S
Đối với máy biến áp , theo bảng 4.3:
)
(
2 0
0
01 Q
j
P
S Δ
+
Δ
=
Δ & = 2( 35 + j240) .10-3
= 0,07 + j0,48 MVA
Ω
+
=
+
=
+
= 75
,
21
935
,
0
)
5
,
43
87
,
1
(
2
1
)
(
2
1
j
j
jX
R
Z b
b
b
Tổn thất công suất trên tổng trở máy biến áp:
)
75
,
21
935
,
0
(
110
49
,
15
32
.
2
2
2
2
2
2
1 j
Z
U
Q
P
S b
dm
b +
+
=
+
=
Δ &
& = 0,098 + j2,272 MVA
49
,
15
32
1 j
S +
=
&
58,3 km
NĐ
1
NĐ
Qcđ Qcc
'
S
&
Zd
S
&
N1
c
S
&
'
'
S
&
b
S
&
0
S
&
Δ Zb
49
,
15
32
1 j
S +
=
&
TPDH-32000/110
1

Công suất trước tổng trở máy biến áp:
b
1
b S
S
S &
&
& Δ
+
= = 32 + j15,49 + 0,098 + j2,272 = 32,098 + j17,762 MVA
Dòng công suất chạy vào cuộn cao áp của máy biến áp:
0
b
c S
S
S &
&
& Δ
+
= = 32,098 + j17,762 + 0,07 + j0,48 = 32,168 + j18,242 MVA
Công suất điện dung ở cuối đường dây bằng:
Qcc = 86
,
1
10
.
54
,
1
.
110
2
. 4
2
2
=
= −
B
Udm MVAr
Công suất sau tổng trở đường dây:
cc
c jQ
S
S −
=
′
′ &
& =32,168 + j18,242- j1,86 = 32,168 + j16,382 MVA
Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây:
347
,
1
036
,
1
)
51
,
12
62
,
9
.(
110
382
,
16
168
,
32
.
2
2
2
2
2
2
j
j
Z
U
Q
P
S d
dm
d +
=
+
+
=
′
′
+
′
′
=
Δ &
&
(MVA)
Dòng công suất trước tổng trở đường dây có giá trị:
d
S
S
S &
&
& Δ
+
′
′
=
′ =32,168 + j16,382 + 1,036 +j1,347 = 33,204 + j17,729 MVA
Công suất điện dung đầu đường dây:
Qcđ = Qcc = 1,86 MVAr
Công suất từ nhà máy điện truyền và đường dây có giá trị:
cd
1
N jQ
S
S −
′
= &
& = 33,204 + j17,729- j1,86 = 33,204 + j15,869 MVA
b. Các đường dây NĐ-2, NĐ-3, NĐ-4 và NĐ-5
Việc tính toán hoàn toàn tương tự.
Để đơn giản có thể biểu diễn kết quả tính toán trong các bảng.
Thông số của các phần tử của đường dây cho trong bảng 5.1, còn các dòng
công suất và các tổn thất công suất trên các phần tử của mạng điện cho trong
bảng 5.2.

Đường
dây
Zd ,
Ω
4
10
.
2
−
B
,
S
0
S
&
Δ , MVA
Zb,
Ω
jQ
P
S +
=
&
MVA
NĐ-1 9,62 + j12,51 1,54 0,07+ j0,48 0,935+j21,75 32+j15,49
NĐ-2 16,58 + j15,86 1,86 0,058+j0,4 1,27+j27,95 26+j12,58
NĐ-3 7 + j16,85 0,59 0,042+j0,28 1,44+j34,8 30+j14,52
NĐ-4 8,42 +j10,97 1,35 0,07+ j0,48 0,935+j21,75 34 +j21,08
NĐ-5 13,30 + j17,33 2,14 0,058+j0,4 1,27+j27,95 30+j12,78
Bảng 5.1. Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây phía nhà
máy điện

