Thiết kế lưới điện khu vực nguồn là Hệ thống và Nhà máy Điện

Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 1



LỜI MỞ ĐẦU
Điện năng là một nguồn năng lượng quan trọng của hệ thống năng lượng quốc gia,
nó được sử dụng rộng rãi trên hầu hết các lĩnh vực như: sản xuất kinh tế, đời sống xã
hội, nghiên cứu khoa học… Đối với mỗi đất nước, sự phát triển của ngành điện là tiền
đề cho các lĩnh vực khác phát triển.
Hiện nay nước ta đang phát triển theo hướng công nghiệp hóa, hiện đại hóa, nên
nhu cầu về điện năng đòi hỏi ngày càng cao về số lượng cũng như chất lượng. Để đáp
ứng được về số lượng thì ngành điện nói chung phải có kế hoạch tìm và khai thác tốt
các nguồn năng lượng có thể biến đổi chúng thành điện năng. Mặt khác để đảm bảo
về chất lượng điện năng cần phải xây dựng hệ thống truyền tải, phân phối điện năng
hiện đại, có phương thức vận hành tối ưu nhất đảm bảo các yêu cầu về kỹ thuật cũng
như kinh tế.
Xuất phát từ yêu cầu thực tế, em được nhà trường và bộ môn Hệ Thống Điện giao
cho thực hiện đề tài tốt nghiệp: “Thiết kế mạng điện khu vực và tính ổn định động cho
lưới điện thiết kế ”. Đồ án tốt nghiệp gồm 2 phần:
 Phần I: từ chương 1 đến chương 7 với nội dung: “Thiết kế mạng điện khu
vực”.
 Phần II: chương 8 với nội dung: “Tính ổn định động cho lưới điện thiết kế ”.
Em xin gửi lời cám ơn chân thành sâu sắc đến các thầy cô giáo trong trường Đại
học Bách Khoa Hà Nội nói chung và các thầy cô giáo trong bộ môn hệ thống điện đã
tận tình giảng dạy, truyền đạt cho em những kiến thức quý báu trong suốt thời gian
qua. Đặc biệt em xin gửi lời cảm ơn đến thầy TS.Trần Mạnh Hùng , thầy đã tận tình
giúp đỡ, trực tiếp chỉ bảo, hướng dẫn em trong suốt quá trình làm đồ án tốt nghiệp.
Mặc dù đã rất cố gắng, song do hạn chế về kiến thức nên chắc chắn bản đồ án tốt
nghiệp của em còn nhiều khiếm khuyết. Em rất mong nhận được sự nhận xét góp ý

của các thầy cô để bản thiết kế của em thêm hoàn thiện và giúp em rút ra được những
kinh nghiệm cho bản thân.
Em xin chân thành cảm ơn!
Hà Nội, ngày 04 tháng 6 năm 2015
Sinh viên

Nguyễn Văn Giáp


Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 2

MỤC LỤC
LỜI MỞ ĐẦU 1
MỤC LỤC 2
PHẦN I : THIẾT KẾ MẠNG ĐIỆN KHU VỰC 6
Chương 1
PHÂN TÍCH ĐẶC ĐIỂM CỦA CÁC NGUỒN VÀ PHỤ TẢI.
CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 7
1.1. PHÂN TÍCH ĐẶC ĐIỂM CỦA CÁC NGUỒN VÀ PHỤ TẢI 7
1.1.1. Nguồn cung cấp điện 7
1.1.2. Các phụ tải điện 8
1.2. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 10
1.2.1. Cân bằng công suất tác dụng 10
1.2.2. Cân bằng công suất phản kháng 11
Chương 2
LẬP PHƯƠNG ÁN THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN 13
2.1. DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY 13
2.2. PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN KĨ THUẬT CHO CÁC PHƯƠNG ÁN 17

2.2.1. Lựa chọn điện áp định mức của mạng điện 17
2.2.2. Chọn tiết diện dây dẫn 17
2.2.3. Kiểm tra các điều kiện kỹ thuật 18
2.3. PHƯƠNG ÁN 1 19
2.3.1. Chọn điện áp định mức của mạng điện 20
2.3.2. Chọn tiết diện dây dẫn 22
2.3.3. Kiểm tra tổn thất điện áp 25
2.4. PHƯƠNG ÁN 2 27
2.4.1. Chọn điện áp định mức của mạng điện 27
2.4.2. Chọn tiết diện dây dẫn 28
2.4.3. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện 29
2.5. PHƯƠNG ÁN 3 30
2.5.1. Chọn điện áp định mức của mạng điện 30
2.5.2. Chọn tiết diện dây dẫn 32
2.5.3. Kiểm tra tổn thất điện áp trong mạng điện 34
2.6. PHƯƠNG ÁN 4 36
2.6.1. Chọn điện áp định mức của mạng điện 36
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 3

2.6.2. Chọn tiết diện dây dẫn 37
2.6.3. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện 39
2.7. PHƯƠNG ÁN 5 41
2.7.1. Chọn điện áp định mức của mạng điện 41
2.7.2. Chọn tiết diện dây dẫn 42
2.7.3. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện 42
2.8. PHƯƠNG ÁN 6 43
2.8.1. Chọn điện áp định mức cho mạng điện 43
2.8.2. Chọn tiết diện dây dẫn 44

2.8.3. Kiểm tra tổn thất điện áp 45
2.9. TỔNG KẾT 45
Chương 3
SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN 47
3.1. PHƯƠNG PHÁP TÍNH KINH TẾ 47
3.2. TÍNH KINH TẾ PHƯƠNG ÁN 1 48
3.3. TÍNH KINH TẾ PHƯƠNG ÁN 2 49
3.4. TÍNH KINH TẾ PHƯƠNG ÁN 3 49
3.5. TỔNG KẾT VÀ LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN KINH TẾ 50
Chương 4
LỰA CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ CÁC TRẠM 51
4.1. CHỌN MÁY BIẾN ÁP CỦA CÁC TRẠM TĂNG ÁP 51
4.2. CHỌN MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM HẠ ÁP 51
4.3. CHỌN SƠ ĐỒ TRẠM VÀ SƠ ĐỒ HỆ THỐNG ĐIỆN 52
4.3.1. Sơ đồ trạm tăng áp nhà máy điện 52
4.3.2. Sơ đồ nối điện cho trạm trung gian 53
4.3.3. Sơ đồ nối điện cho trạm cuối (trạm hạ áp) 54
Chương 5
TÍNH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH
VÀ CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT 56
5.1. CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI 56
5.1.1. Đường dây NĐ – 7 56
5.1.2. Đường dây NĐ – 9 – 8 57
5.1.3. Đường dây NĐ – 6 – 4 – HT 60
5.1.4. Cân bằng chính xác công suất trong chế độ cực đại 66
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 4

