ĐỒ án tốt NGHIỆP THIẾT kế hệ THỐNG điện

Trờng ĐHBK Hà Nội - Bộ môn Hệ thống điện

Thiết kế tốt nghiệp

LI NểI U
Trong s nghip Cụng nghip hoỏ - Hin i hoỏ t nc, ngnh in l
ngnh rt quan trng trong nn kinh t quc dõn.
Song song vi s phỏt trin liờn tc ca nn kinh t nc ta, ngnh in
khụng ngng nghiờn cu, tỡm tũi nhng gii phỏp ti u cung cp in nng
t hiu qu kinh t cao nht.
phỏt trin ngnh in lc, Nh nc cng nh ngnh in phi u t
xõy dng nhiu nh mỏy in v trm in. ng thi luụn chỳ trng cụng tỏc o
to cỏc th h k s in cú nhng hiu bit sõu sc, ton din v mng li in,
o to i ng cụng nhõn lnh ngh, tng bc lm ch cụng ngh, xõy dng
v vn hnh mng li in ngy cng hin i, ỏp ng nhu cu dựng in ngy
cng tt hn ca xó hi trong cụng cuc cụng nghip hoỏ - hin i hoỏ t
nc.
Sau 5 nm hc ti trng i hc Bỏch khoa H ni, em c giao ti
tt nghip:
- Phn 1: Thit k li in khu vc.
- Phn 2: Thit k trm bin ỏp 320 kVA-10/0,4 kV.
Bng tt c nhng kin thc ó hc trng, nh s giỳp nhit tỡnh ca
cỏc thy cụ giỏo, c bit l s hng dn tn tỡnh chu ỏo ca thy giỏo TS.
inh Quang Huy ó giỳp em hon thnh ỏn thit k ny. Qua ỏn thit k ó
giỳp em tng hp li c nhng kin thc ó hc, hiu sõu hn v cụng tỏc thit
k li in mt cỏch c th, gn vi thc t hn, ng thi bit vn dng nhng
kin thc ó hc vo bn thit k.
Do thi gian thc hin thit k tt nghip cú hn v lng kin thc ca bn
thõn cũn nhiu hn ch, nờn trong ỏn thit k ny khụng trỏnh khi thiu sút.
Em rt mong nhn c s ch bo, gúp ý ca cỏc thy cụ giỏo v cỏc bn em
cú th hon thin tt hn trong cụng vic sau ny.

Em xin chõn thnh cm n!
Ho bỡnh, ngy thỏng 11 nm 2009
Sinh viờn thit k

Lng Vn Dng

Sinh viên: L.ơng Văn Dũng Lớp: Hệ thống điện. Trạm: Điện lực Hoà Bình

1


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

PHẦN I

THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

2


Trờng ĐHBK Hà Nội - Bộ môn Hệ thống điện

Thiết kế tốt nghiệp

Chng I
PHN TCH CC C IM CA NGUN V PH TI

chn c phng ỏn thit k hp lý nht cn phi tin hnh phõn tớch
nhng c im ca cỏc ngun in v cỏc ph ti, c th nh s ngun in, c
im ngun phỏt, cụng sut phỏt kinh t, cụng sut phỏt nh mc, cụng sut ph
ti yờu cu, tớnh cht ph ti, mc tin cy cung cp in, cht lng in nng...
Trờn c s ú a ra phng thc tớnh toỏn, la chn phng ỏn v phng thc
vn hnh ca mng in thit k m bo sao cho mng in vn hnh kinh t, an
ton v tin cy.
1.1- Cỏc s liu v ngun cung cp v ph ti
1.1.1- S a lý
ỏn thit k cú ngun cung cp in l h thng in (HT) v mt nh
mỏy nhit in (N). S b trớ ngun v ph ti nh sau:
150
5

36,06 km

8k
m
67
,0

km
7

m
0k

56
,5

8
72,

2

4
50,99 km

km
, 06
6
3

NĐ

3
41,2

44,72 km

km

41,23 km

km

3

6k
m

,0 6
36

76,
1

7
40 km

50,99 km

50 km

50

km

3 km

1

50 km

HT

0
,1
78

41,2

100

8

90,55 km

50 km

6

10
10

50

100

150

1.1.2- Nhng s liu v ngun cung cp
1) H thng in
- H thng in cú cụng sut vụ cựng ln.
- H s cụng sut:
cos = 0,85
- in ỏp nh mc:
Um = 110 kV
2) Nh mỏy nhit in
- Cụng sut t:

PN = 3 ì 50 = 150 MW

Sinh viên: L.ơng Văn Dũng Lớp: Hệ thống điện. Trạm: Điện lực Hoà Bình

3


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn
- Hệ số công suất:
- Điện áp định mức:

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

cosϕ = 0,8
Uđm = 10,5 kV

1.1.3- Những số liệu về phụ tải
Bảng 1-1. Những số liệu về phụ tải
Phụ tải
Số liệu
Pmax (MW)
Pmin (MW)
Cosϕ
Qmax (MVAr)
Qmin (MVAr)
Smax (MVA)
Smin (MVA)
Loại hộ phụ tải
Yêu cầu ĐC điện áp
Điện áp thứ cấp (kV)

1

2

3

4

5

6

7

8

Tổng

35
24,5
0,90
16,95
11,87
38,89
27,22
I
KT
10

24
16,8
0,85
14,87
10,41
28,24
19,76
I
KT
10

28
19,6
0,85
17,35
12,15
32,94
23,06
I
T
10

25
17,5
0,85
15,49
10,85
29,41
20,59
I

KT
10

27
18,9
0,90
13,08
9,15
30,00
21,00
I
KT
10

39
27,3
0,90
18,89
13,22
43,33
30,33
I
T
10

26
18,2
0,85
16,11
11,28

30,59
21,41
I
KT
10

21
14,7
0,85
13,01
9,11
24,71
17,29
I
T
10

225
157,5
125,76
88,04
258,1
180,67

1.2- Phân tích nguồn và phụ tải
Từ những số liệu trên ta có thể rút ra những nhận xét sau:
Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn, hệ số công suất trên thanh góp 110
kV của hệ thống bằng 0,85. Vì vậy cần phải có sự liên hệ giữa hệ thống điện 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
bằng 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 được lấy từ hệ thống điện.
Nhà máy nhiệt điện (NĐ) có 3 tổ máy. Mỗi máy phát có công suất định mức
Pđm = 50 MW, cosϕ = 0,8; Uđm = 10,5 kV. Như vậy tổng công suất định mức của
nhà máy nhiệt điện là: PF = 3 × 50 = 150 MW.
Nhiên liệu của NĐ có thể là than, dầu, khí đốt. Hiệu suất của các nhà máy
nhiệt điện tương đối thấp (khoảng 30% ÷ 40%). Đồng thời công suất tự dùng của
NĐ thường chiếm khoảng 6% ÷ 15% tuỳ theo loại nhà máy nhiệt điện.
Đối với NĐ, các máy phát làm việc ổn định khi phụ tải P ≥ 70% Pđm. Khi
phụ tải P< 30% Pđm, các máy phát ngừng làm việc.
Công suất phát kinh tế của các máy phát nhiệt điện thường bằng (80÷90)%
Pđm. Khi thiết kế chọn công suất phát kinh tế bằng 85% P đm. Do đó khi phụ tải cực
đại cả 3 máy phát đều vận hành. Trong chế độ phụ tải cực tiểu, dự kiến ngừng một
máy để bảo dưỡng, hai máy còn lại sẽ phát 85% P đm. Khi sự cố ngừng một máy
phát, ba máy phát còn lại sẽ phát 100% P đm. Phần công suất thiếu trong các chế độ
vận hành sẽ được cung cấp từ hệ thống điện.
Mạng điện khu vực thiết kế có 8 phụ tải loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp
khác thường 5, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường 3, hệ số công suất cosϕ = 0,85 ÷

