Đồ án mạng điện

Header Page 1 of 145.
Lời mở đầu:
Trong sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước, ngành công nghiệp điện lực giữ vai trò
đặc biệt quan trọng, bởi điện năng là nguồn năng lượng được sử dụng trong mọi lĩnh vực của ngành
kinh tế quốc dân.
Khi ta xây dựng một nhà máy, khu dân cư, thành phố, trước tiên, ta phải xây dựng một hệ thống
lưới điện để cung cấp điện nhằm mục đích phục vụ cho sinh hoạt và sản xuất.
Khi ta xây dựng một hệ thống lưới điện thì vấn đề thiết kế đống vai trò tối quan trọng, người thiết
kế phải làm sao cho mạng lưới mà mình thiết kế phải đẩm bảo yêu cầu về mặt kinh tế lẫn kỹ thuật,
phải đề ra được phương án tối ưu nhất đạt yêu cầu vễ kỹ thuật và tiết kiệm về mặt kinh tế. Để giúp
cho ta đạt được những yêu cầu đó, việc nghiên cứu, thực hiện các nhiệm vụ trong phạm vi môn học
"Đồ án mạng điện” sẽ cho ta những kiến thức không nhỏ trong lĩnh vực hệ thống điện.
Sau một thời gian tìm tòi, học hỏi, cùng với sự hướng dẫn của thầy giáo, em đã hoàn thành nội dung
đồ án môn học đã được thầy giao. Tuy nhiên với những kiến thức còn hạn chế, chưa có kinh
nghiệm thực tiễn, át hẵn nội dung đồ án môn học mà em đã hoàn thành không thể tránh khỏi những
sai sót, em rất mong nhận được sự quan tâm, chỉ bảo của thầy. Em xin chân thành cảm ơn!

Đà Nẵng, tháng 4/2017
Sinh viên thực hiện
Lê Quang Lương

1

Footer Page 1 of 145.


Header Page 2 of 145.

CHƯƠNG 1:
CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
1.1. Thu thập số liệu và phân tích phụ tải:

- Công tác phân tích phụ tải chiếm một vị trí hết sức quan trọng cần được thực hiện một cách chu
đáo.
- Việc thu thập số liệu về phụ tải chủ yếu là để nắm vững về vị trí và yêu cầu của các hộ tiêu thụ
lớn, dự báo nhu cầu tiêu thụ, sự phát triển của phụ tải trong tương lai. Sau khi thu thập số liệu và
phân tích về phụ tải, ta có bảng số liệu tổng hợp như sau:
Bảng 1.1: Số liệu phụ tải
Đủ cung cấp cho phụ tải với cosφ = 0.8
Điện áp thanh cái cao áp:
1.1 Udm lúc phụ tải cực đại
1.05 Udm lúc phụ tải cực tiểu
1.1 Udm lúc sự cố

Nguồn điện

Phụ tải
Pmax (MW)
Cos
Tmax (giờ/năm)
Yêu cầu cung cấp điện
Điện Điện áp định mức phía thứ cấp trạm
phân phối (kV)

1
23
0.8

2
21
0.8

5300
KT

5300
KT

3
20
0.8

4
22
0.7

5300
5300
T
KT
22 V

5
16
0.8

6
18
0.8

5300
KT

5300
KT

1.2. Phân tích nguồn cung cấp điện:
Trong thiết kế môn học chỉ cho một nguồn cung cấp điện cho phụ tải trong vùng. Nguồn điện
được giả thiết cung cấp đủ công suất tác dụng theo nhu cầu của phụ tải với hệ số công suất là 0.8.
Điều này cho thấy nguồn có thể không cung cấp đủ yêu cầu về công suất phản kháng và vì thế mà
việc đảm bảo nhu cầu điện năng phản kháng có thể thực hiện trong quá trình thiết kế bằng cách bù
công suất phản kháng tại các phụ tải mà không cần phải đi từ nguồn.
1.3. Cân bằng công suất trong hệ thống:
- Cân bằng công suất trong hệ thống điện nhằm xét khả năng cung cấp của các nguồn cho phụ tải
2

Footer Page 2 of 145.


Header Page 3 of 145.
thông qua mạng điện.
- Tại mỗi thời điểm phải luôn đảm bảo cân bằng giữa công suất sản xuất và công suất tiêu thụ. Mỗi
mức cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng xác định một giá trị tần số và điện áp.
- Quá trình biến đổi công suất và các chỉ tiêu chất lượng điện năng khi cân bằng công suất bị phá
hoại, xảy ra rất phức tạp, vì giữa chúng có quan hệ tương hỗ.
- Để đơn giản bài toán, ta coi sự thay đổi công suất tác dụng ảnh hưởng chủ yếu đến tần số, còn sự
cân bằng công suất phản kháng ảnh hưởng chủ yếu đến điện áp. Cụ thể là khi nguồn phát không đủ
công suất tác dụng cho phụ tải thì tần số bị giảm đi và ngược lại. Khi thiếu công suất phản kháng
điện áp bị giảm thấp và ngược lại.
- Trong mạng điện, tổn thất công suất phản kháng lớn hơn công suất tác dụng, nên khi các máy phát
điện được lựa chọn theo sự cân bằng công suất tác dụng, trong mạng thiếu hụt công suất kháng.
Điều này dẫn đến xấu các tình trạng làm việc của các hộ dùng điện, thậm chí làm ngừng sự truyền

động của các máy công cụ trong xí nghiệp gây thiệt hại rất lớn. Đồng thời làm hạ điện áp của mạng
và làm xấu tình trạng làm việc của mạng. Cho nên việc bù công suất kháng là vô cùng cần thiết.
Mục đích của bù sơ bộ trong phần này là để cân bằng công suất kháng và số liệu để chọn dây dẫn
và công suất máy biến áp cho chương sau.
- Sở dĩ bù công suất kháng mà không bù công suất tác dụng là vì khi bù công suất phản kháng giá
thành kinh tế hơn, chỉ cần dùng bộ tụ điện để phát ra công suất phản kháng. Trong khi thay đổi
công suất tác dụng thì phải thay đổi máy phát, nguồn phát dẫn đến chi phí tăng lên nên không được
hiệu quả về kinh tế.
a. Cân bằng công suất tác dụng:
- Một đặc điểm quan trọng của các hệ thống điện là truyền tải tức thời điện năng từ các nguồn điện
đến các hộ tiêu thụ và không thể tích luỹ điện năng thành số lượng nhìn 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
3

Footer Page 3 of 145.