5.2. CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC TIỂU 66

5.2.1. Đường dây NĐ – 7 67
5.2.2. Đường dây NĐ – 9 – 8 68
5.2.4. Cân bằng chính xác công suất trong chế độ cực tiểu 77
5.3. CHẾ ĐỘ SAU SỰ CỐ 77
5.3.1. Đường dây NĐ – 7 77
5.3.2. Đường dây NĐ – 9 – 8 79
5.3.3. Đường dây NĐ – 6 – 4 – HT 80
5.3.4. Sự cố một tổ máy của nhà máy điện 82
5.3.5. Cân bằng công suất trong chế độ sự cố một tổ máy nhà máy điện 88
Chương 6
TÍNH ĐIỆN ÁP CÁC NÚT PHỤ TẢI VÀ ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG
ĐIỆN 89
6.1. TÍNH ĐIỆN ÁP CÁC NÚT TRONG MẠNG ĐIỆN 89
6.1.1. Chế độ phụ tải cực đại 89
6.1.2. Chế độ phụ tải cực tiểu 90
6.1.3. Chế độ sau sự cố 91
6.2. ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN 93
6.2.1. Chọn các đầu điều chỉnh cho máy biến áp trạm 1 94
6.2.2. Chọn các đầu điều chỉnh cho các máy biến áp các trạm còn lại 95
Chương 7
CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ - KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN 97
7.1. VỐN ĐẦU TƯ XÂY DỰNG MẠNG ĐIỆN 97
7.2. TỔN THẤT CÔNG SUẤT TÁC DỤNG TRONG MẠNG ĐIỆN 97
7.3. TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG MẠNG ĐIỆN 98
7.4. TÍNH CHI PHÍ VÀ GIÁ THÀNH 98
7.4.1. Chi phí vận hành hàng năm 98
7.4.2. Chi phí tính toán hàng năm 99
7.4.3. Giá thành truyền tải điện năng 99
PHẦN II: TÍNH TOÁN ỔN ĐỊNH ĐỘNG CHO LƯỚI ĐIỆN THIẾT KẾ 101
Chương 8

TÍNH TOÁN ỔN ĐỊNH ĐỘNG KHI NGẮN MẠCH HAI PHA CHẠM ĐẤT 102
8.1. CÁC CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 102
8.1.1. Các chế độ của hệ thống 102
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 5

8.1.2. Yêu cầu đối với các chế độ của hệ thống điện 102
8.1.3. Định nghĩa ổn định của hệ thống điện 103
8.1.4. Mục tiêu và phương pháp khảo sát ổn định động 103
8.2. LẬP SƠ ĐỒ THAY THẾ VÀ TÍNH TOÁN THÔNG SỐ CHẾ ĐỘ BAN ĐẦU .104
8.2.1. Sơ đồ hệ thống điện và thông số các phần tử 104
8.2.2. Tính toán quy đổi các thông số 106
8.3. TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC BAN ĐẦU 108
8.4. ĐẶC TÍNH CÔNG SUẤT KHI NGẮN MẠCH HAI PHA CHẠM ĐẤT TRÊN
MẠCH ĐƯỜNG DÂY ĐẦU NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN 111
8.4.1. Tính điện kháng ngắn mạch X
Δ
111
8.4.2. Đặc tính công suất khi ngắn mạch 112
8.5. ĐẶC TÍNH CÔNG SUẤT SAU KHI CẮT NGẮN MẠCH 114
8.6. TÍNH GÓC CẮT VÀ THỜI GIAN CẮT 116
8.6.1. Tính góc cắt 116
8.6.2. Tính thời gian cắt 117
TÀI LIỆU THAM KHẢO 120
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 6

PHẦN I : THIẾT KẾ MẠNG ĐIỆN KHU VỰC


Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 7

Chương 1
PHÂN TÍCH ĐẶC ĐIỂM CỦA CÁC NGUỒN VÀ PHỤ TẢI.
CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
1.1. PHÂN TÍCH ĐẶC ĐIỂM CỦA CÁC NGUỒN VÀ PHỤ TẢI
1.1.1. Nguồn cung cấp điện
Trong hệ thống điện thiết kế có hai nguồn cung cấp, đó là hệ thống điện và nhà máy
nhiệt điện.
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 bằng 0,85. Để 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 cần phải có
sự liên hệ giữa hệ thống và nhà máy điện. Mặt khác, vì hệ thống có công suất vô cùng
lớn nên chọn hệ thống là nút cân bằng công suất và nút cơ sở về điện áp. Ngoài ra do
hệ thống có công suất vô cùng lớn nên không cần phải dự trữ công suất trong nhà máy

điện, nói cách khác công suất tác dụng và công suất phản kháng dự trữ sẽ được lấy từ
hệ thống điện.
b. Nhà máy nhiệt điện
Nhà máy nhiệt gồm 4 tổ máy. Mỗi tổ máy phát có công suất định mức P
đm
= 50
MW, cosφ
đm
= 0,85, U
đm
= 10,5 kV. Như vậy, tổng công suất định mức của nhà máy
nhiệt điện bằng 4.50 = 200 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 nhà máy nhiệt điện thường chiếm khoảng 6 ÷ 15% tuỳ theo loại nhà máy
nhiệt điện.
Đối với nhà máy nhiệt điện, các máy phát làm việc ổn định khi phụ tải P ≥ 70% P
đm
;
khi phụ tải P < 30% P
đm
các máy phát ngừng làm việc.
Công suất phát kinh tế của các máy phát NĐ thường vào khoảng (80% ÷ 90%)P
đm
.
Khi thiết kế chọn công suất phát kinh tế bằng 85% P
đm
, nghĩa là:
P
kt