ΔS
b
,
MVA
0,098+
j2,272
0,088+j1,927
0,132+j3,195
0,124+j2,877
0,112+j2,456
0,554+j12,73
Bảng
5.2.
Các
dòng
công
suất
và
tổn
thất
công
suất
trong
tổng
trở
MBA
và
trên
đường
dây
phía
nhà
máy
điện
S
b
,
MVA
32,098+j17,762
26,088+j14,507
30,132+j17,715
34,124+j23,957
30,112+j15,236
Q
c
,
MV
Ar
1,86
2,25
0,71
1,634
2,59
S”,
MVA
32,168+j16,382
26,146+j12,657
30,174+j17,285
34,194+j22,803
30,17+j13,046
ΔS
d
,
MVA
1,036+j1,347
1,156+j1,106
0,67+j1,684
1,175+j1,531
1,186+j1,547
5,223+j7,215
S’,
MVA
33,204+j17,729
27,302+j13,762
30,844+j18,969
35,369+j24,334
31,356+j14,593

S
Ni
,
MVA
33,204+j15,869
27,302+j11,512
30,844+j18,259
35,369+j22,7
31,356+j12,003
158,075+j80,343
Đường
dây
NĐ-1
NĐ-2
NĐ-3
NĐ-4
NĐ5
Tổng
5.1.2. Đường dây NĐ-6-HT
Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ thay thế của đường dây cho trên hình 5.2.
Hình 5.2. Sơ đồ đường dây và sơ đồ thay thế
TPDH-32000/110
2AC-70
2AC-70
63,2 km
80,6 km
6
S
& = 32+j15,5 MVA
NĐ HT
SN6
'
6
N
S
QcNd
QcNc
QcHc QcHd
'
'
6
N
S '
'
'
6
N
S '
'
'
6
H
S '
'
6
H
S '
6
H
S SH6
ZN6 ZH6
SC
Sb Δ S0
S6 = 32+j15,5 MVA
NĐ HT

Ở các chương trước ta đã tính được thông số của các phần tử trong mạng điện
như sau:
- Máy biến áp có:
Δ S0 = 0,07 + j0,48 MVA
Zb = 0,935 + j21,75 Ω
- Đường dây NĐ-6:
ZN6 = 18,54 +j17,73
4
6 10
.
08
,
2
2
−
=
N
B
S
- Đường dây HT-6:
ZH6 = 14,54 +j 13,90 Ω
2
6
H
B
= 1,63.10-4
S
a. Tính dòng công suất từ NĐ chạy vào đường dây NĐ-6
Trong chương 1 đã tính được công suất phát kinh tế của nhà máy nhiệt điện
và công suất tự dùng của nhà máy. Như vậy công suất truyền vào thanh góp
hạ áp của trạm tăng áp của nhà máy bằng:
Sh = Skt-Std = 204+j153-(24+j21,12) = 180 + j131,88 MVA
Tổn thất công suất trong trạm tăng áp bằng:
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎣
⎡
×
×
×
+
×
+
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
×
+
×
=
Δ
80
100
4
14
,
223
5
,
10
48
,
0
4
)
80
14
,
223
(
4
315
,
0
07
,
0
4
2
2
j
Sb
= 0,89+j18,26 MVA
Công suất truyền vào thanh góp cao áp của trạm tăng áp bằng:
Sc = Sh-Δ Sb = 180 + j131,88-(0,89 + j18,26) = 179,11 + j113,62 MVA
Theo bảng 5.2. tính được công suất các phụ tải lấy từ thanh góp cao áp của
NĐ bằng:
SN = 158,292 + j101,166 MVA
Như vậy công suất từ nhiệt điện truyền vào đường dây NĐ-6 có giá trị:

SN6 = Sc-SN = 179,11 + j113,62- (158,292+j101,166)
= 20,69+ j32,22 MVA
Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây NĐ-6 là:
QcNd = QcNc = 1102
.2,08.10-4
= 2,52 MVAr
Công suất trước tổng trở đường dây:
74
,
34
69
,
20
52
,
2
22
,
32
69
,
20
'
6 j
j
j
SN +
=
+
+
= MVA
Tổn thất công suất trên đường dây:
)
73
,
17
54
,
18
(
110
74
,
34
69
,
20
2
2
2
6 j
SN +
×
+
=
Δ = 2,505+ j2,396 MVA
Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị:
'
'
6
N
S = 20,69 + j34,74- (2,505 + j2,936) = 18,185 + j31,804 MVA
Công suất chạy vào nút 6 bằng:
'
'
'
6
N
S = 18,185 + j31,804 +j2,52 = 18,185 + j34,324 MVA
b. Tính dòng công suất chạy vào cuộn cao áp trạm 6
Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp:
273
,
2
098
,
0
)
75
,
21
935
,
0
(
110
5
,
15
32
2
2
2
6 j
j
Sb +
=
+
×
+
=
Δ MVA
Công suất trước tổng trở máy biến áp:
Sb = 32 +j15,5 + 0,098 + j2,273 = 32,098 + j17,773 MVA
Dòng công suất chạy vào cuộn dây cao áp máy biến áp:
Sc = 32,098 + j17,773 + 0,07 +j0,48 = 32,168 + j18,253 MVA
c. Tính dòng công suất từ hệ thống chạy vào nút 6
Áp dụng địmh luật Kirchoff đối với nút 6:
071
,
16
983
,
13
)
324
,
34
185
,
18
(
253
,
18
168
,
32
'
"
6
'
"
6 j
j
S
S
S N
c
H −
=
+
−
+
=
−
=
MVA
Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây HT-6 bằng:
QcHd = QcHc = 1102
.1,63.10-4
= 1,97 MVAr