Header Page 4 of 145.
suất bằng công suất của các hộ tiêu thụ, kể cả tổn thất công suất trong các mạng điện, nghĩa là cần
thực hiện đúng sự cân bằng giữa công suất phát và công suất tiêu thụ.
- Ngoài ra để hệ thống vận hành bình thường, cần phải có sự 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 phát triển của hệ thống điện.
- Cân bằng công suất cần thiết để giữ tần số trong hệ thống điện. Cân bằng công suất trong hệ thống
được biểu diễn bằng biểu thức sau:
∑PF=m∑Ppt+∑∆Pmd+∑Ptd+∑Pdt
Trong đó:
+ ΣPF: Tổng công suất tác dụng phát ra của các nhà máy điện trong hệ thống.
+ ΣPptmax: Tổng phụ tải cực đại của các hộ tiêu thụ.

+ m: Hệ số đồng thời (m=1).
+ ΣPmd: Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp.
+ ΣPtd: Tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện. ∑Ptd = 0
+ ΣPdt: Tổng công suất dự trữ. Lấy ∑Pdt = 0
- Xác định hệ số đồng thời của một khu vực phải căn cứ vào tình hình thực tế của phụ tải.
- Theo tài liệu thống kê thì tổn thất công suất tác dụng của đường dây và máy biến áp trong trường
hợp mạng cao áp khoảng 8÷10%.
- Ta có: ΣΔPmd = 10% mΣPpt
Công suất tự dùng của các nhà máy điện: Tính theo phần trăm của (mΣPpt + ΣPmd)
+ Nhà máy nhiệt điện 3 ÷ 7%.
+ Nhà máy thuỷ điện 1 ÷ 2%. Công suất dự trữ của hệ thống:
- Dự trữ sự cố thường lấy bằng công suất của một tổ máy lớn nhất trong hệ thống điện.
- Dự trữ phụ tải là dự trù cho phụ tải tăng bất thường ngoài dự báo: 2 - 3% phụ tải tổng.
- Dự trữ phát triển nhằm đáp ứng phát triển phụ tải 5 - 15 năm sau.
4

Footer Page 4 of 145.


Header Page 5 of 145.
Tổng quát dự trữ hệ thống lấy bằng 10 - 15% tổng phụ tải của hệ thống. Trong thiết kế môn học giả
thiết nguồn điện đủ cung cấp hoàn toàn cho nhu cầu công suất tác dụng và chỉ cân bằng từ thanh cái
cao áp của trạm biến áp tăng của nhà máy điện nên tính cân bằng công suất tác dụng như sau:
∑PF= ∑Ppt+ ∑∆Pmd+ ∑Pdt
Từ số liệu công suất tác dụng cực đại của các phụ tải ta tính được công suất tác dụng của nguồn
phát ra là: ∑PF =1x10% ∑Ppt+ ∑Ppt
= 1.1 × (22+20+24+23+17+21)
= 1.1 x120 = 132 𝑀𝑊
Vậy ta cần nguồn có công suất tác dụng là: ∑PF= 132 (MW).
b. 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 chỉ đối với công
suất tác dụng, mà còn 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 sự thay đổi điện áp trong mạng điện. Nếu công suất phản kháng phát ra lớn hơn
công suất phản kháng tiêu thụ thì điện áp trong mạng điện sẽ tăng, ngược lại nếu thiếu công suất
phản kháng điện áp trong mạng sẽ giảm. Vì vậy để đảm bảo chất lượng 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.
- Ta có mối quan hệ của công suất tác dụng phản kháng: Qi = Pi×tgφi
Từ các số liệu của phụ tải và của nguồn tính ở trên ta có các công suất phản kháng của nguồn và của
các phụ tải như sau:
Bảng 1.2: Công suất tác dụng và công suất phản kháng của nguồn và phụ tải:
Thông số
P(MW)

Tải 1
23

Tải 2
21

Tải 3
20

Tải 4
22

Tải 5
16

Tải 6
18

Cos

0.8

0.8

0.8

0.7

0.8

0.8

Q(MVar)

17.25

15.75

15

22.45

12

13.5

5

Footer Page 5 of 145.


Header Page 6 of 145.

