ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC

 
 
 PHÂN TÍCH ĐẶC ĐIỂM NGUỒN VÀ PHỤ TẢI 5
1.1 Khoảng cách các hộ phụ tải 5
1.2 Công suất các hộ phụ tải 5
1.3 Nguồn điện 6
CÂN BẰNG CÔNG SUẤT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG 8
2.1 Cân bằng công suất tác dụng 8
2.2 Cân bằng công suất phản kháng- bù công suất phản kháng 8
2.3 Xác định các chế độ vận hành của Nhà máy nhiệt điện 10
DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY
TÍNH TOÁN CÁC PHƯƠNG ÁN 12
I. Dự kiến các phương án nối dây 26
II. Phương pháp chung tính toán kỹ thuật các phương án 14
2.1 Lựa chọn điện áp vận hành 14
2.2 Chọn tiết diện dây dẫn 14
2.3 Kiểm tra điều kiện kỹ thuật 14
III. Tính toán kỹ thuật các phương án 16
3.1 Phương án 1 16
3.2 Phương án 2 22
3.3 Phương án 3 26
3.4 Phương án 4 29
3.5 Phương án 5 32
SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN – CHỌN PHƯƠNG ÁN 38
I . Hàm chi phí tính toán hàng năm 38
II. Chọn phương án thiết kế 42
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
1
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC

CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH 43
5.1 Chọn số lượng, loại máy và công suất máy biến áp 43
5.2 Chọn sơ đồ nối điện chính cho hệ thống điện 44
 GIẢI TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 47
6.1 Thông số kỹ thuật của hệ thống 47
6.2 Chế độ phụ tải cực đại 48
6.3 Chế độ phụ tải cực tiểu 52
6.4 Chế độ sau sự cố 54
6.5 Xác định đầu phân áp cho các hộ phụ tải 56
!TÍNH CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ - KỸ THUẬT 59
7.1 Vốn đầu tư cho mạng điện 59
7.2 Tổn thất công suất trong mạng điện 60
7.3 Tính tổn thất điện năng trong mạng điện 60
7.4 Tính chi phí vận hành hàng năm 61
7.5 Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật 62
 THIẾT KẾ TRẠM BIẾN ÁP 10,5/0,4KV – 100KVA 63
1. Mở đầu 64
2. Chọn MBA và sơ đồ nối điện 64
3. Chọn thiết bị điện cao áp 65
4. Chọn thiết bị điện hạ áp 67
5. Tính toán ngắn mạch 71
6. Tính toán nối đất cho trạm 76
"#$% 79
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
2
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
LỜI NÓI ĐẦU
Đồ án thiết kế Hệ thống điện là một bài tập rất hữu ích đối với sinh viên
ngành Hệ thống điện. Mặc dù trong đồ án, khối lượng tính toán ít hơn và đơn
giản hơn nhiều trong thực tế. Nhưng cũng giúp sinh viên hệ thống lại các kiến

thức đã được học. Biết được các bước tiến hành khi khảo sát, tính toán, khi
thiết kế một Hệ thống điện điện hoàn chỉnh. Đáp ứng được các chỉ tiêu kinh tế -
kỷ thuật đề ra.
Sau một thời gian học hỏi và nghiên cứu, với sự giúp đỡ nhiệt tình của các
thầy cô trong khoa. Đặc biệt được sự hướng dẫn của thầy giáo TS. ĐINH
QUANG HUY. Em đã hoàn thành đồ án môn học mà Thầy đã giao. Tuy nhiên,
với kiến thức còn hạn chế, kinh nghiệm thực tiễn chưa nhiều, nên chắc chắn đồ
án của em vẫn còn nhiều thiếu sót. Vậy em rất mong sự quan tâm, chỉ bảo hơn
nữa của các Thầy, các Cô để em hoàn thành tốt đồ án môn học, cũng như
những ứng dụng thực tế sau này. Xin chân thành cảm ơn!

NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
3
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
PHẦN I
THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
4
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC

 !"#$%
&'()*+,+&+,+&-.&/0(1
Căn cứ vào sơ đồ và tỷ lệ mặt bằng đã cho, ta tính được khoảng cách các
hộ phụ tải với nhau và với nguồn như hình 1.1 sau:
2)*3450+,+&-.&/0(1
Trong đồ án thiết kế có 8 hộ phụ tải, với tổng công suất là 234MW.
Trong đó, có 7 hộ phụ tải loại 1 và 1 hộ phụ tải (S2) là hộ loại 3. Các hộ loại 1
có yêu cầu cao về độ tin cậy cung cấp điện. Công suất các hộ phụ tải như bảng
1.2
Thời gian sử dụng công suất cực đại của các phụ tải:T

max
= 4700h. Phụ
tại cực tiểu: P
min
= 73% P
max
.
6)&0',)+2)*3450+,+.&/0(1
* &/0(1 :
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
5
Hình 1.1 Vị trí và khoảng cách các hộ phụ tải
1
2
5
3
8
6
4
NĐ
4x50 MW
7
HT
Cosφ=0,8
26
19
39
34
38
23

31
24
60 km
85,4 km
100 km
53,6 km
44,7 km
36 km
40 km
63,2 km
53,6 km
41 km
44,7 km
36 km
44,7 km
51 km
53,3 km
50 km
41 km
36 km
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
P
1max
= 26 MW; Cosφ
1
= 0,85 → Q
1max
= P
1max
.tgφ

1
= 26.0,62 =16,12(MVAr)
P
1min
= 73%P
1max
= 26.0,73 = 18,98 MW
Q
1min
= 73%Q
1max
=0,69.16,12 = 11,76 (MVAr)
* ,+.&/0(1+7)891
Tính tương tự với các phụ tải còn lại. Ta có công suất các phụ tải còn lại
như bảng 1.2:
&'(( Công suất các hộ phụ tải
Phụ tải S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7 S8 Tổng
Cosφ 0.85 0.8 0.9 0.9 0.9 0.85 0.9 0.85
P
max
(MW)
26 19 39 34 38 23 31 24 234
Q
max
(MVAr)
16.12 14.25 18.89 16.47 18.40 14.25 15.01 14.87 128.27
P
min
(MW)
18.98 13.87 28.47 24.82 27.74 16.79 22.63 17.52 170.82

S
min
(MVAr)
11.76 10.40 13.79 12.02 13.44 10.41 10.96 10.86 93.63
*4:);1<)
 )*+,-.
Nhà máy nhiết điện gồm có 4 tổ máy công suất:
P
đm
= 4x 50 = 200 MW, cosφ = 0,85.
Đối với Nhiệt điện công suất tự dùng của nhiệt điện thường chiếm một
lượng tương đối lớn, ta tính α
td
= 8%. Như vậy:
Điện tự dùng của nhà máy là:
P
TDmax
= 8%.200 = 16 MW
Công suất cực đại cấp cho phụ tải:
P
Nđmax
= 200 – 16 = 184 MW.
/-0.
Đối với mạng điện thiết kế, Hệ thống điện được coi là có công suất vô
cùng lớn. Hệ số công suất trên thanh góp của hệ thống là cosφ
HT
= 0,8. 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
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN

6
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
cùng lớn, cho nên không cần phải dự trữ công suất trong nhà máy điện. Nói
cách khác, dự trữ công suất tác dụng và phản kháng, sẽ được lấy từ hệ thống
điện.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
7
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
&12!3#45678
9:#;# 8<==
>(?/@ABC--,DE
- Cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu
thức:

∑∑∑∑
++∆+=+
dttdmdptHTND
PPPPmPP
(1)
FG.H :

ND
P
là tổng công suất phát của nhà máy Nhiệt điện :
P
ND
= 4.50 = 200(MW)
∑
pt
Pm

: Tổng công suất tiêu thụ của các phụ tải ; m là hệ số đòng thời :
(m lấy bằng 1)