Công suất sau tổng trở đường dây:
"
6
H
S =13,983-j16,071-j1,97 = 13,983-j18,041 MVA
Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây:
763
,
0
626
,
0
6 j
SH +
=
Δ MVA
Công suất trước tổng trở đường dây:
278
,
17
609
,
14
'
j
SH −
= MVA
Công suất từ hệ thống chạy vào đường dây này bằng:’
SH6 = 14,609 -j17,278-j1,97 = 14,609 -j15,308 MVA
5.1.3. Các đường dây HT-7, HT-8, HT-9Tính chế độ các đường dây này được
tiến hành tương tự như trên. Kết quả t ính chế độ của các đường dây còn lại
cho trong bảng 5.3.

ΔS
b
,
MVA
0,132+j3,19
5
0,106+j2,45
5
0,112+j2,45
6
0,098+j2,27
3
0,448+j10,3
8
Bảng
5.3.
Các
dòng
công
suất
và
tổn
thất
công
suất
trong
tổng
trở
MBA
và
trên
đường
dây
HT
S
b
,
MVA
30,132+j17,71
5
34,106+j16,93
5
30,112+j15,23
6
32,098+j17,77
3
Q
c
,
MV
Ar
0,71
1,73
2.02
1,97
2,52
S”,
MVA
30,174+j17,28
5
34,176+j13,98
6
30,17+j13,616
13,983-
j18,041
18,185+j31,80
4
ΔS
d
,
MVA
0,67+j1,684
1+j1,304
0,944+j1,231
0,626+j0,763
2,505+
j2,396
5,745+j7,378

S’,
MVA
30,844+j18,96
9
35,176+j15,29
31,114+j14,84
7
14,609
-
j17,278
20,69+j13,74
S
Ni
,
MVA
30,844+j18,259
35,176+j13,56
31,114+j12,827
14,609
-j15,308
20,69+
j32,22
132,433+j92,17
4
Đường
dây
HT-7
HT-8
HT-9
HT-6
NĐ-6
Tổng
5.1.4. Cân bằng chính xác công suất trong hệ thống
Từ các bảng 5.2 và 5.3 tính được tổng công suất yêu cầu trên thanh góp 110
kV của hệ thống và nhà máy điện bằng:
Syc = 290,508 + j172,517 MVA
Để đảm bảo điều kiện cân bằng công suất trong hệ thống, các nguồn điện
phải cung cấp đủ công suất theo yêu cầu. Vì vậy tổng công suất tác dụng do
nhà máy và hệ thống cung cấp bằng:
Pcc = 290,508 MW
Khi hệ số công suất của các nguồn là 0,8 thì tổng công suất phản kháng của
hệ thống và nhà máy điện có thể phát ra bằng:
Qcc = 290,508×0,75 = 217,881 MVAr
Như vậy:
Scc = 290,508 + j217,881 MVA
Từ các kết quả trên nhận thấy rằng công suất phản kháng do nguồn cấp lớn
hơn công suất phản kháng yêu cầu nên không cần bù công suất phản kháng
trong chế độ phụ tải cực đại.