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

4


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

0,90 và thời gian sử dụng công suất cực đại T max = 4800h. Tổng công suất tác dụng
tiêu thụ trong chế độ phụ tải lớn nhất là:
ΣPmax = 225 MW
Phụ tải cực tiểu bằng 70% phụ tải cực đại nên tổng công suất của các phụ tải
trong chế độ cực tiểu có giá trị:
ΣPmin = 70% .ΣPmax = 0,50 × 225 = 157,5 MW
Như vậy ta thấy ở các chế độ thì lượng công suất còn lại của phụ tải yêu cầu
mà NĐ không đáp ứng đủ cho phụ tải vì những lý do kinh tế - kỹ thuật sẽ được
cung cấp từ HT.
Điện áp định mức của mạng điện thứ cấp của các trạm hạ áp đều bằng 10
kV. Các phụ tải đều nằm rải rác xung quanh hệ thống điện và nhà máy điện.
Khoảng cách từ nguồn đến phụ tải xa nhất là 76,16 km (từ hệ thống đến phụ tải số
2). Khoảng cách từ nguồn đến phụ tải gần nhất là 40 km (là khoảng cách từ nhà
máy nhiệt điện đến phụ tải số 7). Căn cứ vào vị trí phân bố, công suất của các phụ
tải và các nguồn ta có các định hướng cơ bản sau:
- Các phụ tải 6, 7, 8 ở gần nhà máy nhiệt điện có thể nối với nhà máy nhiệt
điện, còn các phụ tải 2, 3, 5 ở gần thanh góp hệ thống điện có thể nối với hệ thống.
- Phụ tải 1 và 4 nằm giữa hệ thống điện và nhà máy nhiệt điện sẽ được cấp điện
qua đường dây liên lạc giữa NĐ và HT.
- Các phụ tải 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 là hộ loại I. Để thực hiện yêu cầu về độ tin cậy
cung cấp điện cho các hộ loại I, cần đảm bảo dự phòng 100 % trong mạng điện,
đồng thời dự phòng đóng tự động. Vì vậy để cung cấp điện cho các hộ loại I có thể
sử dụng đường dây hai mạch hoặc mạch vòng.

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

5


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

Chương II
CÂN BẰNG CÔNG SUẤT - SƠ BỘ XÁC ĐỊNH CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA
HỆ THỐNG VÀ NHÀ MÁY ĐIỆN
Đặc điểm rất quan trọng của các hệ thống điện 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 bằng công suất của các hộ tiêu thụ, kể cả tổn thất
công suất trong các 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 là một vấn
đề quan trọng, liên quan đến vận hành cũng như sự phát triển của hệ thống.
2.1- Cân bằng công suất tác dụng
Phương trình cân bằng công suất tác dụng trong chế độ phụ tải cực đại đối
với hệ thống điện thiết kế có dạng:
PF + PHT = mΣPpt + ΣPtd + ΣΔPmd + ΣPdtr
(2-1)
Trong đó:
+ PF là tổng công suất tác dụng định mức của nhà máy nhiệt điện. Thay số vào
ta có:
PF = 3 × 50 = 150 MW
+ PHT là công suất tác dụng lấy từ HT.
+ m là hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại (ở đây lấy m = 1).
+ ΣPpt là tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ. Từ bảng 1-1 ta
có:

mΣPpt = 225 MW
+ ΣΔPmd là tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp (khi
tính sơ bộ có thể chọn khoảng 5% mΣPpt). Thay số vào ta có:
ΣΔPmd = 0,05 × 225 = 11,25 MW
+ ΣPtd là tổng công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện, khi tính sơ bộ ta
lấy bằng 10% tổng công suất đặt của nhà máy. Thay số vào ta có:
ΣPtd = 0,10 × 150 = 15 MW
+ ΣPdtr là tổng công suất tác dụng dự trữ của toàn hệ thống. ΣP dtr thường nằm
trong khoảng 10% ÷ 15% tổng công suất phụ tải và không được bé hơn công suất
của một tổ máy lớn nhất trong mạng điện. Bởi vì hệ thống điện có công suất vô
cùng lớn, cho nên công suất dự trữ lấy từ hệ thống, nghĩa là ΣPdtr = 0.
Như vậy, trong chế độ phụ tải cực đại hệ thống cần cung cấp công suất cho
các phụ tải bằng:
PHT = mΣPpt + ΣΔPmd + ΣPtd – PF
= 225 + 11,25 + 15 – 150 = 101,25 MW
2.2- Cân bằng công suất phản kháng

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

6


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

Phương trình cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện thiết kế có
dạng:
ΣQF + ΣQHT + ΣQb = mΣQpt + ΣQtd + ΣΔQBta + ΣΔQB + ΣΔQL – ΣQC + ΣQdtr (2-2)
Trong đó:

+ ΣQF là tổng công suất phản kháng định mức của các nhà máy điện.
ΣQF = PF × tgϕF
Với cosϕF = 0,8 thì tgϕF = 0,75. Thay vào ta có:
ΣQF = 150 × 0,75 = 112,5 MVAr
+ ΣQHT là công suất phản kháng do hệ thống cung cấp:
ΣQHT = PHT × tgϕHT
Với cosϕHT = 0,85 thì tgϕHT = 0,62. Vậy:
ΣQHT = 101,25 × 0,62 = 62,75 MVAr
+ mΣQpt là tổng công suất phản kháng của các phụ tải trong chế độ cực đại
được xác định theo bảng 1-1:
mΣQpt = 125,76 MVAr
+ ΣΔQB là tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp, trong tính
toán sơ bộ lấy ΣΔQB = 15% mΣQpt. Thay số vào ta có:
ΣΔQB = 0,15 × 125,76 = 18,86 MVAr
+ ΣΔQL là tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây của mạng
điện.
+ ΣQC là tổng công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây cao áp sinh
ra.
Đối với bước tính sơ bộ, với mạng điện 110 kV ta coi ΣΔQL = ΣQC
+ Tổng công suất phản kháng tự dùng trong nhà máy điện bằng:
ΣQtd = ΣPtd × tgϕtd
Với cosϕtd = 0,7 ÷ 0,8. Ta chọn cosϕtd = 0,8 thì tgϕF = 0,75. Thay vào ta có:
ΣQtd = 15 × 0,75 = 11,25 MVAr
+ ΣΔQBta là tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp tăng áp
của nhà máy điện, trong tính toán sơ bộ lấy ΣΔQ Bta = 10% (ΣQF - ΣQtd). Thay số
vào ta có:
ΣΔQBta = 0,1 × (112,5 - 11,25) = 10,13 MVAr
+ ΣQdtr là công suất phản kháng dự trữ trong HT. Đối với mạng điện thiết kế,
công suất Qdtr sẽ lấy ở HT, nên ΣQdtr = 0.
Thay các số liệu vừa tính được ở trên vào phương trình 2-2, ta có:

112,5 + 62,75 + ΣQb = 125,76 + 18,86 + 11,25 + 10,13
Suy ra:
ΣQb = – 9,24 MVAr
Từ các kết quả tính toán ở trên ta thấy rằng ΣQb < 0 nên trong bước tính sơ
bộ ta không phải bù công suất phản kháng trong mạng điện thiết kế.
2.3- Sơ bộ xác định phương thức vận hành cho hệ thống và nhà máy điện
Như ta đã phân tích ở mục 2 chương I, hệ thống có công suất vô cùng lớn
nên hệ thống là nguồn dự trữ công suất cho nhà máy điện. Đối với nhà máy nhiệt
điện, các máy phát làm việc ổn định khi phụ tải P ≥ 70% Pđm. Khi phụ tải P< 30%
Pđm, các máy phát ngừng làm việc.