∑
pt
Pm
= P
1
+ P
2
+P
3
+P
4
+P
5
+P
6
+P
7
+P
8
= 234(MW)
md
P
∑
∆
: Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện. Ta tính
bằng 5%
pt

ΣP

md
P
∑
∆
=5%.234 = 11,7(MW).

td
P
∑
: Tổng công suất tự dùng của nhà máy điện :

td
P
∑
=8%
∑
F
P
= 8%.200 = 16(MW)
dt
P
: Công suất dự trữ của toàn HTĐ. Vì thanh góp hệ thống có công
suất vô cùng lớn, nên không cần đến lượng công suất dự trữ này.
Vậy ∑P
HT
= m∑P
pt
+ ∑∆P

mđ
+ P
td
- ∑P
ND
= 234 + 11,7 + 16 – 200 = 61,7(MW)
P
ND
+ P
HT
= 200 + 61,7 = 261,7(MW)
>>?/@ABC-I'J,K&LBM/NABC-I'J, 
Sản xuất và tiêu thụ điện năng bằng dòng điện xoay chiều đòi hỏi sự cân
bằng giữa điện năng sản suất ra và điện năng tiêu thụ tại mỗi thời điểm. Sự cân
bằng đòi hỏi không những chỉ đối với công suất tác dụng mà cả đối với công
suất phản kháng.
Sự cân bằng công suất phản kháng có quan hệ với điện áp. Phá hoại sự
cân bằng công suất phản kháng sẽ dẫn đến thay đổi điện áp trong mạng điện.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
8
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Nếu công suất phản kháng phát ra lớn hơn công suất tiêu thụ thì điện áp
trong mạng sẽ tăng, ngược lại nếu thiếu công suất phản kháng thì điện áp trong
mạng sẽ giảm. Vì vậy để đảm bảo chất lượng cần thiết của điện áp ở các hộ tiêu
thụ trong mạng điện và hệ thống, cần tiến hành cân bằng sơ bộ công suất phản
kháng.
Phương trình cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện thiết kế
Được tính theo công thưc:

∑∑∑ ∑∑

++−∆+=+
tdBACLptHTND
QQQQQmQQ
(2)
FG.H
∑
ND
Q
: là tổng công suất phản kháng do Nhà máy Nhiệt điện

∑∑
=== )(12462,0.200 MVArtgPQ
NDNDND
ϕ
∑
HT
Q
: là tổng công suất phản kháng của Hệ thống :

∑∑
=== )(28,4675,0.7,61 MVArtgPQ
HTHTHT
ϕ
∑
pt
Qm
: là tổng công suất phản kháng tiêu thụ của phụ tải, m là hệ số
đồng thời: m lấy bằng 1:

∑

pt
Qm
= Q
1
+Q
2
+Q
3
+Q
4
+Q
5
+Q
6
+Q
7
+Q
8
= 128,27(MVAr)
∑
∆
L
Q
: Tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây.
∑
∆
C
Q
: Tổng công suất phản kháng do đường dây sinh ra
Trong thiết kế sơ bộ ta coi .

∑
∆
C
Q
=
∑
∆
L
Q
∑
∆
ba
Q
: là tổng tổn thất công suất phản kháng trong các trạm biến áp.
Trong thiết kế thường lấy
∑
∆
ba
Q
= 15%∑Q
PT
.= 15%.128,27 =19,24(MVAr)
∑
td
Q
: Tổng công suất phản kháng tự dùng của Nhiệt điện.
∑
td
Q
=

tdtd
tgP
ϕ
.
∑
=16.0,62= 9,92(MVAr)
Từ (2) Ta có lượng công suất phản kháng cần bù là :
Q
b
= Q
ND
+ Q
HT
- (m∑Q
pt
+ ∑Q
BA
+∑Q
td
)
= 124 + 46,28 – (128,27 + 19,24 + 9,92) = - 12,85(MVAr)<0
=084>) Không phải bù công suất phản kháng.
>OP,.QBM/N,.NRS*T)*+,-.
?@&=;-.&/0(1+A+;91
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
9
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Nhà máy nhiết điện gồm có 3 tổ máy. Công suất P
đm
= 3x50 MW, cosφ =