5.2. Chế độ phụ tải cực tiểu
Công suất của các phụ tải trong chế độ phụ tải cực tiểu cho trong bảng 5.4
Hộ tiêu thụ Smin, MVA Hộ tiêu thụ Smin, MVA
1 16+j7,75 6 16+j7,75
2 13+j6,29 7 15+j7,26
3 15+j7,26 8 17+j7,24
4 17+j10,54 9 15+j6,39
5 15+j6,39
Bảng 5.4. Công suất của các phụ tải trong chế độ phụ tải cực tiểu
Khi phụ tải cực tiểu sẽ cho một máy phát của nhà máy điện ngừng làm việc để
bảo dưỡng, đồng thời ba máy phát còn lại sẽ phát 85% công suất định mức.
Như vậy tổng công suất do nhà máy nhiệt điện phát ra bằng:
PF = 3×85%×60 = 153 MW
QF = 153.0,75 = 114,75 MVAr
SF = 153 + j 114,75 MVA

Tổng công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy bằng:
Ptd = 10%PFđm = 10%×3×60 = 18 MW
Qtd = 18×0,88 = 15,84 MVAr
Std = 18 +j15,84 MVA
Công suất chạy vào cuộn dây hạ áp của trạm tăng áp của nhà máy điện:
Sh = SF-Std = 153+j114,75-(18+j15,84) = 135 +j98,91 MVA
Tổn thất công suất trong trạm tăng áp của nhà máy điện:
MVA
69
,
13
67
,
0
80
100
3
36
,
167
5
,
10
48
,
0
3
)
80
36
,
167
(
3
315
,
0
07
,
0
3
2
2
j
j
Sb
+
=
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎣
⎡
×
×
×
+
×
+
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
+
×
=
Δ
Công suất phát vào thanh góp cao áp của trạm tăng áp bằng:
Sc = Sh-Δ Sb = 135 + j98,91-(0,67 + j13,69) = 134,33 + j85,22 MVA
Xét chế độ vận hành kinh tế các trạm hạ áp khi phụ tải cực tiểu.
Trong chế độ phụ tải cực tiểu có thể cắt bớt một máy biến áp trong các trạm,
song cần phải thỏa mãn điều kiện sau:
n
dm
gh
pt
P
P
m
m
S
S
S
Δ
Δ
−
=
< 0
).
1
(
.
Đối với trạm có hai máy biến áp thì:
n
dm
gh
P
P
S
S
Δ
Δ
= 0
2
.
Kết quả tính giá trị công suất phụ tải Spt và công suất giới hạn Sgh cho trong
bảng 5.5.
Phụ tải 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Sgh,MVA 22,23 17,38 - 22,23 17,38 22,23 - 22,23 17,38
Spt, MVA 17,78 14,44 - 20 16,3 16,66 - 18,48 16,30
Bảng 5.5. Giá trị Spt và Sgh của các trạm hạ áp

Các kết quả tính ở trên cho thấy rằng trong chế độ phụ tải cực tiểu thì tất cả
các trạm có 2 máy biến áp đều vận hành với 1 máy biến áp.
Tính chế độ của mạng điện khi phụ tải cực tiểu được tiến hành tương tự như
chế độ cực đại. Các kết quả tính toán cho trong bảng 5.6.
ΔS
b
,
MVA
0,024+j0,568
0,022+j0,482
0,033+j0,799
0,03+j0,719
0,028+j0,614
0,024+j0,568
0,033+j0,799
0,026+j0,614
0,028+j1,669
Bảng
5.6.
Các
dòng
công
suất
và
tổn
thất
công
suất
trong
tổng
trở
MBA
và
trên
đường
dây
khi
h
tải
tiể
S
b
,
MVA
16,024+j8,31
13,022+j6,77
15,033+j8,05
17,03+j11,26
15,028+j7,00
16,024+j8,31
15,033+j8,05
17,026+j7,85
15,028+j8,05
Q
c
,
MV
Ar
1,86
2,25
0,714
1,634
2,59
2,59
1,97
0,714
1,73
2,02
S”,
MVA
16,094+j6,938
13,08+j4,922
15,075+j7,625
17,1+j10,106
15,086+j4,814
64,179+j69,908
-48,085-j63,7
15,075+j7,625
17,096+j6,6
15,086+j6,439