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

7


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

Công suất phát kinh tế của các máy phát nhiệt điện thường bằng (80÷90)%
Pđm. Khi thiết kế chọn công suất phát kinh tế bằng 85% Pđm.
2.3.1- Khi phụ tải cực đại
Khi phụ tải cực đại cả 3 máy phát đều vận hành và tổng công suất tác dụng
phát ra của nhà máy nhiệt điện bằng:
Pkt max = 0,85 × 3 × 50 = 127,5 MW
Tổng công suất tác dụng tự dùng ở chế độ phát kinh tế là:
ΣPtd max = 0,1 × 120 = 12,75 MW
Tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ. Từ bảng 1-1 ta có:
mΣPpt max = 225 MW

Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp là:
ΣΔPmd max = 0,05 × 225 = 11,25 MW
Tổng công suất tác dụng yêu cầu của toàn hệ thống là:
ΣPyc max = mΣPpt max + ΣΔPmd max + ΣPtd max
= 225 + 11,25 + 12,75 = 249 MW
Khi đó lượng công suất tác dụng lấy từ HT về bằng:
PHT max = ΣPyc max – Pkt max = 249 – 127,5 = 121,50 MW
Tổng công suất phản kháng của NĐ phát ra ở chế độ phát kinh tế là:
ΣQkt max = Pkt max × tgϕF = 127,5 × 0,75 = 95,63 MVAr
Công suất phản kháng được cung cấp từ HT là:
QHT max = PHT max × tgϕHT
= 121,50 × 0,62 = 75,3 MVAr
Tổng công suất phản kháng của các phụ tải trong chế độ cực đại được xác
định theo bảng 1-1:
mΣQpt max = 125,76 MVAr
Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp:
ΣΔQB max = 0,15 × 125,76 = 18,86 MVAr
Tổng công suất phản kháng tự dùng ở chế độ phát kinh tế là:
ΣQtd max = ΣPtd max × tgϕtd = 12,75 × 0,75 = 9,56 MVAr
Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp tăng áp:
ΣΔQBta max = 0,1 × ((ΣQktmax - ΣQtd max)
= 0,1× (95,63 - 9,56) = 8,61 MVAr
Tổng công suất phản kháng yêu cầu của toàn hệ thống là:
ΣQyc max = mΣQpt max + ΣΔQB max + ΣQtd max + ΣΔQBta max
= 125,76 + 18,86 + 9,56 + 8,61 = 162,80 MVAr.
Công suất phản kháng cần bù trong mạng điện thiết kế là:
ΣQb max = ΣQyc max – ΣQkt max – QHT max
= 162,80 – 95,63 – 75,3 = – 8,13 MVAr
2.3.2- Khi phụ tải cực tiểu
Trong chế độ phụ tải cực tiểu, ta cho nhà máy phát 70% P đm, nghĩa là tổng công

suất tác dụng phát ra của NĐ bằng:
Pkt min = 0,7 × 3 × 50 = 105 MW
Tổng công suất tác dụng tự dùng ở chế độ phát kinh tế khi phụ tải cực tiểu là:
ΣPtd min = 0,1 × 105 = 10,5 MW

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

8


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

Tổng công suất tác dụng của các hộ tiêu thụ khi cực tiểu. Từ bảng 1-1 ta có:
mΣPpt min = 157,5 MW
Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp là:
ΣΔPmd min = 0,05 × 157,5 = 7,88 MW
Tổng công suất tác dụng yêu cầu của toàn hệ thống là:
ΣPyc min = mΣPpt min + ΣΔPmd min + ΣPtd min
= 157,5 + 7,88 + 10,5 = 175,88 MW
Khi đó lượng công suất tác dụng lấy từ HT về bằng:
PHT min = ΣPyc min – Pkt min = 175,88 – 105 = 70,88 MW
Tổng công suất phản kháng của NĐ ở chế độ phát kinh tế khi phụ tải cực
tiểu là:
ΣQkt min = Pkt min × tgϕF = 105 × 0,75 = 78,75 MVAr
Công suất phản kháng được cung cấp từ HT là:
QHT min = PHT min × tgϕHT
= 70,88 × 0,62 = 43,92 MVAr
Tổng công suất phản kháng của các phụ tải trong chế độ cực tiểu được xác

định theo bảng 1-1:
mΣQpt min = 88,04 MVAr
Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp:
ΣΔQB min = 0,15 × 88,04 = 13,21 MVAr
Tổng công suất phản kháng tự dùng ở chế độ phát kinh tế là:
ΣQtd min = ΣPtd min × tgϕtd = 10,5 × 0,75 = 7,88 MVAr
Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp tăng áp:
ΣΔQBta min = 0,1 × ((ΣQktmin - ΣQtd min)
= 0,1× (78,75 - 7,88) = 7,09 MVAr
Tổng công suất phản kháng yêu cầu của toàn hệ thống là:
ΣQyc min = mΣQpt min + ΣΔQB min + ΣQtd min + ΣΔQBta min
= 88,04 + 13,21 + 7,88 + 7,09 = 116,20 MVAr
Công suất phản kháng cần bù trong mạng điện thiết kế là:
ΣQb min = ΣQyc min – ΣQkt min – QHT min
= 116,20 – 78,75 – 43,92 = – 6,47 MVAr
2.3.3- Khi sự cố ngừng một máy phát
Khi sự cố ngừng một máy phát, hai máy còn lại sẽ phát 100% P đm, nghĩa là
tổng công suất tác dụng phát ra của NĐ bằng:
PF sc = 2 × 50 = 100 MW
Tổng công suất tác dụng tự dùng ở chế độ sự cố là:
ΣPtd sc = 0,1 × 100 = 10 MW
Tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ. Từ bảng 1-1 ta có:
mΣPpt max = 225 MW
Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp là:
ΣΔPmd max = 0,05 × 225 = 11,25 MW
Tổng công suất tác dụng yêu cầu của toàn hệ thống là:
ΣPyc sc = mΣPpt max + ΣΔPmd max + ΣPtd sc
= 225 + 11,25 + 10 = 246,25 MW.

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

9


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

Khi đó lượng công suất tác dụng lấy từ HT về bằng:
PHT sc = ΣPyc sc – PF sc = 246,25 – 100 = 146,25 MW
Tổng công suất phản kháng của NĐ phát ra ở chế độ sự cố là:
ΣQF sc = PF sc × tgϕF = 100 × 0,75 = 75 MVAr
Công suất phản kháng được cung cấp từ HT là:
QHT sc = PHT sc × tgϕHT
= 146,25 × 0,62 = 90,64 MVAr
Tổng công suất phản kháng của các phụ tải trong chế độ cực đại được xác
định theo bảng 1-1:
mΣQpt max = 125,76 MVAr
Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp:
ΣΔQB max = 0,15 × 125,76 = 18,86 MVAr
Tổng công suất phản kháng tự dùng ở chế độ sự cố là:
ΣQtd sc = ΣPtd sc × tgϕtd = 10 × 0,75 = 7,5 MVAr
Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp tăng áp:
ΣΔQBta sc = 0,1 × ((ΣQF sc - ΣQtd sc)
= 0,1× (75 - 7,5) = 6,75 MVAr
Tổng công suất phản kháng yêu cầu của toàn hệ thống ở chế độ sự cố là:
ΣQyc sc = mΣQpt max + ΣΔQB max + ΣQtd sc + ΣΔQBta sc
= 125,76 + 18,86 + 7,5 + 6,75 = 158,88 MVAr
Công suất phản kháng cần bù trong mạng điện khi sự cố một máy phát là:
ΣQb sc = ΣQyc sc – ΣQF sc – QHT max