- Cân bằng công suất phản kháng nhằm giữ điện áp bình thường trong hệ thống. Cân bằng công suất
phản kháng được biểu diễn bằng biểu thức sau:
ΣQF + ΣQbùΣ = mΣQpt + ΣΔQB + ΣΔQd – ΣQC + ΣQtd + ΣQdt
Trong đó:
+ ΣQF: tổng công suất phát ra của các máy phát điện. Trong thiết kế môn học chỉ thiết kế từ thanh cái
cao áp của trạm biến áp tăng của nhà máy nên chỉ cần cân bằng từ thanh cái cao áp.
ΣQF= ΣPF× tan 𝜑F = 132 × tan(cos−1 0.8)
= 132 × 0.75=99 MVAr
+ mΣQpt : tổng phụ tải phản kháng của mạng điện có xét đến hệ số đồng thời.
∑Qpt= 17.25+15.75+15+22.45+12+13.5= 95.95 MVAr
+ ΣΔQB: tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp có thể ước lượng với:
ΣΔQB = 15%∑Qpt = 15% × 95.95 = 14.3925 (MVAr)
+ ΣΔQd: tổng tổn thất công suất kháng trên các đoạn đường dây của mạng điện. Với mạng điện 110
kV trong tính toán sơ bộ có thể xem tổn thất công suất phản kháng trên cảm kháng đường dây bằng
công suất phản kháng do điện dung đường dây cao áp sinh ra.
+ ΣQtd: tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện trong hệ thống với ΣQ td = ΣPtd x tgφtd.
Vì chỉ tính từ thanh góp cao áp nên ΣQtd = 0
+ ΣQdt: Công suất phản kháng dự trữ của hệ thống với: ΣQdt= 0
- Trong thiết kế môn học, chỉ cân bằng từ thanh cái cao áp của nhà máy điện có thể không cần tính
Qtd và Qdt. Từ công thức trên có thể suy ra lượng công suất kháng cần bù QbùΣ Nếu QbùΣ dương
có nghĩa hệ thống cần cài đặt thêm thiết bị bù để cân bằng công suất kháng.
- Trong phần này ta chỉ xét cung cấp công suất bù cho các phụ tải ở xa nguồn và có hệ số cosφ thấp
hay phụ tải có công suất tiêu thụ lớn. Và ta có thể tạm cho một lượng Qbù i ở các phụ tải này sao cho

tổng Qbù i bằng QbùƩ. Sau đó, ta tính lại công suất biểu kiến và hệ số công suất cosφ mới.
6

Footer Page 6 of 145.


Header Page 7 of 145.
- Tổng công suất tiêu thụ :
∑Qtt=∑Qpt + ∑QB + ∑Qdt = (1 + 0.15 )∑Qpt =1.15 x 95.95= 110.343 MVAr
Ta thấy ∑QF < ∑Qtt, vì vậy ta cần phải đặt thiết bị bù:
∑Qbù= ∑Qtt - ∑QF = 110.343 – 99 = 11.343 MVAr
Như vậy, để cân bằng công suất phản kháng, ta tiến hành bù sơ bộ lượng công suất phản kháng cho
hệ thống là 11.3425 (MVAr). Ta tiến hành bù theo nguyên tắc: Ưu tiên bù cho phụ tải ở xa, cosφ
thấp; bù đến cosφ’ = 0.9 ÷ 0.95.
- Công suất bù cho phụ tải thứ i được tính theo công thức:
Qbi = Qi – Qi’ = Pi(tgφi + tgφ’i) để ∑Qbi = ∑Qbù
Trên cơ sở đó, ta tiến hành bù như sau:
+Bù cho hộ 3 (ở xa):
Giả sử sau khi bù, cosφ3’ =0.92 => tgφ3’= 0.43
=>Qb3 = Q3 – P3tgφ’3 = 15 - 20x0.43 = 6.4 (MVAr)
Lượng công suất phản kháng cần bù còn lại
Qb* = ∑Qbù – Qb3 = 11.343 – 6.4 = 4.943 (MVAr)
+Ta bù cho hộ 4 (cosφ thấp)
tgφ’4 =

Q4 −Qb4
P4

=

22.45−4.943
22

= 0.8

=> cosφ’4 = 0.8

7

Footer Page 7 of 145.


Header Page 8 of 145.
Bảng 1.3: Sau khi bù sơ bộ công suất kháng ta có bảng số liệu phụ tải
Phụ tải

Ppt
(MW)

Cos

Qpt
(MVAr)

Qb
(MVAr)

Qpt-Qb
(MVAr)

S
(MVA)

S’
(MVA)

Cos’

1

23

0.8

17.25

0

17.25

28.75

28.75

0.8

2

21

0.8

15.75

0

15.75

26.25

26.25

0.8

3

20

0.8

15

6.4

8.6

25

21.77

0.92

4

22

0.7

22.45

4.943

17.507

31.43

28.11

0.8

5

16

0.8

12

0

12

20

20

0.8

6

18

0.8

13.5

0

13.5

22.5

22.5

0.8

Tổng

120

153.93

147.38

95.95

Số liệu này sẽ được dùng trong phần so sánh phương án chọn dây chọn công suất máy biến áp.
Nếu sau này khi tính chính xác lại sự phân bố thiết bị bù mà một phụ tải không được bù nhưng lại
được bù sơ bộ thì ta phải kiểm tra lại tiết diện dây và công suất máy biến áp đã chọn.

8

Footer Page 8 of 145.


Header Page 9 of 145.

CHƯƠNG 2:
DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT
2.1. Chọn sơ đồ nối dây của mạng điện:
- Sơ đồ nối dây của mạng điện phụ thuộc nhiều yếu tố: số lượng phụ tải, vị trí phụ tải, mức độ liên
tục cung cấp điện, công tác vạch tuyến, sự phát triển của phụ tải và khả năng vận hành của mạng
điện.
- Trong phạm vi đồ án môn học có thể chia ra làm nhiều vùng để cung cấp điện cho các nút phụ tải.
Đối với phụ tải có nhu cầu cung cấp điện liên tục cần đưa ra phương án đường dây lộ kép hay
phương án mạch vòng kín.
- Từ bản đồ vị trí nhà máy điện và phụ tải, ta tính được bảng thể hiện khoảng cách như sau:
Bảng 2.1: Khoảng cách giữa nguồn A và các hộ tiêu thụ
Km
A

Hộ 1
Hộ 2
Hộ 3
Hộ 4
Hộ 5
Hộ 6

A
-

Hộ 1
36.06
-

Hộ 2
40
36.06
-

Hộ 3
76.16
50
42.43
-

Hộ 4
72.11
36.06
60
42.43

-

Hộ 5
70
44.72
80.62
80.62
41.23
-

Hộ 6
36.06
40
67.08
90
67.08
44.72
-

Ta có 3 phương án như sau:
Phương án 1:
A

2

6

1

3

4
5

9

Footer Page 9 of 145.