ΔS
d
,
MVA
0,244+j0,318
0,268+j0,256
0,165+j0,397
0,275+j0,358
0,276+j0,359
7,504+j9,779
7,654+j7,317
0,165+j0,397
0,246+j0,321
0,232+j0,302
S’,
MVA
16,338+j7,256
13,348+j5,178
15,24+j8,022
17,375+j10,464
15,362+j5,173
56,675+j60,129
-40,431-j56,383
15,24+j8,022
17,342+j6,921
15,318+j6,741
S
Ni
,
MVA
16,338+j5,396
13,348+j2,928
15,24+j7,308
17,375+j8,83
15,362+j2,583
56,675+j57,539
-40,431-j58,353
15,24+j7,308
17,342+5,191
15,318+j4,721
Đường
dây
NĐ-1
NĐ-2
NĐ-3
NĐ-4
NĐ-5
NĐ-6
HT-6
HT-7
HT-8
HT-9
5.3. Chế độ sau sự cố
Sự cố trong mạng điện thiết kế có thể xảy ra khi ngừng một máy phát, ngừng
một mạch trên đường dây hai mạch liien kết nhà máy điện và hệ thống, ngừng
một mạch trên các đường dây hai mạch nối từ các nguồn cung cấp đến các
phụ tải. Khi xét sự cố chúng ta không xét sự cố xếp chồng, đồng thời chỉ xét
trường hợp ngừng một mạch trên các đường dây nối từ hệ thống và nhà máy
điện đến các phụ tải khi phụ tải cực đại, và tất cả các máy phát của nhà máy
điện vận hành bình thường, phát 85% công suất định mức.

ΔS
b
,
MVA
0,098+
j2,272
0,088+j1,927
0,132+j3,195
0,124+j2,877
0,112+j2,456
0,098+j2,273
0,132+j3,195
0,106+j2,455
0,112+j2,456
Bảng
5.7.
Các
dòng
công
suất
và
tổn
thất
công
suất
trong
tổng
trở
MBA
và
trên
đường
dây
S
b
,
MVA
32,098+j17,762
26,088+j14,507
30,132+j17,715
34,124+j23,957
30,112+j15,236
32,098+j17,773
30,132+j17,715
34,106+j16,935
30,112+j15,236
Q
c
,
MVAr
0,93
1,125
0,71
0,817
1,295
0,985
1,26
1,73
0,865
1,01

S”,
MVA
32,168+j17,312
26,146+j13,782
30,174+j17,285
34,194+j23,62
30,17+j14,341
14,895+j14,25
17,273+j2,743
30,174+j17,285
34,176+j16,55
30,17+j14,626
ΔS
d
,
MVA
2,122+j2,76
2,394+j2,29
0,67+j1,684
2,404+j3,132
2,453+j3,196
0,328+j0,789
0,735+j0,703
0,67+j1,684
2,116+j2,757
1,938+j2,525
S’,
MVA
34,29+j20,072
28,54+j16,072
30,844+j18,969
36,598+j26,752
32,623+j17,537
15,223+j15,039
18,008+j3,446
30,844+j18,969
36,292+j19,307
32,108+j17,151
S
Ni
,
MVA
34,29+j19,142
28,54+j14,947
30,844+j18,259
36,598+j25,935
32,623+j16,242
15,223+j14,054
18,008+j2,186
30,844+j18,259
36,292+j18,442
32,108+j16,141
Đường
dây
NĐ-1
NĐ-2
NĐ-3
NĐ-4
NĐ-5
NĐ-6
HT-6
HT-7
HT-8
HT-9
CHƯƠNG 6
TÍNH ĐIỆN ÁP CÁC NÚT VÀ ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG
MẠNG ĐIỆN
6.1. Tính điện áp các nút trong mạng điện
Trong mạng điện thiết kế có hai nguồn cung cấp nhưng vì hệ thống có công
suất vô cùng lớn cho nên chọn thanh góp 110 kV của hệ thống là nút điện áp
cơ sở.
Trong các chế độ phụ tải cực đại và sau sự cố, chọn điện áp UCS = 121 kV;
còn trong chế độ cực tiểu lấy UCS = 105 kV.