0,8
Đối với Nhiệt điện công suất phát kinh tế vào khoảng 85%P
đm
. Do đó khi
thiết kế lưới điện, ta chọn công suất phát kinh tế. Nghĩa là:
Ở chế độ phụ tải cực đại, công suất phát kinh tế của Nhà máy là:
P
Fkt
= 85%.4.50 = 170(MW)
Công suất tự dùng (α
td
= 8%)








+=
Fdm
F
Fdmtdtd
P
P
PP 6,04,0.
α
Công suất phát lên hệ thống:
P

Fvht
= P
Fkt
– P
td
= 170 – 14,56 = 155,44 (MW)
Q
Fkt
= 155,44.0,62 = 96,37 (MVAr)
Vì công suất của nhà máy cấp cho phụ tải phải qua MBA tăng áp, nên có
tổn thất công suất phản kháng qua MBA. Tổn thất này, trong thiết kế được tính
bằng 15% công suất phản kháng truyền tải qua MBA:
∆Q
ba
= 15%.96,37 = 14,45 (MVAr)
Công suất phản kháng cấp cho hệ thống còn:
Q
vht
= 96,37 – 14,45 = 81,92 (MVAr)
Công suất lấy từ hệ thống là:
P
HT
= (∑P
pt
+ 5%∑P
pt
) – (∑P
Fkt
– P
td

)
= (234 + 5%.234) – ( 170 – 14,56) = 90,26(MW)
B@&=;-3A+C0DE,F
Khi sự cố 1 tổ máy, 3 tổ máy còn lại phát với công suất định mức:
P
Fsc
= 3.50 = 150 (MW)
P
td
= 8%.150 = 12(MW)
Công suất phát cho phụ tải:
P
FHT
= P
Fsc
– P
td
= 150 – 12 = 138(MW)
Q
Fsc
= P
Fsc
tgφ
F
– ∆Q
ba

= 138.0,62 – 0,15.138.0,62 = 72,73(MVAr)
Công suất lấy từ hệ thống là:
P

HT
= (∑P
pt
+ 5%∑P
pt
) – (∑P
Fsc
– P
td
)
= (234 + 5%.234) – ( 150 – 12) = 117,7(MW)
+@&=;-+A+01G4
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
10
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Trong chế độ cực tiểu, ta cho dừng 1 tổ máy để sữa chữa. 3 tổ máy còn
lại phát với công suất kinh tế. Vậy:
P
FminKT
= 0,85.3.50 = 127,5 (MW)
)(92,10
150
5,127
6,04,0150.08,06,04,0. MW
P
P
PP
Fdm
F
Fdmtdtd

=






+=








+=
α

Công suất phát lên hệ thống:
P
Fvht
= P
FminKT
– P
td
= 127,5 – 10,92 = 116,58(MW)
Q
vht
= 116,58.0,62 – 15%116,58.0,62 = 61,44(MVAr)

Công suất lấy từ hệ thống là:
P
HT
= (∑P
ptmin
+ 5%∑P
ptmin
) –∑P
Fvht

= (170,82 + 5%.170,82) – 115,58 = 63,78(MW)

NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
11
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC

456788U4<
V86W!:88
HAI1=)+,+.&JK)*,))C1LMF
Các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện phụ thuộc rất nhiều vào sơ
đồ của nó. Vì vậy, các sơ đồ mạng điện cần phải có các chi phí nhỏ nhất, đảm
bảo độ tin cậy cung cấp điện cần thiết và chất lượng điện năng yêu cầu của các
hộ tiêu thụ. Thuận tiện và an toàn trong vận hành, khả năng phát triển trong
tương lai và tiếp nhận các phụ tải mới.
Để đưa ra các phương án nối dây ta dựa vào 3 yếu tố:
+ Vị trí địa lý của các nguồn cung cấp và các hộ phụ tải.
+ Công suất các nguồn và phụ tải.
+ Nhu cầu cung cấp điện của các hộ phụ tải: Trong đồ án này có 8 hộ
phụ tải, phụ tải 4 là hộ loại 3, không yêu cầu cao về độ tin cậy cung cấp điện.
Do đó ta cấp cho hộ phụ tải này bằng một mạch đơn. Các hộ còn lại là hộ loại