Header Page 10 of 145.

Phương án 2:
A

2

6

1

3

4
5

Phương án 3:
A

2

6

1

3

4
5

2.2. Tính toán các thông số kỹ thuật:
* Phương án 1:
a. Lựa chọn điện áp tải điện:
- Điện áp định mức của mạng điện ảnh hưởng chủ yếu đến các chỉ tiêu kinh tế - kĩ thuật, cũng như
các đặc trưng kĩ thuật của mạng. Vì vậy chọn đúng điện áp định mức của mạng điện khi thiết kế
cũng là bài toán kinh tế - kĩ thuật.
10

Footer Page 10 of 145.


Header Page 11 of 145.
- Điện áp định mức có thể xác định sơ bộ bằng công thức Still:
𝐔đ𝐦 = 𝟒. 𝟑𝟒√𝒍 + 𝟏𝟔𝐏
Trong đó: P là cống suất truyền tải (MW)
l là chiều dài đường dây truyền tải (km)
Ta có bảng sau:
Bảng 2.2: Điện áp tính toán của các hộ tiêu thụ
Đường dây
A-1
A-2

A-6
2-3
1-4
5-6

Công suất truyền tải
(MVA)
45+j34.757
41+j24.35
34+j25.5
20+j8.6
22+j17.507
16+j12

Chiều dài đường dây
(km)
36.06
40
36.06
42.43
36.06
44.72

Điện áp tính toán (KV)
119.34
114.5
104.53
82.62
85.49
75.26

Từ số liệu trên, sơ bộ chọn Uđm = 110 KV
b. Chọn tiết diện dây dẫn:
- Mạng điện thiết kế là mạng điện khu vực, nên tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ kinh tế jkt .
Dây dẫn được sử dụng là dây nhôm lõi thép AC. Đối với các đường dây 110 KV, khoảng cách hình
học giữa dây dẫn các pha Dtb = 5m.
- Với thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax = 5300h , dây dẫn sử dụng là dây nhôm lõi thép, tra
bảng 2.4 (sách TKCMVHTD), ta có jkt = 1
- Tiết diện dây dẫn được xác định bởi công thức:
Fkt =

𝐈𝐦𝐚𝐱
𝐣𝐤𝐭

=

𝐒𝐦𝐚𝐱 𝐱𝟏𝟎𝟑
𝐧√𝟑𝐔𝐝𝐦 𝐣𝐤𝐭

(mm2)

Trong đó: Smax : công suất chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại
Udm : điện áp định mức của mạng điện (KV)
n: số mạch đường dây , n = 1 (đường dây đơn) , n = 2 (đường dây kép)
11

Footer Page 11 of 145.


Header Page 12 of 145.

- Đối với đường dây 110 KV, để không xuất hiện vầng quang, dây dẫn được chọn cần có tiết diện
F≥ 70 mm2.
- Dựa vào công thức tính toán và điều kiện về tiết dây dây dẫn ở mạng khu vực, ta tiến hành tính
toán tiết diện và lựa chọn tiết diện dây.
+ Đường dây A-1: dây kép
Dòng điện chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại
IA-1 =

SN−1 x103
2√3Udm

=

√452 +34.7572
2√3 x 110

x103 = 149.22 (A)

Tiết diện kinh tế của dây dẫn
Fkt A-1 =

IA−1
jkt

=

149.22
1

= 149.22 (mm2)

Chọn dây AC –150
Tương tự, ta tính toán đói với các đường dây còn lại.
Từ các số liệu thu được, ta có bảng sau:
Bảng 2.3: Lựa chọn dây dẫn và các thông số của dây dẫn
Đường dây

A-1
A-2
A-6
2-3
1-4
5-6

Dòng điện
tính toán Itt
(A)
149.22
125.14
111.53
114.27
73.79
52.49

Tiết diện
tính toán Ftt
(mm2)
149.22
125.14
111.53

114.27
73.79
52.49

Chọn dây

xo
(Ω/km)

ro
(Ω/km)

Icp
(A)

2AC-150
2AC-120
2AC-120
AC-120
2AC-70
2AC-70

0.416
0.423
0.423
0.423
0.44
0.44

0.21

0.27
0.27
0.27
0.46
0.46

445
380
380
380
265
265

c.Tính toán tổn thất điện áp trong mạng và kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn lúc xảy
ra sự cố:
Công thức tính tổn thất điện áp:
ΔU% =

∑Pi Ri +∑Qi Xi
U2đm

x100%

(*)

Trong đó: Pi, Qi là công suất tác dụng, công suất phản kháng của tải trên đường dây thứ i
12

Footer Page 12 of 145.