Bây giờ ta tính điện áp các nút trong mạng điện trong các chế độ đã xét.
6.1.1. Chế độ phụ tải cực đại (UCS = 121 kV)
a. Đường dây NĐ-6-HT
Để tính điện áp trên thanh góp cao áp trong trạm tăng áp của nhà máy điện,
trước hết cần tính điện áp trên thanh góp cao áp của trạm trung gian 6.
Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 6 bằng:
U6 = UCS -
CS
H
H
H
H
U
X
Q
R
P 6
'
6
6
'
6 .
. +
26
,
117
121
90
,
13
278
,
17
54
,
14
609
,
14
121 =
×
+
×
−
= kV
Điện áp trên thanh góp hạ áp 6 quy về cao áp bằng:
kV
71
,
113
26
,
117
75
,
21
773
,
17
935
,
0
098
,
32
26
,
117
.
.
6
6
6
=
×
+
×
−
=
+
−
=
U
X
Q
R
P
U
U b
b
b
b
q
Điện áp trên thanh góp cao áp của nhiệt điện bằng:
'' ''
6 6 6 6
6
6
. . 18,185 18,54 31,804 17,73
117,26
113,71
121 kV
N N N N
N
P R Q X
U U
U
+ × + ×
= + = +
=
b. Đường dây NĐ-1
Trên cơ sở điện áp trên thanh góp cao áp của nhiệt điện vừa tính được, tiến
hành tính điện áp trên đường dây NĐ-1.
Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 1 bằng:
' '
1
. . 33,204 9,62 17,729 12,51
121
121
117,18 kV
d d
N
N
P R Q X
U U
U
+ × + ×
= − = −
=
Điện áp trên thanh góp của trạm quy về cao áp:
kV
65
,
113
18
,
117
75
,
21
762
,
17
935
,
0
098
,
32
18
,
117
1 =
×
+
×
−
=
q
U
c. Đường dây NĐ-4

' '
4
. . 66,558 4,34 43,763 10,43
121
121
114,84 kV
d d
CS
CS
P R Q X
U U
U
+ × + ×
= − = −
=
kV
55
,
112
84
,
114
11
535
,
22
435
,
0
058
,
34
84
,
114
4 =
×
+
×
−
=
q
U
Tính điện áp trên các đường dây còn lại được thực hiện tương tự.
Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đã quy về điện áp cao
trong chế độ phụ tải cực đại cho trong bảng 6.1.
Trạm
biến áp
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Uq, kV 113,65 112,33 105,19 112,55 112,51 113,71 110,01 113,65 112,67
Bảng 6.1. Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp
chế độ phụ tải cực đại
6.1.2. Chế độ phụ tải cực tiểu (UCS = 105 kV)
U6 = UCS -
CS
H
H
H
H
U
X
Q
R
P 6
'
6
6
'
6 .
. +
40,431 14,54 ( 56,383) 13,90
105 118
105
− × + − ×
= − = kV
6 6
6
. . 16,024 0,935 2 8,318 21,75 2
118,2
118,2
117,02 kV
b b b b
q
P R Q X
U U
U
+ × × + × ×
= − = −
=

'' ''
6 6 6 6
6
6
. . 42,675 9,54 47,129 10,73
118
118
121 kV
N N N N
N
P R Q X
U U
U
+ × + ×
= + = +
=
' '
1
. . 16,338 9,62 7,256 12,51
121
121
118,95 kV
d d
N
N
P R Q X
U U
U
+ × + ×
= − = −
=
1
16,024 0,935 8,318 21,75
118,95 117,3 kV
118,95
q
U
× + ×
= − =
' '
4
. . 17 8,42 10,54 10,97
121
121
118,86 kV
d d
N
N
P R Q X
U U
U
+ × + ×
= − = −
=
4
17,029 0,87 2 11,267 22 2
118,86 116 kV
118,86
q
U
× × + × ×
= − =
trong chế độ phụ tải cực tiểu cho trong bảng 6.2.
Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Uq, kV 117,3 119,2 115,8 116 117,6 117,02 102,2 100,5 101,3
chế độ phụ tải cực tiểu

6.1.3. Chế độ sau sự cố (UCS = 121 kV)
U6 = UCS -
CS
H
H
H
H
U
X
Q
R
P 6
'
6
6
'
6 .
. +
88
,
115
121
8
,
27
446
,
3
08
,
29
008
,
18
121 =
×
+
×
−
= kV
kV
29
,
112
88
,
115
75
,
21
773
,
17
935
,
0
098
,
32
88
,
115
.
.
6
6
6
=
×
+
×
−
=
+
−
=
U
X
Q
R
P
U
U b
b
b
b
q
kV
41
,
106
88
,
115
46
,
35
039
,
15
08
,
37
223
,
15
88
,
115
.
.
6
6
'
'
6
6
'
'
6
6
=
×
+
×
+
=
+
+
=
U
X
Q
R
P
U
U N
N
N
N
N
kV
49
,
95
41
,
106
02
,
25
072
,
20
24
,
19
29
,
34
41
,
106
.
. '
'
1
=
×
+
×
−
=
+
−
=
N
d
d
N
U
X
Q
R
P
U
U
kV
13
,
91
49
,
95
75
,
21
762
,
17
935
,
0
098
,
32
49
,
95
1 =
×
+
×
−
=
q
U