= 158,88 – 75 – 90,64 = – 6,76 MVAr
Qua các số liệu vừa tính được ở trên, ta nhận thấy rằng trong các chế độ vận
hành của nhà máy nhiệt điện, lượng công suất nhận từ hệ thống lớn nhất bằng
146,25 MW, nhỏ nhất bằng 88,88 MW, công suất phản kháng do nguồn cung cấp
luôn luôn lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ. Vì vậy trong bước tính sơ bộ ta
không cần bù công suất phản kháng trong mạng điện thiết kế.
Sau đây là bảng tổng kết các chế độ vận hành của nhà máy và hệ thống điện:
Bảng 2-1. Các chế độ vận hành của nhà máy và hệ thống điện
Phụ tải

NĐ
HT

MAX
MIN
SỰ CỐ
Số tổ máy
Số tổ máy
Số tổ máy
P (MW)
P (MW)
P (MW)
làm việc
làm việc
làm việc
85%(150
70%(150
100%(100
)
3 × 50

)
3 × 50
)
2 × 50
= 127,5
= 105
= 100
121,5

70,88

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

146,25

10


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

Chương III
CHỌN ĐIỆN ÁP ĐỊNH MỨC CỦA MẠNG ĐIỆN
3.1- Nguyên tắc chọn
Chọn điện áp định mức của mạng điện thiết kế quá cao hoặc quá thấp sẽ ảnh
hưởng đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật, cũng như các đặc trưng kỹ thuật của
mạng điện. Để chọn được điện áp định mức tối ưu cần tiến hành so sánh kinh tế kỹ thuật các phương án khác nhau của điện áp mạng.
Điện áp định mức của mạng điện thiết kế phải được chọn đồng thời với sơ
đồ cung cấp điện.

Chọn sơ bộ điện áp định mức của mạng có thể tiến hành theo kinh nghiệm
thiết kế mạng điện. Điện áp định mức của mạng có thể chọn theo các phương pháp
sau:
1- Theo khả năng tải và khoảng cách truyền tải của đường dây.
2- Theo các đường cong thực nghiệm.
3- Theo các công thức thực nghiệm.
3.2- Chọn điện áp vận hành
Để đơn giản trong quá trình tính toán tìm điện áp định mức của mạng điện
thiết kế, ta chọn phương án hình tia như sau: nối các đoạn thẳng từ nguồn điện đến
các phụ tải (hình 3-1) và dựa vào công thức thực nghiệm:
U = 4,34 l + 16 × P
(3-1)
Trong đó:

U là điện áp vận hành (kV).
l là khoảng cách chuyên tải (km).
P là công suất chuyên tải trên đường dây (MW).

8
5

S8 = 21 + j13,01

7

56
,5
7

km

S5 = 27 + j13,08

HT

S7 = 26 + j16,11

1

50 km
76,
1

36,06 km

50,99 km

50

S = 35 + j16,95
6k 1
m

km

2

3

40 km

4
50,99 km

N§

S4 = 25 + j15,49
50 km

S2 = 24 + j14,87

6

S3 = 28 + j17,35
S6 = 39 + j18,89

Hình 3-1. Sơ đồ nối dây hình tia
3.2.1- Tính dòng công suất chạy trên đoạn NĐ-4-1-HT

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

11


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

- Công suất tác dụng chạy trên đoạn NĐ-4 là:
PNĐ-4 = ΣPF – ΣPtd – ΣPN – Σ∆PmdN

(3-2)
Trong đó:
+ ΣPF là tổng công suất phát của NĐ. Ở chương 2 ta đã tính được:
ΣPF = 127,5 MW
+ ΣPN là tổng công suất các phụ tải nối với NĐ:
ΣPN = P6 + P7 + P8 = 39 + 26 + 21 = 86 MW
+ ΣΔPmdN là tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp
của các phụ tải nối với NĐ:
ΣΔPmdN = 5% ΣPN = 0,05 × 86 = 4,3 MW
+ ΣPtd là tổng công suất tự dùng của nhà máy điện. Ở chương 2 ta đã tính
được ΣPtd = 12,75 MW.
Thay vào (3-2) tính được dòng công suất chạy trên đoạn NĐ-4:
PNĐ-4 = 127,5 – 86 – 4,3 – 12,75 = 24,45 MW
- Công suất phản kháng chạy trên đoạn NĐ-4 có thể tính gần đúng như sau:
QNĐ-4 = ΣQF - ΣQTD - ∆ΣQBta - ΣQN - ∆ΣQN
= PF.tgϕF - PTD.tgϕTD - 1,15ΣQN - 0,1.( PF.tgϕF - PTD.tgϕTD)
= 95,63 - 9,56 - 1,15x48,02 - 0,1.( 95,63 - 9,56 ) = 22,24 MVAr
Vì lượng công suất cung cấp cho phụ tải 4 và 1 từ phía nhiệt điện là không
đủ nên phần thiếu hụt sẽ được lấy từ hệ thống.
- Công suất tác dụng chạy trên đoạn 1-4 là:
P1-4 = P4 + ΔP4 – PNĐ-4 = 25 + 0,05 × 25 – 24,45 = 1,8 MW
- Công suất phản kháng chạy trên đoạn 1-4 là:
Q1-4 = Q4 + ΔQ4 – QNĐ-4 = 15,49 + 0,15 × 15,49 – 22,24 = - 4,42 MVAr
- Công suất tác dụng chạy trên đoạn HT-1 là:
PHT-1 = P1 + ΔP1 + P1-4 = 35 + 0,05 × 35 + 1,8 = 38,55 MW
- Công suất phản kháng chạy trên đoạn HT-1 là:
QHT-1 = Q1 + ΔQ1 + Q1-4 = 16,95 + 0,15 × 16,95 + (- 4,42) = 15,07 MVAr
3.2.2- Dòng công suất chạy trên các đoạn còn lại
Dòng công suất trên các đoạn còn lại được xác định từ công suất của các phụ
tải trong bảng 1-1.

Áp dụng công thức (3-1) cho đoạn NĐ-1 ta có:
U ND−6 = 4,34 50 + 16 × 39 = 112,67 kV
Tính toán tương tự cho các đoạn còn lại, ta được kết quả ở bảng 3-1.

Bảng 3-1. Kết quả tính toán điện áp định mức mạng điện
Đường dây

l (km)

.

S (MVA)

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

Utt (kV)
12


Trờng ĐHBK Hà Nội - Bộ môn Hệ thống điện
N - 6
N - 7
7-8
N - 4
1-4
HT - 1
HT - 2
HT - 3
HT - 5

50,00
40,00
36,06
50,99
50,99
50,00
76,16
50,00
56,57

Thiết kế tốt nghiệp
39 + j 18,89
47 + j 29,13
21 + j 13,01
24,45 + j 22,24
1,8 - j 4,42
38,55 + j 15,07
24 + j 14,87
28 + j 17,35
27 + j 13,08

112,67
122,14
83,71
91,26
38,77
112,07
93,10
96,85
95,93

T kt qu bng trờn ta chn in ỏp nh mc cho mng in thit k l:
Um = 110 kV. Giỏ tr in ỏp nh mc ny ta ỏp dng cho cỏc phng ỏn ni dõy
khỏc nhau trong ỏn.