= 85% P
đm

Do đó khi phụ tải cực đại cả 4 máy phát đều vận hành và tổng công suất tác dụng
phát ra của nhà máy nhiệt điện bằng:
P
kt
= 0,85.4.50 = 170 MW
Trong chế độ phụ tải cực tiểu, dự kiến ngừng hai máy phát để bảo dưỡng, hai máy
phát còn lại sẽ phát 85% P
đm
, nghĩa là tổng công suất phát của nhà máy nhiệt điện
bằng:
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 8

P
kt
= 0,85.2.50 = 85 MW
Khi sự cố ngừng một tổ máy phát, ba máy phát còn lại sẽ phát 100% P
đm,
như vậy:
P
Fsc
=3.50 = 150 MW
Phần công suất thiếu trong các chế độ vận hành sẽ được cung cấp từ hệ thống điện.
1.1.2. Các phụ tải điện
Trong hệ thống điện thiết kế có 9 phụ tải, các số liệu cho theo bảng sau:
Bảng 1.1. Các số liệu về phụ tải

Thông số
Phụ tải
1
2
3
4
5
6
7
8
9
P
max
, MW
33
35
28
37
33
26
35
25
27
P
min
, MW
Bằng 55 % công suất cực đại
cosφ
đm

0,87
0,9
0,86
0,89
0,9
0,88
0,9
0,88
0,9
YC điều chỉnh U
KT
KT
KT
KT
KT
KT
KT
KT
KT
Loại
I
I
I
I
III
I
I
I
I
T

max
, h
5000
Điện áp định mức
lưới điện hạ áp, kV
22
Trong hệ thống điện thiết kế có 9 phụ tải, phụ tải 5 là hộ loại III, các phụ tải còn lại
đều là phụ tải loại I. Thời gian sử dụng phụ tải cực đại T
max
= 5000h. Các phụ tải đều
yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Điện áp định mức mạng điện hạ áp của các
trạm bằng 22 kV. Phụ tải cực tiểu bằng 55% phụ tải cực đại.
Công suất tiêu thụ của các phụ tải điện được tính như sau:
Q
i
= P
i
.tgφ
S

i
= P
i
+ jQ
i

S
i
=


P
i
2
+Q
i
2

Chế độ phụ tải cực đại:
Phụ tải 1:
P
1max
= 33 MW,cosφ
1
= 0,87 → tgφ
1
= 0,567
Q
1max
= P
1max
. tgφ
1

= 33.0,567 = 18,711 MVAr
S
1max
=

P
1max

2
+Q
1max
2
=

33
2
+18,711
2
= 37,935 MVA
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 9

Chế độ phụ tải cực tiểu:
Phụ tải 1:
P
1min
= 55%.P
1max
= 55%.33 = 18,15 MW
Q
1min
= 55%.Q
1max
= 55%.18,711 = 10,291 MVAr
S
1min
=


P
1min
2
+Q
1min
2
=

18,15
2
+10,291
2
= 20,864 MVA
Các phụ tải còn lại tính toán tương tự ta được kết quả trong bảng 1.2.
Bảng 1.2. Thông số của các phụ tải
Hộ tiêu thụ
S

max
= P
max
+ j Q
max
MVA
S
max
MVA
S


min
= P
min
+ j Q
min
MVA
S
min
MVA
1

33 + j 18,711
37,935
18,150 + j 10,291
20,864
2

35 + j 16,951
38,889
19,250 + j 9,323
21,389
3

28 + j 16,614
16,614

32,558
15,400 + j 9,138
17,907
4

37 + j 18,956
41,573
20,350 + j 10,426
22,865
5

33 + j 15,983
36,667
18,150 + j 8,790
20,167
6

26 + j 14,033
29,545
14,300 + j 7,718
16,250
7

35 + j 16,951
38,889
19,250 + j 9,323
21,389
8

25 + j 13,494
28,409
13,750 + j 7,421
15,625
9

27 + j 13,077
30,000
14,850 + j 7,192
16,500
Tổng
279 + j 144,77

153,45 + j 79,622


Sơ đồ bố trí tải và nguồn :

Hình 1.1. Sơ đồ mặt bằng của hệ thống điện thiết kế
0
100
150 200
250
50
50
100
150
180
(km)
(km)
PT3
PT2
PT7
PT8
PT9

PT6
PT5
PT4
PT1
70 km
56,57 km
50 km
56,57 km
63,25 km
63,25 km
80 km
53,85 km
50 km
60,83 km
53,85 km
41,23 km
63,25 km
NMÐ
HT
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 10

1.2. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
1.2.1. Cân bằng công suất tác dụng
Đặc điểm quan trọng của năng lượng điện đó là khả năng truyền tải một cách tức
thời từ nguồn cung cấp tới hộ tiêu thụ và không thể tích trữ điện năng 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 điện, các nhà máy của hệ thống
cần phải phát công suất bằng tổng công suất của các hộ tiêu thụ và 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:
P
NĐ
+ P
HT
= P
tt
= m∑P
max
+ ∑ΔP + P
td
+ P
dt

trong đó:
 P
NĐ
- tổng công suất do nhà máy nhiệt điện phát ra.
 P
HT
- công suất tác dụng lấy từ hệ thống.
 P
tt
- công suất tiêu thụ trong mạng điện.

 m - hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải trong chế độ cực đại (m = 1).
 ∑P
max
- tổng công suất của các phụ tải trong chế độ cực đại.
 ∑ΔP - tổng tổn thất công suất trong mạng điện, khi tính toán sơ bộ ta có thể lấy
∑∆P = 5%ΣP
max
.
 P
td
- Tổng công suất tự dùng trong nhà máy điện, có thể lấy 10% tổng công
suất đặt của nhà máy.
 P
dt
- công suất dự trữ trong hệ thống. Bởi vì hệ thống điện có công suất vô cùng
lớn, cho nên công suất dự trữ lấy ở hệ thống, nghĩa là P
dt
= 0.
Tổng công suất tác dụng của các phụ tải trong chế độ cực đại được xác định ở bảng
1.2 bằng:
∑P
max
= 279 MW
Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện có giá trị:
∑∆P= 5%ΣP
max
= 0,05.279 =13,95 MW
Công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện bằng:
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 11