' '
d d
4 N
N
P .R Q .X 34 16,84 21,08 21,94
U U 106,41
U 106,41
96,68 kV
+ × + ×
= − = −
=
4q
34,058 0,935 22,535 21,75
U 96,68 91,28 kV
96,68
× + ×
= − =
trong chế độ phụ tải cực đại cho trong bảng 6.3.
Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Uq, kV 91,13 90,68 105,19 91,28 90,2 112,29 110,01 106,3 107,45
chế độ sau sự cố
6.2. Điều chỉnh điện áp trong mạng điện
Với các phụ tải trong mạng điện là hộ tiêu thụ loại I, để đảm bảo chất lượng
điện áp ta sử dụng máy biến áp điều chỉnh dưới tải. Với các hộ loại III (3, 7)
ta có thể chỉ sử dụng loại máy biến áp không điều chỉnh dưới tải.
Trạm
biến áp
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Uqmax,
kV
113,65 112,33 105,19 112,55 112,51 113,71 110,01 113,65 112,67

Uqmin,
kV
117,3 119,2 115,8 116 117,6 117,02 102,2 100,5 101,3
Uqsc, kV 91,13 90,68 105,19 91,28 96 112,29 110,01 106,3 107,45
Bảng 6.4 Giá trị điện áp trên các thanh góp cao áp quy về cao áp
6.2.1. Điều chỉnh điện áp tại các hộ loại III
Các hộ tiêu thụ loại III trong mạng điện là phụ tải số 3 và phụ tải số 7. Ở các
trạm biến áp cung cấp cho các phụ tải này ta sử dụng loại máy biến áp
TD-40000/110 không có khả năng điều áp dưới tải. Để thay đổi đầu điều
chỉnh trong máy biến áp không điều chỉnh dưới tải cần phải cắt máy biến áp
ra khỏi mạng điện, vì vậy việc thay đổi đầu điều chỉnh được tiến hành rất hãn
hữu.
Do đó ở chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất trong ngày, máy biến áp không
điều chỉnh dưới tải làm việc với một đầu điều chỉnh và tương ứng với một tỷ
số máy biến áp.
Ta gọi các giá trị '
'
'
ln ,
, sc
nh U
U
U lần lượt là các giá trị điện áp trên thanh góp
hạ áp quy về cao áp của trạm giảm áp trong các chế độ phụ tải lớn nhất. nhỏ
nhất và sau sự cố. Theo yêu cầu điều chỉnh điện áp thường ở các phụ tải số 3
và 7 thì ta có thể xác định giá trị điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của
trạm giảm trong các chế độ phụ tải lớn nhất, nhỏ nhất và sau sự cố theo các
công thức:
Uycln = Uđmm + 2,5%.Uđmm
Uycnh = Uđmm + 7,5%.Uđmm
Uycsc = Uđmm -2,5%.Uđmm
trong đó Uđmm là điện áp danh định của thanh góp hạ áp đồng thời cũng là
điện áp định mức của mạng.
Điện áp thực trên thanh góp hạ áp trong chế độ phụ tải lớn nhất bằng:

Đồ án tốt nghiệp điện tử viễn thông Thiết kế lưới điện - sdt/ ZALO 093 189 2701

Đồ án tốt nghiệp điện tử viễn thông Thiết kế lưới điện - sdt/ ZALO 093 189 2701

Recommended

Recommended

More Related Content

What's hot

What's hot (20)

Similar to Đồ án tốt nghiệp điện tử viễn thông Thiết kế lưới điện - sdt/ ZALO 093 189 2701

Similar to Đồ án tốt nghiệp điện tử viễn thông Thiết kế lưới điện - sdt/ ZALO 093 189 2701 (20)

More from Viết thuê báo cáo thực tập giá rẻ

More from Viết thuê báo cáo thực tập giá rẻ (20)

Recently uploaded

Recently uploaded (20)

Đồ án tốt nghiệp điện tử viễn thông Thiết kế lưới điện - sdt/ ZALO 093 189 2701