Chng IV
CC PHNG N NI DY CA MNG IN
CHN PHNG N TI U
4.1- Nhng yờu cu chớnh i vi mng in
Nhng yờu cu k thut ch yu i vi mng in l:
- Cung cp in liờn tc.
- m bo cht lng in nng.
- m bo tớnh linh hot cao trong vn hnh.
- m bo an ton i vi ngi v thit b.
Ngoi ra mng in phi d dng phỏt trin ỏp ng nhu cu tng trng
ca ph ti v phi hp lý v kinh t.
4.2- La chn dõy dn
Dõy dn in thng cú cỏc loi l: dõy ng, dõy nhụm, dõy thộp v dõy
nhụm lừi thộp.
4.2.1- Dõy ng
Dõy ng l loi dõy dn in tt nht, song vỡ ng l kim loi quý him v
t tin nờn dõy ng ch c dựng trong cỏc mng in c bit nh: hm m,
khai thỏc qung hoc nhng ni cú cht n mũn kim loi nh trong nh mỏy hoỏ
cht, vựng ven bin...
4.2.2- Dõy nhụm

Sinh viên: L.ơng Văn Dũng Lớp: Hệ thống điện. Trạm: Điện lực Hoà Bình

13

Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

Dây nhôm có độ dẫn điện chỉ bằng 70% độ dẫn điện của dây đồng nhưng
nhôm nhẹ và rẻ hơn đồng nhiều. Nhược điểm của dây nhôm là có độ bền cơ tương
đối nhỏ.
4.2.3- Dây thép
Dây thép dẫn điện kém hơn cả nhưng rẻ và bền nên thường được dùng ở
những nơi không quan trọng hoặc ở mạng điện nông thôn.
4.2.4- Dây nhôm lõi thép
Vì dây nhôm có độ bền cơ thấp nên người ta chế tạo loại dây nhôm lõi thép.
Lõi thép để tăng cường độ bền cơ của dây, còn phần nhôm để dẫn điện.
Dây nhôm lõi thép được sử dụng phổ biến nhất ở các đường dây trên không
điện áp từ 35 kV trở lên. Vậy trong mạng điện thiết kế ta chọn loại dây nhôm lõi
thép (AC) để truyền tải điện năng cho các hộ tiêu thụ.
4.3- Phân vùng cung cấp điện
Căn cứ vào sơ đồ bố trí nguồn và phụ tải ta có thể phân vùng cung cấp điện cho
các phụ tải như sau:
- Các phụ tải 6, 7, 8 do nhà máy nhiệt điện cung cấp, còn các phụ tải 2, 3, 5
được cung cấp điện từ hệ thống về.
- Phụ tải 1 và 4 nằm giữa hệ thống điện và nhà máy nhiệt điện sẽ được cấp điện
qua đường dây liên lạc giữa nhà máy nhiệt điện và hệ thống điện.
4.4- Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án
Trên cơ sở phân tích những đặc điểm của các nguồn cung cấp và các phụ tải,
cũng như vị trí của chúng, ta có 5 phương án được dự kiến như sau:

8
5

S8 = 21 + j13,01

36,06 km

7

56
,5
7

km

S5 = 27 + j13,08

HT

1

50 km

50,99 km
76,
1

50

S = 35 + j16,95
6k 1
m

km

3

2

40 km

4
50,99 km
S4 = 25 + j15,49
50 km

S2 = 24 + j14,87

S7 = 26 + j16,11

N§

6

S3 = 28 + j17,35
S6 = 39 + j18,89

Hình 4-1a. Sơ đồ mạng điện của phương án 1

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

14

Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp
8

5

S8 = 21 + j13,01

36,06 km

7

56
,5
7

km

S5 = 27 + j13,08

HT

1

50 km

50,99 km

S1 = 35 + j16,95

50
km

3

41,23 km

S7 = 26 + j16,11

40 km

4
50,99 km

2

N§

S4 = 25 + j15,49
50 km

6

S2 = 24 + j14,87
S3 = 28 + j17,35

S6 = 39 + j18,89

Hình 4-1b. Sơ đồ mạng điện của phương án 2

8
S8 = 21 + j13,01
km
72,80

5
56
,5
7

km

S5 = 27 + j13,08

HT

7

S7 = 26 + j16,11

1

50 km

50,99 km

50

76,
16 S1 = 35 + j16,95
km

km

3

2

40 km

4
50,99 km

N§

S4 = 25 + j15,49
50 km

S2 = 24 + j14,87

6

S3 = 28 + j17,35
S6 = 39 + j18,89

Hình 4-1c. Sơ đồ mạng điện của phương án 3

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

15


Trờng ĐHBK Hà Nội - Bộ môn Hệ thống điện

Thiết kế tốt nghiệp
8

S8 = 21 + j13,01

0k
72,8

5
km

7

56
,

57

m

S5 = 27 + j13,08

HT

S7 = 26 + j16,11

1

50 km

50,99 km
S1 = 35 + j16,95

50,99 km

50
km

2

3

40 km

4

NĐ

S4 = 25 + j15,49

41,23 km

50 km

6

S2 = 24 + j14,87
S3 = 28 + j17,35

S6 = 39 + j18,89

Hỡnh 4-1d. S mng in ca phng ỏn 4

8
5

S8 = 21 + j13,01

36,06 km

7

56
,5

7

km

S5 = 27 + j13,08

HT

1

50 km

50,99 km
76,

50

16 S1 = 35 + j16,95
km

km

2

3

3k
41,2

40 km

4
50,99 km
S4 = 25 + j15,49
50 km

m

S2 = 24 + j14,87

S7 = 26 + j16,11

NĐ

6

S3 = 28 + j17,35
S6 = 39 + j18,89

Hỡnh 4-1e. S mng in ca phng ỏn 5
Nguyên tắc chung khi tính toán cho các phơng án:

Lựa chọn điện áp vận hành:
Trong chơng 3 ta đã tính toán đợc điện áp cho mạng điện là 110 kV.

Sinh viên: L.ơng Văn Dũng Lớp: Hệ thống điện. Trạm: Điện lực Hoà Bình

16


Trờng ĐHBK Hà Nội - Bộ môn Hệ thống điện

Thiết kế tốt nghiệp

Lựa chọn tiết diện dây dẫn:
Với mạng điện khu vực ta thờng chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ kinh tế
của dòng điện Jkt:

Ftt =

I max
J kt

Trong đó:
Ftt-tiết diện tính toán của đoạn dây dẫn cần lựa chọn, mm2.
Imax-dòng điện chạy trên đờng dây trong chế độ phụ tải cực đại, A;
Jkt - mật độ kinh tế của dòng điện, A/mm2
Với dây AC và Tmax = 4800h thì Jkt = 1,1 A/mm2.
Kiểm tra các điều kiện kỹ thuật:
Từ Ftt ta chọn đợc tiết diện Ftc tiêu chuẩn gần nhất. Song cần kiểm tra theo điều
kiện vầng quang , điều kiện độ bền cơ học, và phát nóng của dây dẫn, tổn thất điện
áp lúc bình thờng và lúc sự cố.
Điều kiện phát sinh vầng quang:
Để đảm bảo không có phát sinh vầng quang thì dây dẫn phải có tiết diện
tối thiểu là 70mm2.
Điều kiện độ bền cơ:
Đợc phối hợp với điều kiện vầng quang, vì thỏa mãn điều kiện vầng quang
thì cũng thỏa mãn điều kiện độ bền cơ.
Điều kiện phát nóng dây dẫn:
Dòng điện làm việc max phải thỏa mãn: Ilvmax k.Icp
Với k là hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ làm việc khác nhiệt độ tiêu chuẩn
k=

cp
cp tc

Trong đó:

+ cp - nhiệt độ cho phép nhỏ nhất đối với các phần tử riêng rẽ của thiết

bị điện
+ - nhiệt độ môi trờng làm việc của phần tử
+ tc - nhiệt độ làm việc tiêu chuẩn của phần tử, tc = 350C
Đối với các điều kiện làm việc ở Việt Nam có thể lấy = 350C. Do đó k =
0,8
Ilvmax 0,8.Icp ; Isc 0,8.Icp
Tính tổn thất điện áp lúc bình thơng và sự cố:

Khi tính sơ bộ các mức điện áp trong các tram hạ áp, có thể chấp nhận là
phù hợp nếu trong chế độ phụ tải cực đại các tổn thất lớn nhất của mang điện 1 cấp
điện áp không vợt quá 10% trong chế độ làm việc bình thờng, còn trong các chế độ
sau sự cố các tổn thất điện áp lớn nhất không vợt quá 20%, nghĩa là:
+ Điều kiện tổn thất điện áp lúc bình thờng : Umaxbt % 10 %
+ Điều kiện tổn thất điện áp lúc sự cố
: Umaxsc % 20 %

Sinh viên: L.ơng Văn Dũng Lớp: Hệ thống điện. Trạm: Điện lực Hoà Bình

17


Trờng ĐHBK Hà Nội - Bộ môn Hệ thống điện

Thiết kế tốt nghiệp

Đối với các tổn thất điện áp nh vậy, cần sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện
áp dới tải trong các trạm hạ áp.
Tổn thất điện áp trên đờng dây thứ i nào đó khi vận hành bình thờng đợc xác
định theo công thức:
Uibt % =

Pi .R i +Qi .Xi
.100
2
U dm

Trong đó :
Pi , Qi - công suất chạy trên đờng dây thứ i;
Ri , Xi - điện trở và điện kháng của đờng dây thứ i.
Khi tính tổn thất điện áp, các thông số của các đờng dây đợc lấy ở các phần
tính toán ở trên.
Đối với các đờng dây có hai mạch nếu ngừng một mạch thì tổn thất điện áp
trên đờng bằng:
Ui sc % = 2 . Ui bt%
4.4.1- Phng ỏn 1
S mng in ca phng ỏn 1 cho trờn hỡnh 4-2.
8
5

S8 = 21 + j13,01

36,06 km

7

56
,5
7

km

S5 = 27 + j13,08

HT

1

50 km

50,99 km
76

50

,16 S1 = 35 + j16,95
km

km

3

2

S7 = 26 + j16,11

40 km

4
50,99 km

NĐ

S4 = 25 + j15,49
50 km

S2 = 24 + j14,87

6

S3 = 28 + j17,35
S6 = 39 + j18,89

Hỡnh 4-2. S mng in ca phng ỏn 1
4.4.1.1- Tớnh phõn b cụng sut:
SHT-2 = Spt2 = 24 + j17,35; SHT-3 = Spt3 = 28 + j17,35
SHT-5 = Spt5 = 27 + j13,08; SN-6 = Spt3 = 39 + j18,89
SN-7 = Spt7 + Spt8 = (26 + j16,11) + (21 + j13,01) = 47 + j29,13
S7-8 = Spt8 = 21 + j13,01
Cụng sut trờn ng dõy liờn lc:
- Cụng sut chy trờn on N-4 l:
SN-4 = PN-4 + jQN-4
= (PF Ptd PN PmdN) + j(QF - QTD-QBta - QN - QN)
Trong ú:

Sinh viên: L.ơng Văn Dũng Lớp: Hệ thống điện. Trạm: Điện lực Hoà Bình

18


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

+ ΣPF là tổng công suất phát của NĐ. Ở chương 2 ta đã tính được:
ΣPF = 127,5 MW
+ ΣPN là tổng công suất các phụ tải nối với NĐ:
ΣPN = P6 + P7 + P8 = 39 + 26 + 21 = 86 MW
+ ΣΔPmdN là tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp
của các phụ tải nối với NĐ:
ΣΔPmdN = 5% ΣPN = 0,05 × 86 = 4,3 MW
+ ΣPtd là tổng công suất tự dùng của nhà máy điện. Ở chương 2 ta đã tính
được ΣPtd = 12,75 MW.
Thay vào (3-2) tính được dòng công suất tác dụng chạy trên đoạn NĐ-4:
PNĐ-4 = 127,5 – 86 – 4,3 – 12,75 = 24,45 MW
- Công suất phản kháng chạy trên đoạn NĐ-4 có thể tính gần đúng như sau:
QNĐ-4 = ΣQF - ΣQTD - Σ∆QBta - ΣQN - Σ∆QN
= PF.tgϕF - PTD.tgϕTD - 0,1.( PF.tgϕF - PTD.tgϕTD) - 1,15ΣQN
= 95,63 - 9,56 - 0,1.( 95,63 - 9,56 ) - 1,15x48,02 = 22,24 MVAr
Vậy: SNĐ-4 = 24,45 + j22,24 MVA
Vì lượng công suất cung cấp cho phụ tải 4 và 1 từ phía nhiệt điện là không
đủ nên phần thiếu hụt sẽ được lấy từ hệ thống.
- Dòng công suất chạy trên đoạn 1-4 là:
S1-4 = (S4 + ΔS4) - SNĐ-4 = P1-4 + jQ1-4
P1-4 = P4 + ΔP4 – PNĐ-4 = 25 + 0,05 × 25 – 24,45 = 1,8 MW
Q1-4 = Q4 + ΔQ4 – QNĐ-4 = 15,49 + 0,15 × 15,49 – 22,24 = - 4,42 MVAr
S1-4 = 1,8 - j4,42 MVA
- Công suất chạy trên đoạn HT-1 là:
SHT-1 = (S1 + ΔS1) + S1-4 = PHT-1 + jQHT-1
PHT-1 = P1 + ΔP1 + P1-4 = 35 + 0,05 × 35 + 1,8 = 38,55 MW
QHT-1 = Q1 + ΔQ1 – Q1-4 = 16,95 + 0,15 × 16,95 + (- 4,42) = 15,07

MVAr
SHT-1 = 38,55 + j15,07 MVA
Kết quả tính toán các dòng công suất phương án 1 cho trong bảng:
Đường dây

l (km)

NĐ - 6
NĐ - 7
7-8
NĐ - 4
1-4
HT - 1
HT - 2
HT - 3
HT - 5

50,00
40,00
36,06
50,99
50,99
50,00
76,16
50,00
56,57

.