Header Page 13 of 145.
Ri, Xi là điện trở, điện kháng đường dây i
Uđm là điện áp định mức, Uđm = 110 KV
- 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
+ Lúc làm việc bình thường: ΔUmax bt % = 10 ÷ 15 %
: ΔUmax sc % = 15 ÷ 20 %

+ Lúc xảy ra sự cố

- Đối với những mạng điện phúc tạp, có thể chấp nhận các tổn thất điện áp:
+ Lúc làm việc bình thường: ΔUmax bt = 15 ÷ 20 %
: ΔUmax sc = 20 ÷ 25 %

+ Lúc xảy ra sự cố

-Đối với đường dây kép, nếu ngừng một mạch thì tổn thất điện áp trên đường dây bằng:
ΔUi sc % = 2ΔUi bt %
- Từ công thức tính tổn thất điện áp (*), tổn thất điện áp ở các đường dây được tính như sau:


Lúc làm việc bình thường:
+ Nhánh A-1-4:
bt
ΔUA−1−4
%=(

45x0.21+34.757x0.416
2x1102

x36.06 +

22x0.46+17.507x0.44
2x1102

x36.06) x 100%= 6.22%

+ Nhánh A-2-3:
bt
ΔUA−2−3
%=(

41x0.27+24.35x0.423
2x1102

x40 +

20x0.27+8.6x0.423
1102

x42.43) x 100% = 6.7%

+ Nhánh A-6-5
bt
ΔUA−6−5
% =(

34x0.27+25.5x0.423
2x1102

x36.06 +

16x0.46+12x0.44
2x1102

x44.72) x 100% = 5.31%

Như vậy, tiết diện dây dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện tổn thất điệp áp lúc làm việc bình thường.
Ta có Umax bt% = 6.7 %


Lúc xảy ra sự cố:
Sự cố nguy hiểm nhất là đứt một lộ nhánh A-2 của nhánh liên thông A-2-3 , đứt lộ nhánh A-1 của
nhánh A-1-4 và đứt lộ nhánh A-6 của nhánh A-6-5.
13

Footer Page 13 of 145.


Header Page 14 of 145.

+ Nhánh A-2-3:
Tổn thất điện áp khi đứt nhánh A-2:
sc
ΔUA−2−3
%=[

2x(41x0.27+24.35x0.423)
2x1102

x40 +

20x0.27+8.6x0.423
1102

x42.43] x100% = 10.23 %

sc
ΔUA−2−3
% < ΔUsccp % = (15 ÷ 20) % => thỏa mãn điều kiện

+ Nhánh A-1-4:
Tổn thất điện áp khi đứt nhánh A-1:
sc
ΔUA−1−4
% =[

2x(45x0.21+34.757x0.416)
2x1102

x36.06 +

(22x0.46+17.507x0.44)

x36.06 +

2x(22x0.46+17.507x0.44)

2x1102

x36.06] x100% = 9.78 %

Tổn thất điện áp khi đứt nhánh 1-4:
sc
ΔUA−1−4
% =[

2x(45x0.21+34.757x0.416)
2x1102

2x1102

x36.06] x100% = 8.87 %

sc
ΔUA−1−4
% < ΔUsccp % = (15 ÷ 20) % => thỏa mãn điều kiện

+ Nhánh A-6-5:
Tổn thất điện áp khi đứt nhánh A-6:
sc
ΔUA−6−5
%=[

2x(34x0.27+25.5x0.423)
2x1102

x36.06 +

(16x0.46+12x0.44)
2x1102

x44.72] x100% = 8.29%

sc
ΔUA−6−5
% < ΔUsccp % = (15 ÷ 20) % => thỏa mãn điều kiện

Như vậy các dây dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện tổn thất điện áp lúc làm việc bình thường và lúc
xảy ra sự cố. Ta tiếp tục kiểm tra các dây dẫn đã chọn có thỏa mãn điều kiện phát nóng hay không.
- Khi kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn, cần thỏa mãn điều kiện:
KIcp ≥ Imax
Trong đó: K là hệ số điều chỉnh nhiệt độ môi trường
Icp là dòng điện chó phép chạy lâu dài trên dây dẫn
Imax là dòng điện làm việc lớn nhất trên đường dây

14

Footer Page 14 of 145.


Header Page 15 of 145.
Tra bảng 43 (sách TKCMVHTĐ) ta có K = 0.82
+ Nhánh A-1: khi ngừng một mạch của đường dây:
sc
IA−1
= 2IA-1 = 2 x 149.22 = 298.44 (A)

KIcpA−1 = 0.82 x 445 = 364.9 (A)

sc
Ta thấy: KIcpA-1 > IA−1
nên dây dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện phát nóng.

Tính tương tự với nhánh A-2, A-6, 2-3, 6-5.
Ta có bảng sau:
Bảng 2.4: Kiểm tra điều kiện phát nóng
Đường dây
A-1
A-2
A-6
2-3
1-4
5-6

Iscmax (A)
298.44
250.29
223.06
114.27
147.57
104.97

KIcp (A)
364.9
311.6
311.6
311.6
217.3
217.3

Vậy các dây dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện phát nóng và tổn thất điện áp trong mức cho phép
*Phương án 2: tính toán tương tự phương án 1:
a. Lựa chọn điện áp tải điện:
Ta có bảng sau:
Bảng 2.5: Điện áp tính toán của các hộ tiêu thụ
Đường dây
A-1
A-2
A-5
A-6
1-4
2-3

Công suất truyền tải
(MVA)
45+j34.757
41 + j24.35
16 + j12
18 + j13.5
22 + j17.507
20 + j8.6

Chiều dài đường dây
(km)
36.06
40
70
36.06
36.06

42.43

Điện áp tính toán
(KV)
119.34
114.5
78.36
78.13
85.49
82.62

Từ số liệu trên, sơ bộ chọn Uđm = 110 KV

15

Footer Page 15 of 145.