P
td
= 10%∑P
đm
=0,10.200 = 20 MW
Tổng công suất tiêu thụ trong mạng điện có giá trị:
P
tt
= ∑P
max
+ ∑∆P + P
td
= 279 + 13,95 + 20 = 312,95 MW
Như vậy, công suất mà hệ thống cung cấp cho phụ tải lúc này là:
P
HT
= P
tt
- P
ktNĐ
= 312,95 - 170 = 142,95 MW
Như vậy ở chế độ phụ tải cực đại, hệ thống cần cung cấp cho phụ tải lượng công
suất bằng 142,95 MW.
1.2.2. 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 xuất ra và điện năng tiêu thụ tại mỗi thời điểm. Sự cân bằng đòi hỏi
không những đối với công suất tác dụng mà đối với cả 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 như công suất
phản kháng phát ra lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ thì điện áp trong mạng sẽ
tăng, ngược lại nếu thiếu công suất phản kháng 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 trong hệ thống, cần tiến hành cân bằng sơ bộ công suất phản kháng.
Phương trình cân bằng công suất phản kháng trong mạng thiết kế có dạng:
Q
F
+ Q
HT
= Q
tt
= m∑Q
max
+ ∑ΔQ
L
- ∑Q
c
+ ∑ΔQ
b
+ Q
td
+ Q
dt

trong đó:
 Q
F
- tổng công suất phản kháng do nhà máy nhiệt điện phát ra.
 Q

HT
- công suất phản kháng do hệ thống cung cấp.
 Q
tt
- công suất phản kháng tiêu thụ trong mạng điện.
 m - hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải trong chế độ cực đại (m=1).
 ∑Q
max
- tổng công suất phản kháng của các phụ tải trong chế độ cực đại.
 ∑ΔQ
L
- tổng tổn thất công suất phản kháng trong cảm kháng của các đường
dây trong mạng điện.
 ∑Q
C
- tổng công suất phản kháng do điện dung của đường dây sinh ra, khi
tính toán sơ bộ có thế lấy∑ΔQ
L
= ∑Q
C
.
 ∑ΔQ
b
- tổng công suất phản kháng trong các trạm biến áp, khi tính toán sơ bộ
có thể lấy ∑ΔQ
b
= 15%∑Q
max
.
 Q

td
- công suất phản kháng tự dùng trong nhà máy điện, ta lấy cosφ
td
= 0,75.
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 12

 Q
dt
– công suất phản kháng dự trữ trong hệ thống. Đối với mạng điện thiết
kế, công suất Q
dt
sẽ lấy ở hệ thống, nghĩa là Q
dt
= 0.
Hệ số công suất của nhà máy là cosφ
F
= 0,85 nên tgφ
F
= 0,62
Hệ số công suất của hệ thống là cosφ
HT
= 0,85nnên tgφ
HT
= 0,62
Hệ số công suất tự dùng là cosφ
td
= 0,75 nên tgφ
td

= 0,882
Như vậy, tổng công suất phản kháng do nhà máy nhiệt điện phát ra là:
Q
F
= P
F
.tgφ
F
= 170.0,62 = 105,4 MVAr
Công suất phản kháng do hệ thống cung cấp là:
Q
HT
= P
HT
.tgφ
HT
= 142,95.0,62 = 88,629 MVAr
Tổng công suất phản kháng của các phụ tải trong chế độ cực đại được xác định ở
bảng 1.2 bằng:

Q
max
= 144,77 MVAr
Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các máy biến áp bằng:


∆Q
b
= 15%


Q
max
= 0,15.144,77 = 21,716 MVAr
Tổng công suất phản kháng tự dùng trong nhà máy điện có giá trị:
Q
td
= P
td
.tgφ
td
= 20.0,882 = 17,64 MVA
Tổng công suất phản kháng tiêu thụ trong mạng điện:
Q
tt
=

Q
max
+

∆Q
b
+ Q
td
= 144,77 + 21,716 + 17,64 = 184,126 MVAr
Tổng công suất phản kháng được cung cấp từ hệ thống và nhà máy:
Q
NĐ
+ Q
HT

= 105,4 + 88,629 = 194,029 MVAr
Từ các 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 ta không cần bù sơ bộ công
suất phản kháng trong mạng điện thiết kế.

Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 13


Chương 2
LẬP PHƯƠNG ÁN THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN
2.1. DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY
Một trong các yêu cầu của thiết kế mạng điện là đảm bảo cung cấp điện an toàn và
liên tục, nhưng vẫn phải đảm bảo tính kinh tế. Muốn đạt được yêu cầu này người ta
phải tìm ra phương án hợp lý nhất trong các phương án vạch ra đồng thời đảm bảo
được các chỉ tiêu kỹ thuật.
Các yêu cầu chính đối với mạng điện:
 Đảm bảo an toàn cho người và thiết bị.
 Đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện.
 Đảm bảo chất lượng điện năng.
 Đảm bảo tính linh hoạt của mạng điện.
 Đảm bảo tính kinh tế và có khả năng phát triển.
Trong thiết kế hiện nay, để chọn được sơ đồ tối ưu của mạng điện người ta sử dụng
phương pháp nhiều phương án. Từ các vị trí đã cho của các phụ tải và các nguồn cung
cấp, cần dự kiến một số phương án và phương án tốt nhất sẽ chọn dựa trên cơ sở so
sánh kinh tế - kỹ thuật các phương án đó. Đồng thời cần chú ý chọn các sơ đồ đơn giản.
Các sơ đồ phức tạp hơn được chọn trong trường hợp khi các sơ đồ đơn giản không thoả
mãn yêu cầu kinh tế - kỹ thuật.
Những phương án được lựa chọn để tiến hành so sánh về kinh tế chỉ là những

phương án thoả mãn các yêu cầu kỹ thuật của mạng điện.
Những yêu cầu kỹ thuật chủ yếu đối với các mạng là độ tin cậy và chất lượng cao
của điện năng cung cấp cho các hộ tiêu thụ. Khi dự kiến sơ đồ của mạng điện thiết kế,
trước hết cần chú ý đến hai yêu cầu trên. Để thực hiện yêu cầu về độ tin cậy cung cấp
điện cho các hộ tiêu thụ loại I ta có thể sử dụng đường dây hai mạch hay mạch vòng.
Các hộ tiêu thụ loại III được cung cấp điện bằng đường dây một mạch.
Các phương án đề xuất như sau :

Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 14


Hình 2.1.a. Phương án 1

Hình 2.1.b. Phương án 2


6
5
4
80 km
HT
9
8
50 km
63,25 km
56,57 km
56,57 km
63,25 km

60,83 km
53,85 km
53,85 km
7
1
33 + j 18,711 MVA
3
2
35 + j 16,951 MVA
28 + j 16,614 MVA
35 + j 16,951 MVA
37 + j 18,956 MVA
26 + j 14,033 MVA
33 + j 15,983 MVA
27 + j 13,077 MVA
25 + j 13,494 MVA
50 km
NM
6
5
4
80 km
HT
50 km
63,25 km
56,57 km
56,57 km
60,83 km
53,85 km
53,85 km

7
1
33 + j 18,711 MVA
3
2
35 + j 16,951 MVA
28 + j 16,614 MVA
35 + j 16,951 MVA
37 + j 18,956 MVA
26 + j 14,033 MVA
33 + j 15,983 MVA
27 + j 13,077 MVA
25 + j 13,494 MVA
50 km
NM
41,23 km
9
8
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 15


Hình 2.1.c. Phương án 3


Hình 2.1.d. Phương án 4
6
5
4

80 km
8
9
HT
50 km
63,25 km
56,57 km
56,57 km
60,83 km
53,85 km
53,85 km
7
1
33 + j 18,711 MVA
3
2
35 + j 16,951 MVA
28 + j 16,614 MVA
35 + j 16,951 MVA
37 + j 18,956 MVA
26 + j 14,033 MVA
33 + j 15,983 MVA
27 + j 13,077 MVA
25 + j 13,494 MVA
50 km
NM
41,23 km
63,25 km
8
6

5
4
80 km
HT
9
50 km
63,25 km
56,57 km
63,25 km
60,83 km
53,85 km
53,85 km
7
1
33 + j 18,711 MVA
3
2
35 + j 16,951 MVA
28 + j 16,614 MVA
35 + j 16,951 MVA
37 + j 18,956 MVA
26 + j 14,033 MVA
33 + j 15,983 MVA
27 + j 13,077 MVA
25 + j 13,494 MVA
50 km
NM
56,57 km
70 km
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 16


Hình 2.1.e. Phương án 5


Hình 2.1.f. Phương án 6

6
5
4
80 km
HT
50 km
63,25 km
56,57 km
60,83 km
53,85 km
53,85 km
7
1
33 + j 18,711 MVA
3
2
35 + j 16,951 MVA
28 + j 16,614 MVA
35 + j 16,951 MVA
37 + j 18,956 MVA
26 + j 14,033 MVA

33 + j 15,983 MVA
27 + j 13,077 MVA
25 + j 13,494 MVA
50 km
NM
41,23 km
56,57 km
70 km
9
8
6
5
4
80 km
HT
50 km
63,25 km
56,57 km
60,83 km
53,85 km
53,85 km
7
1
33 + j 18,711 MVA
3
2
35 + j 16,951 MVA
28 + j 16,614 MVA
35 + j 16,951 MVA
37 + j 18,956 MVA

26 + j 14,033 MVA
33 + j 15,983 MVA
27 + j 13,077 MVA
25 + j 13,494 MVA
50 km
NM
56,57 km
70 km
41,23 km
63,25 km
9
8
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 17

2.2. PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN KĨ THUẬT CHO CÁC PHƯƠNG ÁN
2.2.1. Lựa chọn điện áp định mức của mạng điện
Điện áp định mức của mạng điện ảnh hưởng chủ yếu đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ
thuật, cũng như các đặc trưng kỹ thuật của mạng điện.
Điện áp định mức của mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố: công suất của phụ tải,
khoảng cách giữa các phụ tải và các nguồn cung cấp điện, vị trí tương đối giữa các phụ
tải với nhau, sơ đồ mạng điện.
Điện áp định mức của mạng điện thiết kế được chọn đồng thời với sơ đồ cung cấp
điện. Điện áp định mức sơ bộ của mạng điện có thể xác định theo giá trị của công suất
trên mỗi đường dây trong mạng điện.
Các phương án của mạng điện thiết kế hay là các đoạn đường dây riêng biệt của
mạng điện có thể có điện áp định mức khác nhau. Chọn điện áp cho mạng là một trong
những vấn đề cơ bản của việc thiết kế. Việc chọn điện áp ảnh hưởng trực tiếp đến chỉ
tiêu kinh tế và chỉ tiêu kỹ thuật của mạng điện. Tuỳ thuộc vào giá trị công suất cần

truyền tải và độ dài đường dây tải điện mà chọn điên áp vận hành sao cho thích hợp
nhất. Trong khi tính toán thông thường, trước hết chọn điện áp định mức của các đoạn
đường dây có công suất truyền tải lớn. Các đoạn đường dây trong mạng kín, theo
thường lệ, cần được thực hiện với một cấp điện áp định mức.
Có thể tính điện áp định mức của đường dây theo công thức kinh nghiệm Still sau:
U
i
= 4,34