S (MVA)

39 + j 18,89
47 + j 29,13
21 + j 13,01
24,45 + j 22,24
1,8 - j 4,42
38,55 + j 15,07
24 + j 14,87
28 + j 17,35
27 + j 13,08

4.4.1.2- Chọn tiết diện dây dẫn
a. Chọn tiết diện dây dẫn của đường dây NĐ-4

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

19


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

Dòng điện chạy trên đường dây NĐ-4 khi phụ tải cực đại là:

I ND−4

SND−4
24,452 + 22, 242
3
=

.10 =
.103 = 86,73A
2. 3.U dm
2. 3.110

Tiết diện kinh tế của dây dẫn có giá trị là:
I
86,73
FND-4 = ND −4 =
= 78,85 mm 2
J kt
1,1
Để không xuất hiện vầng quang trên đường dây, ta chọn dây AC có tiết diện F = 70
mm2 và có dòng điện Icp = 265 A.
+ Kiểm tra dòng điện chạy trên đường dây trong các chế độ sau sự cố. Đối
với đường dây liên lạc NĐ-4-1-HT, sự cố có thể xảy ra trong hai trường hợp sau:
- Ngừng một mạch trên đường dây. (Sc 1)
- Ngừng một tổ máy phát điện. (Sc 2)
Nếu ngừng một mạch trên đường dây thì dòng điện chạy trên mạch còn lại
là:
INĐ-4 sc 1 = 2 × INĐ- 4 = 2 × 86,73 = 173,47 A
Ta thấy rằng: INĐ-4 sc 1 = 173,47 A < k × Icp = 0,8 × 265 = 212 A.
Vậy ta chọn dây AC-70 đảm bảo điều kiện phát nóng.
+ Khi ngừng một tổ máy phát điện thì 2 máy phát còn lại sẽ phát 100% công
suất định mức. Do đó tổng công suất phát của nhà máy nhiệt điện là:
PF = 2 × 50 = 100 MW
QF = PF.tgϕF = 100 × 0,75 = 75 MVAr
SF = 100 + j75 MVA
Công suất tự dùng trong nhà máy là:
ΣPtd sc = 0,1 × 100 = 10 MW

Qtd sc = PTD.tgϕTD = 10 × 0,75 = 7,5 MVAr
Std sc = 10 + j7,5 MVA
Công suất chạy trên đường dây NĐ-4 là:
PNĐ-4 = PF sc – ΣPN – Σ∆PmdN – ΣPtd sc
Trong đó:
+ ΣPN là tổng công suất các phụ tải nối với NĐ:
ΣPN = P6 + P7 + P8 = 39 + 26 + 21 = 86 MW
+ ΣΔPmdN là tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp
của các phụ tải nối với NĐ: ΣΔPmdN = 5% ΣPN = 0,05 × 86 = 4,3 MW
Vậy: PNĐ-4 = 100 – 86 – 4,3 – 10 = - 0,3 MW
Công suất phản kháng chạy trên đường dây NĐ-4 có thể tính như sau:
QNĐ-4 = QF - QTD - ∆ΣQBta - ΣQN - Σ∆QN
= PF.tgϕF - PTD.tgϕTD - 0,1.( PF.tgϕF - PTD.tgϕTD)- 1,15ΣQN
= 75 - 7,5 - 0,1.( 75 - 7,5) - 1,15 x 48,02 = 5,53 MVAr

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

20


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

.

Do đó: SND−4sc = - 0,3+ j 5,53 MVA
Dòng điện chạy trên đường dây NĐ-4 khi sự cố một máy phát điện là:

I ND−4sc2 =

(−0,3) 2 + 5,532
2. 3.110

.103 = 14,54A

Ta thấy rằng: INĐ-4 sc 2 = 14,54 A < k × Icp = 0,8 × 265 = 212 A.
Vậy ta chọn dây AC-70 đảm bảo điều kiện phát nóng.
b. Chọn tiết diện dây dẫn của đường dây 1-4
Dòng điện chạy trên đường dây 1-4 khi phụ tải cực đại là:

I1−4

1,82 + ( −4,42) 2
S1−4
3
=
.10 =
.103 = 12,52A
2. 3.U dm
2. 3.110

Tiết diện kinh tế của dây dẫn có giá trị là:
I
12,52
F1-4 = 1−4 =
= 11,38 mm 2
J kt
1,1
Để không xuất hiện vầng quang trên đường dây, ta chọn dây AC có tiết diện

F = 70 mm2 và có dòng điện Icp = 265 A.
+ Kiểm tra dòng điện chạy trên đường dây trong các chế độ sau sự cố. Đối
với đường dây liên lạc 4-1, sự cố có thể xảy ra trong hai trường hợp sau:
- Ngừng một mạch trên đường dây. (Sc1)
- Ngừng một tổ máy phát điện. (Sc2)
Nếu ngừng một mạch trên đường dây thì dòng điện chạy trên mạch còn lại
là:
I1-4 sc 1 = 2 × I 1-4 = 2 × 12,52 = 25,04 A
Ta thấy rằng: I1-4 sc 1 = 25,04 A < k × Icp = 0,8 × 265 = 212 A.
Vậy ta chọn dây AC-70 đảm bảo điều kiện phát nóng.
Khi ngừng một tổ máy phát điện thì 2 máy phát còn lại sẽ phát 100% công
suất định mức do đó:
P1-4 = P4 + 0,05× P4 - PND-4sc = 1,05 x 25 - (-0,3) = 26,55 MW
Công suất phản kháng chạy trên đường dây 1-4 có thể tính như sau:
Q1-4 = Q4 + ∆Q4 - QN-4sc = 1,15 x 15,49 - 5,53 = 12,29 MVAr
.

Do đó: S1−4sc2 = 26,55+ j 12,29 MVA
Dòng điện chạy trên đường dây 1-4 khi sự cố một máy phát điện là:

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

21


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn
I1−4sc2

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

26,552 + 12,292
=
.103 = 76,77 A
2. 3.110

Ta thấy rằng: I1-4 sc 2 = 76,77 A < k × Icp = 0,8 × 265 = 212 A.
Vậy ta chọn dây AC-70 đảm bảo điều kiện phát nóng.
c. Chọn tiết diện dây dẫn của đường dây HT-1
Dòng điện chạy trên đường dây HT-1 khi phụ tải cực đại là:

I HT−1 =

SHT −1
38,552 + 15,07 2
.103 =
.103 = 108,63 A
2. 3.U dm
2. 3.110

Tiết diện kinh tế của dây dẫn có giá trị là:
I
108,63
FHT-1 = HT−1 =
= 98,75 mm 2
J kt
1,1
Ta chọn dây AC-95 có Icp = 330 A.
+ Kiểm tra dòng điện chạy trên đường dây trong các chế độ sau sự cố. Đối
với đường dây liên lạc HT-1, sự cố có thể xảy ra trong hai trường hợp sau:
- Ngừng một mạch trên đường dây: (Sc1)

- Ngừng một tổ máy phát điện: (Sc2)
Khi ngừng một mạch trên đường dây, dòng điện chạy trên mạch còn lại là:
IHT-1 sc 1 = 2 × IHT-1 = 2 × 108,63 = 217,25 A
Ta thấy rằng: IHT-1 sc 1 = 217,25 A < k × Icp = 0,8 × 330 = 264 A.
Vậy ta chọn dây AC-95 đảm bảo điều kiện phát nóng.
Khi ngừng một tổ máy phát điện thì 2 máy phát còn lại sẽ phát 100% công
suất định mức do đó:
PHT-1 = P1 + 0,05× P1 + P1-4sc = 1,05 x 35 + 26,55 = 63,30 MW
Công suất phản kháng chạy trên đường dây HT-1 có thể tính như sau:
QHT-1 = Q1 + ∆Q1 + Q1-4sc = 1,15 x 16,95 + 12,29 = 31,78 MVAr
.