Header Page 16 of 145.

b. Chọn tiết diện dây dẫn:
Từ các số liệu thu được, ta có bảng sau:
Bảng 2.6: Lựa chọn dây dẫn và các thông số của dây dẫn
Đường dây

A-1
A-2
2-3
A-5
A-6

1-4

Dòng điện
tính toán Itt
(A)
149.22
125.14
114.27
52.49
59.05
73.78

Tiết diện
tính toán Ftt
(mm2)
149.22
125.14
131.22
52.49
59.05
72.82

Chọn dây

xo
(Ω/km)

ro
(Ω/km)

Icp
(A)

2AC-150
2AC-120
AC-120
2AC-70
2AC-70
2AC-70

0.416
0.423
0.423
0.44
0.44
0.44

0.21
0.27
0.27
0.46
0.46
0.46

445
380
380
265
265
265

c. Tính toán tổn thất điện áp trong mạng và kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn lúc xảy
ra sự cố:
- Tổn thất điện áp:


Lúc làm việc bình thường:
+ Nhánh A-1-4:
bt
ΔUA−1−4
%=(

45x0.21+34.757x0.416
2x1102

x 36.06 +

22x0.46+17.507x0.44
2x1102

x 36.06) x 100%= 6.22%

+ Nhánh A-2-3:
bt
ΔUA−2−3
%=(

41x0.27+24.35x0.423
2x1102

x 40 +

20x0.27+8.6x0.423
1102

x 42.43) x 100% = 6.7%

+ Nhánh A-5:
bt
ΔUA−5
%=

16x0.46+12x0.44
2x1102

x 70 x 100% = 3.66 %

+ Nhánh A-6:
bt
ΔUA−6
%=

18x0.46+13.5x0.44
2x1102

x 36.06 x 100% = 2.12 %

16

Footer Page 16 of 145.

Header Page 17 of 145.
Như vậy, tiết diện dây dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện tổn thất điện áp lúc làm việc bình thường.
Ta có : Umax bt% = 6.7 %


Lúc xảy ra sự cố:
+ Nhánh A-2-3:
Tổn thất điện áp khi đứt nhánh A-2:
sc
ΔUA−2−3
%=[

2𝑥(41x0.27+24.35x0.423)
2x1102

x40 +

20x0.27+8.6x0.423
1102

x42.43] x100% = 10.23 %

sc
ΔUA−2−3
% < ΔUsccp % = (15 ÷ 20) % => thỏa mãn điều kiện

+ Nhánh A-1-4:
Tổn thất điện áp khi đứt nhánh A-1:

sc
ΔUA−1−4
% =[

2𝑥(45x0.21+34.162x0.416)
2x1102

x36.06 +

(22x0.46+8.6x0.44)

x36.06 +

2x(22x0.46+17.507x0.44)

2x1102

x36.06] x100% = 9.78 %

Tổn thất điện áp khi đứt nhánh 1-4:
sc
ΔUA−1−4
% =[

2x(45x0.21+34.757x0.416)
2x1102

2x1102

x36.06] x100% = 8.87 %

sc
ΔUA−1−4
% < ΔUsccp % = (15 ÷ 20) % => thỏa mãn điều kiện

+ Nhánh A-5:
sc
ΔUA−5
%=

2x16x0.46+12x0.44
2x1102

x 70 x 100% = 7.32 %

sc
ΔUA−5
% < ΔUsccp % = (15 ÷ 20) % => thỏa mãn điều kiện

+ Nhánh A-6:
bt
ΔUA−6
%=

2x18x0.46+13.5x0.44
2x1102

x 36.06 x 100% = 4.24 %

sc

ΔUA−6
% < ΔUsccp % = (15 ÷ 20) % => thỏa mãn điều kiện

Như vậy, các dây dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện tổn thất điện áp lúc làm việc bình thường và lúc
xảy ra sự cố.

17

Footer Page 17 of 145.


Header Page 18 of 145.

- Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn:
Ta có bảng sau:
Bảng 2.7: Kiểm tra điều kiện phát nóng
Đường dây
A-1
A-2
A-5
A-6
1-4
2-3

Iscmax (A)
298.44
250.29
104.97
118.1
147.57

114.27

KIcp (A)
364.9
311.6
217.3
217.3
217.3
311.6

Vậy các dây dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện phát nóng và tổn thất điện áp trong mức cho phép.
*Phương án 3: tính toán tương tự phương án 1:
a. Phân bố công suất trên mạch vòng A-5-6:
Giả sử ta sử dụng dây dẫn đồng nhất và cùng tiết diện

Ta có:
ṠA-5 =

ṠA-6 =

Ṡ5 (𝑙5−6 +𝑙6−𝐴 )+Ṡ6 𝑙6−A
𝑙A−5 +𝑙5−6 +𝑙A−6
Ṡ6 (𝑙5−6 +𝑙A−5 )+Ṡ5 𝑙A−5
𝑙A−5 +𝑙5−6 +𝑙A−6

=

=

(16+j12)(44.72+36.06)+(18+j13.5)x36.06

70+44.72+36.06
(18+j13.5)(44.72+70)+(16+j12)x70
70+44.72+36.06

= 12.88 + j9.66 (MVA)

= 21.12 + j15.84 (MVA)

Kiểm tra lại:
ṠA-5 + ṠA-6 = 12.88 + j9.66 + 21.12 + j15.84 = 34 + j25.5 = Ṡ5 + Ṡ6 (MVA)
Ṡ5-6 = ṠA-6 – Ṡ6 = 21.12 + j15.84 – (18 + j13.5) = 3.12 + j2.34 (MVA)

18

Footer Page 18 of 145.