L+16P , kV (2.1)
trong đó:
 U
i
- điện áp tính toán của đường dây thứ i, kV.
 L
i
- chiều dài đường dây thứ i, km.
 P
i
- công suất tác dụng trên đường dây truyền tải thứ i, MW.
Nếu U
i
= 70 ÷ 170 kV thì U
đm
được chọn bằng 110 kV.
2.2.2. Chọn tiết diện dây dẫn
Tiết diện dây dẫn của mạng điện cần phải được chọn sao cho chúng phù hợp với
quan hệ tối ưu giữa chi phí đầu tư xây dựng đường dây và chi phí về tổn thất điện
năng. Xác định quan hệ tối ưu này là vấn đề khá phức tạp và trở thành bài toán tìm tiết
diện dây dẫn tương ứng với các chi phí qui đổi nhỏ nhất. Nhưng trong thực tế người ta

thường dùng giải pháp đơn giản hơn để xác định tiết diện dây dẫn. Đó là phương pháp
chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ kinh tế của dòng điện. Để chọn tiết diện dây dẫn
theo mật độ kinh tế của dòng điện trước hết cần xác định J
kt
sau đó tính tiết diện kinh tế
theo công thức:
F =
I
max
J
kt

Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 18

trong đó:
 I
max
- dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại, A.
 J
kt
- mật độ kinh tế của dòng điện, A/mm
2
. Với dây AC và T
max
= 5000
giờ thì J
kt
= 1,1 A/mm

2
.
Dòng điện chạy trên đường dây trong các chế độ phụ tải cực đại được xác định theo
công thức:
I
max
=
S
max
n

3U
đm
.10
3
,A (2.3)
trong đó:
 n - số mạch của đường dây (đường dây một mạch n = 1; đường dây hai
mạch n = 2).
 U
đm
- điện áp định mức của mạng điện.
 S
max
- 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 học
của đường dây và phát nóng dây dẫn trong các chế độ sau sự cố.
2.2.3. Kiểm tra các điều kiện kỹ thuật
1. Kiểm tra các điều kiện về 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 mm
2
.
Độ bền cơ trên không thường phối hợp với điều kiện về vầng quang của dây dẫn cho
nên không cần 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:
I
sc
≤ I
cp
(2.4)
trong đó:
 I
sc
- dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ sự cố.
 I
cp
- dòng điện làm việc lâu dài cho phép của dây dẫn.
2. Kiểm tra tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện
Chất lượng 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 các lưới điện. Khi thiết kế các
mạng điện thường 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
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 19

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 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% 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 20%, nghĩa là:
∆U
max bt
% ≤ 10%
∆U
max sc
% ≤ 20%
Tổn thất điện áp trên đường dây thứ i khi vận hành bình thường được tính:
∆U
ibt
% =
P
i
R
i
+Q
i
X
i
U
đm
2
.100% (2.5)
trong đó:
 P

i
, Q
i
– công suất phản kháng và công suất tác dụng trên đường dây thứ
i.
 R
i
, X
i
- điện trở và điện kháng của đường dây thứ i.
Đối với đường dây có hai mạch, nếu ngừng một mạch thì tổn thất điện áp trên đường
dây còn lại bằng:
∆U
isc
% = 2∆U
ibt
% (2.6)
2.3. PHƯƠNG ÁN 1

Hình 2.2. Phương án 1
6
5
4
80 km
HT
9
8
50 km
63,25 km
56,57 km

56,57 km
63,25 km
60,83 km
53,85 km
53,85 km
7
1
33 + j 18,711 MVA
3
2
35 + j 16,951 MVA
28 + j 16,614 MVA
35 + j 16,951 MVA
37 + j 18,956 MVA
26 + j 14,033 MVA
33 + j 15,983 MVA
27 + j 13,077 MVA
25 + j 13,494 MVA
50 km
NM
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 20

2.3.1. Chọn điện áp định mức của mạng điện
1. Dòng công suất ở chế độ phụ tải cực đại khi làm việc bình thường
Công suất tác dụng trên đường dây NĐ - 6 được xác định như sau:
P
N-6
= P

ktNĐ
- P
td
- P
N
- ∆P
N

trong đó:
 P
ktNĐ
- tổng công suất phát kinh tế của nhà máy nhiệt điện.
 P
td
- công suất tự dùng của nhà máy điện.
 P
N
- tổng công suất tác dụng của tất cả các phụ tải nối với nhà máy nhiệt
điện (P
N
= P
7
+ P
8
+ P
9
).
Theo kết quả tính toán ở phần 1.3, ta có: P
ktNĐ
= 170 MW, P

td
= 20 MW
Tổng công suất của các phụ tải nối với nhiệt điện:
P
N
= P
7
+ P
8
+ P
9
= 35 + 25 + 27= 87 MW
Do đó, công suất tác dụng truyền vào đường dây NĐ - 6:
P
N-6
= P
ktNĐ
- P
td
- P
N
- ∆P
N
= 170 - 20 - 87 - 0,05.87 = 58,65 MW
Công suất phản kháng do nhiệt điện truyền vào đường dây NĐ-6 có thể tính gần
đúng như sau:
Q
N-6
= Q
ktNĐ

- Q
td
- Q
N
- ΔQ
N
- ΔQ
MBATA

trong đó:
Q
ktNĐ
= 105,4 MVAr
Q
td
= 17,64 MVAr
Q
N
=

Q
7
+ Q
8
+ Q
9
= 16,951 + 13,494 + 13,077 = 43,522 MVAr
Công suất phản kháng do nhiệt điện truyền vào đường dây N-6
Q
N-6

= Q
ktNĐ
- Q
td
- Q
N
- ΔQ
N
- ΔQ
MBATA

= 105,4 – 17,64 – 43,522 - 0,15.43,522 - 0,15.(105,4 – 17,64) = 24,546 MVAr
Như vậy:  S

N-6
= 58,65 + j 24,546 MVA
Dòng công suất truyền tải trên đường dây 6-4 bằng:
S

6-4
= S

N-6
- S

6
= 58,65 + j 24,546 - (26 + j 14,033 ) = 32,65 + j 10,513 MVA
Dòng công suất truyền tải trên đường dây HT-4 bằng:
S


H-4
= S

4
- S

6-4
= 37 + j 18,956 - (32,65 + j 10,513 ) = 4,35 + j 8,443 MVA
Vậy 4 là điểm phân công suất tác dụng và công suất phản kháng.
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 21