Do đó: SHT −1sc2 = 63,30+ j 31,78 MVA
Dòng điện chạy trên đường dây HT-1 khi sự cố một máy phát điện là:

I HT −1sc2

63,302 + 31,782
=
.103 = 185,88A
2. 3.110

Ta thấy rằng: IHT-1 sc 2 = 185,88 A < k × Icp = 0,8 × 330 = 264 A.
d. Chọn tiết diện dây dẫn của đường dây NĐ-7
Dòng điện chạy trên đường dây NĐ-7 khi phụ tải cực đại bằng:

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

22

Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn
I ND−7

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

SND−7
47 2 + 29,132
3
=
.10 =
.103 = 145,11A
2. 3.U dm
2. 3.110

Tiết diện kinh tế của dây dẫn có giá trị là:
I
145,11
FND-1 = ND−7 =
= 131,92 mm 2
J kt
1,1
Ta chọn dây AC-120 có Icp = 380 A.
Khi ngừng một mạch trên đường dây, dòng điện chạy trên mạch còn lại là:
INĐ-7 sc = 2 × INĐ-7 = 2 × 145,11 = 290,22 A.
Ta thấy rằng: INĐ-7 sc = 290,22 A < k × Icp = 0,8 × 380 = 304 A.
Vậy ta chọn dây AC-120 đảm bảo điều kiện phát nóng.
Tính toán đối với các đường dây còn lại được tiến hành tương tự như đối
với đường dây NĐ-7. Kết quả tính toán chọn dây dẫn các đường dây của mạng
điện trong bảng 4-1.

Bảng 4-1. Kết quả chọn dây dẫn các đường dây của mạng điện
ĐD

ℓ
(km)
50,0
NĐ - 6
0
40,0
NĐ - 7
0
7 - 8 36,06
NĐ - 4
1-4
HT - 1
HT - 2
HT - 3
HT - 5

P
Q
(MW) (MVAr)

Ibt
(A)

Fkt
Dây dẫn
2
(mm ) tiêu chuẩn

Isc
(A)
227,4
4

k × Icp
(A)

39,00

18,89

113,72 103,38

AC - 95

264

47,00

29,13

145,11 131,92

AC - 120 290,22

304

21,00

24,4
50,99
5
50,99 1,80
50,0
38,55
0
76,16 24,00
50,0
28,00
0
56,57 27,00

13,01

64,84

58,94

AC - 70

129,67

212

22,24

86,73

78,85

AC - 70

173,47

212

-4,42

12,52

11,38

AC - 70

25,05

212

15,07

108,63

98,75

AC - 95

217,25

264

14,87

74,10

67,36

AC - 70

148,20

212

17,35

86,45

78,59

AC - 70

172,90

212

13,08

78,73

71,57

AC - 70

157,46

212

Từ bảng 4-1 ta xác định các thông số đơn vị của đường dây là r o, xo, bo trong
bảng B2, B3 và B4 phần phụ lục của giáo trình “Mạng lưới điện 1” và tiến hành
tính các thông số tập trung R, X và B/2 trong sơ đồ thay thế hình П của các đường
dây theo các công thức sau:
1
1
B 1
2 = 2 nboℓ
R = n roℓ ;
X = n xoℓ ;
(4-3)
trong đó n là số mạch của đường dây. Đối với đường dây có hai mạch thì n = 2.Kết
quả tính toán các thông số của tất cả các đường dây trong mạng điện ở bảng 4-2.

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

23


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

Bảng 4-2. Thông số các đường dây trong mạng điện
ĐD

ℓ
Dây dẫn
ro
xo
bo.10-6
(km) tiêu chuẩn (Ω/km) (Ω/km) (S/km)

R
(Ω)

X
(Ω)

B
2 .10-4

(S)
NĐ - 6
NĐ - 7
7-8
NĐ - 4
1-4
HT - 1
HT - 2
HT - 3
HT - 5

50,0
AC - 95
0
40,0
AC - 120
0
36,06 AC - 70
50,99 AC - 70
50,99 AC - 70
50,0
AC - 95
0
76,16 AC - 70
50,0
AC - 70
0
56,57 AC - 70

0,33

0,429

2,65

8,25

10,73

1,33

0,27

0,423

2,69

5,40

8,46

1,08

0,46
0,46
0,46

0,440
0,440
0,440

2,58
2,58
2,58

8,29 7,93
11,73 11,22
11,73 11,22

0,93
1,32

1,32

0,33

0,429

2,65

8,25

10,73

1,33

0,46

0,440

2,58

17,52 16,75

1,96

0,46

0,440

2,58

11,50 11,00

1,29

0,46

0,440

2,58

13,01 12,45

1,46

4.4.1.3- Tính tổn thất điện áp trong mạng điện
a. Tính tổn thất điện áp trên đường dây NĐ-7-8
+ Đoạn đường dây NĐ-7:
Trong chế độ làm việc bình thường, tổn thất điện áp trên đường dây là:
P
× R ND−7 + Q ND−7 × X ND−7
∆U ND−7 bt % = ND−7
× 100
2
U dm

=

47 × 5,4 + 29,13 × 8, 46
× 100 = 4,13%
1102

Khi một mạch đường dây ngừng làm việc, tổn thất điện áp trên đường dây
có giá trị bằng:
∆UNĐ-7 sc% = 2 × ∆UNĐ-7 bt = 2 × 4,13 % = 8,26 %
+ Đoạn đường dây 7-8:
Trong chế độ làm việc bình thường, tổn thất điện áp trên đường dây là:
P × R 7 −8 + Q 7−8 × X 7−8
∆U 7−8bt % = 7−8
× 100
2
U dm

=

21 × 8, 29 + 13,01 × 7,93
× 100 = 2,29%
1102

∆UNĐ-7-8 bt% = ∆UNĐ-7bt + ∆U7-8bt = 4,13 % + 2,29% = 6,42 %

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

24


Trêng §HBK Hµ Néi - Bé m«n HÖ thèng ®iÖn

ThiÕt kÕ tèt nghiÖp

Khi một mạch đường dây NĐ-7 ngừng làm việc, tổn thất điện áp trên toàn

bộ đường dây NĐ-7 - 8 có giá trị bằng:
∆UNĐ-7-8 sc% = ∆UNĐ-7sc + ∆U7-8bt = 8,27 % + 2,29% = 10,55 %
b. Tính tổn thất điện áp trên đường dây NĐ-4
Trong chế độ làm việc bình thường, tổn thất điện áp trên đường dây là:
P
× R ND−4 + Q ND− 4 × X ND−4
∆U ND− 4 bt % = ND− 4 bt
× 100
2
U dm

=

24,45 × 11,73 + 22,24 × 11, 22
× 100 = 4, 43%
110 2

Khi một mạch đường dây ngừng làm việc, tổn thất điện áp trên đường dây
có giá trị bằng:
∆UNĐ-4 sc1 % = 2 × ∆UNĐ-4 bt = 2 × 4,43 % = 8,86 %
Khi sự cố một máy phát điện, tổn thất điện áp trên đường dây có giá trị
bằng:
P
× R ND−4 + Q ND −4sc × X ND−4
∆U ND−4sc2 % = ND−4sc
× 100
2
U dm

=

−0,3 × 11,73 + 5,53 × 11,22
× 100 = 0,48%
1102

Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trên đường dây NĐ-4 là:
∆UNĐ-4 max bt % = 4,43 %
∆UNĐ-4 max sc % = ∆UNĐ-4 sc1 % = 8,86 %
c. Tính tổn thất điện áp trên đường dây 1-4
Trong chế độ làm việc bình thường, tổn thất điện áp trên đường dây là:
P
× R1−4 + Q1−4 × X1−4
∆U1−4 bt % = 1−4 bt
× 100
2
U dm

=

1,8 × 11,73 − 4, 42 × 11,22
× 100 = −0,24%
110 2

Khi một mạch đường dây ngừng làm việc, tổn thất điện áp trên đường dây
có giá trị bằng:
∆U1-4 sc1 % = 2 × ∆U1-4 bt = 2 × (-0,24) % = -0,48 %
Khi sự cố một máy phát điện, tổn thất điện áp trên đường dây có giá trị
bằng:

Sinh viªn: L.¬ng V¨n Dòng Líp: HÖ thèng ®iÖn. Tr¹m: §iÖn lùc Hoµ B×nh

25