Header Page 19 of 145.
b. Lựa chọn điện áp tải điện:
Ta có bảng như sau:
Bảng 2.8: Điện áp tính toán của các hộ tiêu thụ
Đường dây

Công suất truyền tải
(MVA)
45 + j34.757
41 + j24.35
12.88 + j9.66
21.12 + j15.84
22 + j17.507

20 + j8.6
3.12 + j2.34

A-1
A-2
A-5
A-6
1-4
2-3
5-6

Chiều dài đường dây
(km)
36.06
40
70
36.06
36.06
42.43
44.72

Điện áp tính toán
(KV)
119.34
114.5
72.11
83.93
85.49
82.62
42.22

Từ số liệu trên, sơ bộ chọn Uđm = 110 KV
c. Chọn tiết diện dây dẫn:
Ta có bảng sau:
Bảng 2.9: Lựa chọn dây dẫn và các thông số của dây dẫn
Đường dây

A-1
A-2
A-5
A-6
1-4
2-3
5-6

Dòng điện
tính toán Itt
(A)
149.22
125.14
84.5
138.56
73.79
114.27
20.47

Tiết diện
tính toán Ftt
(mm2)
149.22

125.14
84.5
138.56
73.79
114.27
20.47

Chọn dây

xo
(Ω/km)

ro
(Ω/km)

Icp
(A)

2AC-150
2AC-120
AC-120
AC-120
2AC-70
AC-120
AC-70

0.416
0.423
0.423
0.423

0.44
0.423
0.44

0.21
0.27
0.27
0.27
0.46
0.27
0.46

445
380
380
380
265
380
265

d. Tính toán tổn thất điện áp trong mạng và kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn lúc xảy
ra sự cố:
- Tính toán tổn thất điện áp trong mạng:


Lúc làm việc bình thường:
+ Nhánh A-1-4:
bt
ΔUA−1−4
%=(

45x0.21+34.757x0.416
2x1102

x 36.06 +

22x0.46+17.507x0.44
2x1102

x 36.06) x 100%= 6.21%

19

Footer Page 19 of 145.


Header Page 20 of 145.
+ Nhánh A-2-3:
bt
ΔUA−2−3
%=(

41x0.27+24.35x0.423
2x1102

x 40 +

20x0.27+8.6x0.423
1102

x 42.43) x 100% = 6.7%

+ Nhánh A-5:
bt
ΔUA−5
%=

12.18x0.27+9.66x0.423
1102

x 70 x 100% = 4.38%

+ Nhánh A-6:
bt
ΔUA−6
%=

21.12x0.27+15.84x0.423
1102

x 36.06 x 100% = 3.7%

+ Nhánh 5-6:
bt
ΔU5−6
%=

3.12x0.46+2.34x0.44
1102

x 44.72 x 100% = 0.91%

Như vậy, tiết diện dây dẫn đã thỏa mãn điều kiện tổn thất điện áp lúc làm việc bình thường. Ta có:
ΔUmax bt = 6.7 %


Lúc xảy ra sự cố:
Tổn thất điện áp khi đứt nhánh A-2:
sc
ΔUA−2−3
%=[

2𝑥(41x0.27+24.35x0.423)
2x1102

x40 +

20x0.27+8.6x0.423
1102

x42.43] x100% = 10.23 %

sc
ΔUA−2−3
% < ΔUsccp % = (15 ÷ 20) % => thỏa mãn điều kiện

+ Nhánh A-1-4:
Tổn thất điện áp khi đứt nhánh A-1:
sc
ΔUA−1−4

% =[

2𝑥(45x0.21+34.757x0.416)
2x1102

x36.06 +

(22x0.46+17.507x0.44)

x36.06 +

2x(22x0.46+17.507x0.44)

2x1102

x36.06] x100%= 9.78%

Tổn thất điện áp khi đứt nhánh 1-4:
sc
ΔUA−1−4
% =[

2x(45x0.21+34.757x0.416)
2x1102

2x1102

x36.06] x100% = 8.87 %

sc

ΔUA−1−4
% < ΔUsccp % = (15 ÷ 20) % => thỏa mãn điều kiện

+ Mạch vòng A-5-6:
Tổn thất điện áp khi đứt nhánh A-5:
sc
ΔUA−6−5
%=[

(16+18)x0.27+(12+13.5)x0.423
1102

x 36.06 +

(16x0.46+12x0.44)
1102

x44.72] x100% = 10.62%
20

Footer Page 20 of 145.


Header Page 21 of 145.
sc
ΔUA−6−5
% < ΔUsccp % = (20 ÷ 25) % => thỏa mãn điều kiện

Như vậy các dây dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện tổn thất điện áp lúc làm việc bình thường và lúc
xảy ra sự cố.

- Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn:
Ta có bảng sau:
Bảng 2.10: Kiểm tra điều kiện phát nóng
Đường dây
A-1
A-2
A-5
A-6
1-4
2-3
5-6

Iscmax (A)
298.44
250.29
84.5
138.56
147.57
114.27
20.47

KIcp (A)
364.9
311.6
311.6
311.6
217.3
311.6
217.3

Vậy các dây dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện phát nóng và tổn thất điện áp trong mức cho phép.

21

Footer Page 21 of 145.


Header Page 22 of 145.

CHƯƠNG 3:
TÍNH TOÁN KINH TẾ PHƯƠNG ÁN THIẾT KẾ
TỔNG KẾT CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ - KỸ THUẬT

3.1. Nội dung:
- Trong quá trình thiết kế phương án nối dây, việc đảm bảo các yêu cầu về mặt kỹ thuật rất cần thiết
để mạng có thể làm việc ổn định, kể cả khi gặp sự cố ngoài mong muốn. Bên cạnh đó, mặt kinh tế của phương án thiết kế cũng rất quan trọng, phải đảm bảo sao cho phí tổn hàng năm là bé nhất.
- Phí tổn thất tính toán hàng năm được tính theo công thức:
Z = (avh + atc) x K + ΔA x C
Trong đó: + avh : hệ số vận hành khấu hao, sửa chữa, phục vụ mạng điện. Ở đây ta dùng cột thép
nên lấy avh = 0.04
1

+ atc : hệ số thu hồi vốn đầu từ phụ, atc = T với Tc là thời gian thu hồi vốn đầu từ phụ
tc

tiêu chuẩn, tùy theo chính sách sử dụng vốn của nhà nước. Ta chọn Ttc = 8 năm.
1

Do đó: atc = 1/Ttc = 8 = 0.125
+ K: vốn đầu tư của mạng điện. Do yêu cầu không cần tính toán chi tiết mà chỉ tính vốn

đầu tư xây dựng đường dây. Với đường dây kép ta lấy bằng 1.6 lần đường dây đơn.
Đường dây đơn: K = K0l
Đường dây kép: K = 1.6Kol
Với Ko là giá thành 1km đường dây
l là chiều dài đường dây
- ΔA: tổn thất điện năng hàng năm
P2 +Q2

ΔA = ΔP x τ = (

U2

)x R x τ
22

Footer Page 22 of 145.