Công suất truyền trên các đường dây còn lại bằng giá trị phụ tải ở cuối đoạn đường
dây đó.
2. Dòng công suất khi sự cố 1 tổ máy của nhà máy điện
Khi sự cố một tổ máy phát nhà máy Nhiệt điện thì chỉ ảnh hưởng đến dòng công
suất trên đường dây liên lạc nguồn NĐ-6-4-HT. Khi sự cố một tổ máy phát 3 tổ máy
còn lại phát 100% công suất định mức tức là S

F sc
= 150 + j 93 MVA.
P
N-6
= P
Fsc
- P
td
- P
N

- ∆P
N
= 150 -15 - 87 - 0,05.87 = 43,65 MW
Q
N-6
= Q
Fsc
- Q
td
- Q
N
- ΔQ
N
- ΔQ
MBATA
= 93 - 15.0,882 – 43,522 - 0,15.43,522 – 0,15.(93 – 15.0,882) = 17,754 MVAr
Như vậy S

N-6
= 43,65 + j 17,754 MVA
Dòng công suất truyền tải trên đường dây 6-4 bằng:
S

6-4
= S

N-6
- S

6

= 43,65 + j 17,754 - (26 + j 14,033 ) = 17,65 + j 3,721 MVA
Dòng công suất truyền tải trên đường dây HT-4 bằng:
S

HT-4
= S

4
- S

6-4
= 37 + j 18,956 - (17,65 + j 3,721 ) = 19,35 + j 15,235 MVA
Bảng 2.1. Phân bố công suất trên đường dây liên lạc
Chế độ phụ tải
S

N-6

MVA
S

6-4

MVA
S

HT-4

MVA
Cực đại

58,65 + j 24,546
32,65 + j 10,513
4,35 + j 8,443
Sự cố 1 tổ máy phát
43,65 + j 17,754
17,65 + j 3,721
19,35 + j 15,235
3. Chọn điện áp định mức cho phương án
Áp dụng công thức (3.1), ta có:
Điện áp tính toán trên đường dây NĐ-6 bằng:
U
N-6
= 4,34

L+16P = 4,34

50 +16.58,65 = 136,444 kV
Điện áp tính toán trên đường dây 6-4 bằng:
U
6-4
= 4,34

L+16P = 4,34

53,85+16.32,65 = 104,183 kV
Điện áp trên đoạn đường dây HT-4 bằng:
U
H-4
= 4,34


L+16P = 4,34

80+16.4,35 = 53,083 kV
Tính điện áp của các đường dây còn lại được tiến hành tương tự như các đường dây
trên, kết quả tính toán ta có bảng sau:



Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 22

Bảng 2.2. Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện
Đường dây
Công suất truyền
tải
MW
Chiều dài đường
dây L
km
Điện áp tính
toán U
kV
Điện áp định
mức của mạng
kV
HT – 1
33
63,25
105,53

110
HT – 2
35
56,57
107,766
HT – 3
28
50
96,851
HT – 5
33
56,57
104,932
HT – 4
4,35
80
53,083
6 – 4
32,65
53,85
104,183
NĐ – 6
58,65
50
136,444
NĐ – 7
35
60,83
108,137
NĐ – 8

25
63,25
93,411
NĐ – 9
27
53,85
95,662
2.3.2. Chọn tiết diện dây dẫn
Các mạng điện 110 kV được thực hiện chủ yếu bằng các đường dây trên không, các
dây dẫn sử dụng là dây nhôm lõi thép, đồng thời các dây dẫn thường được đặt trên các
cột bê tông 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 5m.
Tính tiết diện đường dây NĐ-6
Dòng điện chạy trên đường dây NĐ-6 khi phụ tải cực đại bằng:
I
N-6
=
S
N-6
n

3U
đm
.10
3
=

58,65
2
+24,546

2

2

3.110
.10
3
= 166,852 A
Tiết diện dây dẫn:
F
N-6
=
I
N-6
J
kt
=
166,852
1,1
= 151,864 mm
2

Ta chọn dây dẫn tiết diện F = 150 mm
2
và I
cp
= 445 A
 Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một mạch đường dây
Kiểm tra điều kiện phát nóng đường dây NĐ-6
Khi gặp sự cố một mạch đường dây thì dòng điện cưỡng bức chạy trên đường dây

còn lại bằng:
I
N-6sc
= 2.I
N-6
= 2.166,852 = 333,704 < 445 A
Như vậy: I
N-6sc
< I
cp
 Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một tổ máy phát
Ta có dòng điện chạy qua đường dây N-6 khi có sự cố một tổ máy phát, trong chế độ
phụ tải cực đại là:
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 23

I
N-6sc
=
S
N-6sc
n

3U
đm
.10
3
=


43,65
2
+17,754
2

2

3.110
.10
3
= 123,664 < 

= 445 A
Vậy dây dẫn đã chọn thỏa mãn các điều kiện về phát nóng khi có sự cố
Tính tiết diện đường dây 6-4
Dòng điện chạy trên đường dây 6-4 khi phụ tải cực đại bằng:
I
6-4
=
S
6-4
n

3U
đm
.10
3
=

32,65

2
+ 10,513
2

2

3.110
.10
3
= 90,016 A
Tiết diện dây dẫn:
F
6-4
=
I
6-4
J
kt
=
90,016
1,1
= 81,833 mm
2

Ta chọn dây dẫn tiết diện F = 70 mm
2
và I
cp
= 265 A
 Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một mạch đường dây

Kiểm tra điều kiện phát nóng đường dây 6-4
Khi gặp sự cố một mạch đường dây thì dòng điện cưỡng bức chạy trên đường dây
còn lại bằng:
I
6-4sc
= 2.I
6-4
= 2.90,016 = 180,032 < 265 A
Như vậy: I
6-4sc
< I
cp
 Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một tổ máy phát
Ta có dòng điện chạy qua đường dây N-6 khi có sự cố một tổ máy phát, trong chế độ
phụ tải cực đại là:
I
6-4sc
=
S
6-4sc
n

3U
đm
.10
3
=

17,65
2

+ 3,721
2

2

3.110
. 10
3
= 47,337< I
cp
= 265 A
Vậy dây dẫn đã chọn thỏa mãn các điều kiện về phát nóng khi có sự cố
Tính tiết diện đường dây HT-4
Dòng điện chạy trên đường dây HT-4 khi phụ tải cực đại bằng:
I
H-4
=
S
H-4
n