Header Page 23 of 145.

Với U : điện áp định mức
P, Q: công suất tác dụng, công suất phản kháng tải trên đường dây
R: điện trở đường dây
τ: thời gian tổn thất công suất lớn nhất
ΔP: tổng tổn thất công suất tác dụng cực đại của mạng
Có thể xác định τ theo công thức thực nghiệm:
𝜏 = (0.124 + Tmax x 10-4)2 x 8760 (h)
Với giả thiết Tmax = 5300h, ta có:
τ = (0.124 + 5300 x 10-4)2 x 8760 = 3747 (h)
+ C: giá thành 1KWh điện năng, theo giả thiết C = 500đ/KWh

- Khối lượng kim loại màu sử dụng cho phương án đã chọn được tính theo công thức:
M = 3n∑m0L (kg)
Với n: số mạch đường dây
mo: khối lượng tính toán cho 1km đường dây
L: chiều dài đường dây (km)
Với đường dây đơn: M = 3∑m0L (kg)
Với đường dây kép: M = 6∑m0L (kg)
Với các loại dây dẫn đã chọn: AC-70, AC-120, AC-150, ta có bảng số liệu về giá thành và trọng
lượng 1km dây dẫn như sau:
Bảng 3.1: Số liệu về giá thành và trọng lượng 1km dây dẫn
Loại dây dẫn
Ko (106đ/km)
m0 (kg/km)

AC-70
208
275

AC-120
354
492

AC-150
403
617

23

Footer Page 23 of 145.

Header Page 24 of 145.

3.2. Tính toán các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật cho các phương án:
*Phương án 1:
a. Vốn đầu tư của mạng điện:
- Vốn đầu tư K của mạng điện được tính bởi công thức:
K = K1 + K2
Với K1: vốn đầu tư cho các đường dây đơn: K1 = ∑K0ili
K2: vốn đầu tư cho các đường dây kép: K2 = 1.6∑K0nln
Ta có:
K1 = K2-3 = K0AC-120 x l2-3 = 354 x 42.43 x 106 = 15020.22 x 106 (đồng)
K2 = KA-1 + KA-2 + KA-6 + K5-6 + K1-4
= 1.6 x (K0AC-150 x lA-1 + K0AC-120 x lA-2 + K0AC-120 x lA-6 + K0AC-70 x l5-6 + K0AC-70 x l1-4) x 106
= 1.6 x (403 x 36.06 + 354 x 40 + 354 x 36.06 +208 x 44.72 + 208 x 36.06 ) x 106
= 93215.46 x 106 (đồng)
Vậy K = K1 + K2 = 15020.22 x 106 + 93215.46 x 106 = 108235.68 x 106 (đồng)
b. Tổng tổn thất công suất hàng năm:
- Tổng tổn thất công suất hàng năm được tính theo công thức:
ΔP = ∑ΔPi
Với ΔPi =

P2i +Q2i

n x U2đm

x 𝑟0𝑖 𝑥 𝑙𝑖

Nhánh A-1: ΔPA-1 =

452 +34.7572
2 x 1102

x 0.21 x 36.06 = 1.01 (MW)

24

Footer Page 24 of 145.


Header Page 25 of 145.

Tính toán tương tự ta có bảng số liệu sau:
Bảng 3.2: Tổn thất công suất của từng hộ tiêu thụ
Đường dây
A-1
A-2
A-6
1-4
2-3
5-6

P (MW)
45
41
34
22
20
16

Q (MVAr)
34.757
24.35
25.5
17.507
8.6
12

l (km)
36.06
40
36.06
36.06
42.43
44.72

Dây dẫn
2AC-150
2AC-120
2AC-120
2AC-70
AC-120
2AC-70

ro (Ω/km)
0.21
0.27
0.27
0.46
0.27

0.46

ΔP (MW)
1.01
1.02
0.73
0.54
0.45
0.34

Vậy ΔP = ∑ΔPi
= 1.1 + 1.02 + 0.73 + 0.54 + 0.45 + 0.34
= 4.09 (MW)
c.Tổng tổn thất điện năng hàng năm:
ΔA = ΔP x τ = 4.09 x 3747 = 15325.23 (MWh)
d. Phí tổn tính toán hàng năm:
Z = (avh + atc) x K + ΔA x C
= (0.04 + 0.125) x 93215.46 x 106 + 15325.23 x 103 x 500
= 23.04 x 109 (đồng)
e. Tổng khối lượng kim loại màu sử dụng:
M = 6∑m0iLi + 3∑m0nLn
= 6 x (MA-1 + MA-2 + MA-6 + M5-6 + M1-4) + 3 x M2-3
= 6 x (617 x 36.06 + 492 x 40 + 492 x 36.06 + 275 x 44.72 + 275 x 36.06) + 3 x 492 x 42.43
= 553936.92 (kg)
*Phương án 2: tính toán tương tự phương án 1:
a. Vốn đầu tư của mạng điện:
Ta có: K = K1 + K2
K1 = K2-3 = K0AC-120 x l2-3 = 354 x 42.43 x 106 = 15020.22 x 106 (đồng)
25

Footer Page 25 of 145.