3U
đm
.10
3
=

4,35
2
+ 8,443

2

2

3.110
.10
3
= 24,925 A
Tiết diện dây dẫn:
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 24

F
H-4
=
I
H-4
J
kt
=
24,925
1,1
= 22,659 mm
2

Ta chọn dây dẫn tiết diện F = 70 mm
2
và I
cp

= 265 A
 Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một mạch đường dây
Khi gặp sự cố một mạch đường dây thì dòng điện cưỡng bức chạy trên đường dây
còn lại bằng:
I
H-4sc
= 2.I
H-4
= 2.24,925 = 49,85 < 265 A
Như vậy: I
H-4sc
< I
cp

 Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố một tổ máy phát
Ta có dòng điện chạy qua đường dây HT-4 khi có sự cố một tổ máy phát, trong chế
độ phụ tải cực đại là:
I
H-4sc
=
S
H-4sc
n

3U
đm
.10
3
=


19,35
2
+ 15,235
2

2

3.110
. 10
3
= 64,631 < I
cp
= 265 A
Vậy dây dẫn đã chọn thỏa mãn các điều kiện về phát nóng khi có sự cố
Tính toán đối với các đường dây còn lại được tiến hành tương tự. Kết quả chọn dây
dẫn của phương án 1 cho trong bảng 2.3.
Bảng 2.3. Chọn tiết diện các đường dây phương án 1
Đường
dây
S

max

MVA
I
max
A
I
sc1
A

I
sc2
A
F
tt

mm
2

F
tc

mm
2

I
cp
A
Số
lộ
HT – 1
33 + j 18,711
99,555
199,11
99,555
90,504
AC - 95
330
2
HT – 2

35 + j 16,951
102,057
204,113
102,057
92,779
AC - 95
330
2
HT – 3
28 + j 16,614
85,443
170,885
85,443
77,675
AC - 70
265
2
HT – 5
33 + j 15,983
192,451
0
192,451
174,955
AC - 185
510
1
HT – 4
4,35 + j 8,443
24,925
49,85

64,631
22,659
AC - 70
265
2
6 – 4
32,65 + j 10,513
90,016
180,033
47,337
81,833
AC - 70
265
2
NĐ – 6
58,65 + j 24,546
166,852
333,705
123,664
151,684
AC - 150
445
2
NĐ – 7
35 + j 16,951
102,057
204,113
102,057
92,779
AC - 95

330
2
NĐ – 8
25 + j 13,494
74,555
149,11
74,555
67,777
AC - 70
265
2
NĐ – 9
27 + j 13,077
78,73
157,46
78,73
71,573
AC - 70
265
2
Nhận xét : Tất cả các đường dây đã chọn đều thỏa mãn điều kiện phát nóng khi có
sự cố một mạch đường dây.
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,
B
2
trong sơ đồ
thay thế π của các đường dây theo các công thức sau:
R =
1

n
.r
0
.l; X=
1
n
.x
0
.l;
B
2
=
1
2
.n.b
0
.l
Đại Học Bách Khoa Hà Nội

Nguyễn Văn Giáp – KTĐ 1 – K55 Trang 25

Trong đó n là số mạch của đường dây, đối với đường dây hai mạch n = 2.
Thông số các đường dây của phương án 1 cho trong bảng 2.4.
Bảng 2.4. Thông số các đường dây phương án 1
Đường
dây
Số
lộ
L
km

Loại
dây
r
0

Ω/km
x
0

Ω/km
b
0

μS/km
R
Ω
x
Ω
B/2
μS
HT – 1
2
63,25
AC - 95
0,33
0,433
2,65
10,436
13,694
167,613

HT – 2
2
56,57
AC - 95
0,33
0,433
2,65
9,334
12,247
149,911
HT – 3
2
50
AC - 70
0,46
0,442
2,58
11,5
11,05
129
HT – 5
1
56,57
AC - 185
0,17
0,414
2,84
9,617
23,42
80,329

HT – 4
2
80
AC - 70
0,46
0,442
2,58
18,400
17,68
206,4
6 - 4
2
53,85
AC - 70
0,46
0,442
2,58
12,386
11,901
138,933
NĐ – 6
2
50
AC - 150
0,21
0,416
2,74
5,25
10,4
137

NĐ – 7
2
60,83
AC - 95
0,33
0,433
2,65
10,037
13,17
161,2
NĐ – 8
2
63,25
AC - 70
0,46
0,442
2,58
14,548
13,978
163,185
NĐ – 9
2
53,85
AC - 70
0,46
0,442
2,58
12,386
11,901
138,933

2.3.3. Kiểm tra tổn thất điện áp
Tổn thất điện áp trên đường dây N-6
Chế độ làm việc bình thường
Áp dụng công thức (2.5) tổn thất điện áp trên đường dây bằng:
∆U
N-6 bt
% =
P
N-6
R
N-6
+Q
N-6
X
N-6
U
đm
2
.100%=
58,65.5,25 + 24,546.10,4
110
2
100% 4,65 %
Sự cố đứt 1 mạch của đường dây 2 mạch (sự cố 1)
U
N-6 sc1
% = 2.U
N-6bt
% = 9,32 %
Sự cố một tổ máy của nhà máy điện ( sự cố 2)

∆U
N-6 sc2
% =
P
N-6
R
N-6
+Q
N-6
X
N-6
U
đm
2
100% =
43,65.5,25 + 17,754.10,4
110
2
.100% = 3,42 %
Tổn thất điện áp trên đường dây 6-4
Chế độ làm việc bình thường
Áp dụng công thức (2.5) tổn thất điện áp trên đường dây bằng:
∆U
6-4 bt
% =
P
6-4
R
6-4
+Q

6-4
X
6-4
U
đm
2
.100% =
32,65.12,386+10,513.11,901
110
2
100%= 4,38%
Sự cố đứt 1 mạch của đường dây 2 mạch (sự cố 1)
U
6-4sc1
% = 2.U
6-4 bt
% = 2.4,38% = 8,76 %
Sự cố một tổ máy của nhà máy điện (sự cố 2)