1, đòi hỏi cao về độ tin cậy cung cấp điện. Do đó ta cấp bằng đường dây mạch
kép, hay mạch vòng.
Để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cho phụ tải và sự làm việc ổn định
của nhà máy, thì Nhà máy phải liên lạc với hệ thống ít nhất bằng 1 đường dây
kép hoặc 2 mạch đơn.
Để giảm tổn thất thì các phụ tải sẽ được thiết kế để nhận công suất từ
nguồn gần nhất (có thể). Các phụ tải gần nhà máy được cấp điện từ nhà máy.
Xuất phát từ những nhận xét trên. Ta dự kiến nhiều phương án nối dây.
Nhưng sau khi đánh giá sơ bộ, ta loại bỏ một số phương án có thể nhìn thấy
được những nhược điểm so với các phương án khác. Còn lại 5 phương án. Ta
tính toán, so sánh kinh tế - kỹ thuật để tìm phương án thiết kế hợp lý nhất trong
số các phương án đã đưa ra.
Sơ đồ nối dây của các phương án như sau:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
12
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
13
1
2
5
3
8
4
6
7
NĐ
HT
26
19

38
34
23
39
24
31
Hình 2.1.a Sơ đồ nối dây của PA 1
1
2
5
3
8
4
6
7
NĐ
HT
26
19
38
34
23
39
24
31
Hình 2.1.b Sơ đồ nối dây của PA 2
1
2
5
3

8
4
6
7
NĐ
HT
26
19
38
34
23
39
24
31
Hình 2.1.d Sơ đồ nối dây của PA 4
1
2
5
3
8
4
6
7
NĐ
HT
26
19
38
34
23

39
24
31
Hình 2.1.c Sơ đồ nối dây của PA 3
1
2
5
3
8
4
6
7
NĐ
HT
26
19
38
34
23
39
24
31
Hình 2.1.e Sơ đồ nối dây của PA 5
X>(4J,IYM,0D?T)-0
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
&JK)*.&,.+&4)*06)&0',)IN0&4>0+,+.&JK)*,)
&O)+5.;1<),.P>)&Q)&
Điện áp vận hành càng cao thì càng giảm tổn thất truyền tải. Nhưng
điện áp cao thì mức đầu tư cho mạng điện sẽ rất cao. Trong thiết kế mạng điện
việc lựa chọn điện áp vận hành được chọn theo công thức kinh nghiệm sau:


)(1634,4 kVPLU +×=
(3.1)
FG.H
U: là điện áp vận hành kinh tế (kV)
L: Khoảng cách truyền tải của đoạn đường dây thứ (km);
P: Công suất cực đại truyền tải trên đoạn đường dây đó (MW).
&O)01=0L1<);JR)*LMF
- Đối với lưới điện khu vực. Tiết diện của dây dẫn được chọn theo mật
độ dòng điện kinh tế:

)(1000
.3
2
22
max
mm
jUn
QP
J
I
F
kt
kt
kt
+
==
(3.2)
FG.H  :
- P, Q: Công suất tác dụng và phản kháng cực đại truyền tải trên đường

dây.(MW và MVAr)
- U : điện áp vận hành của đường dây, (kV)
- n : số mạch của đường dây.
- J
kt
: mật độ dòng điện kinh tế (A/mm
2
). Với T
max
= 4750 thì ta ch‰n
j
kt
= 1,1 (A/mm
2
).
Sau khi tính được F
kt
Chọn tiết diện dây tiêu chuẩn gần nhất.
1GE0S?;1T4I1<)IN0&4>0
Sau khi chọn được tiết diện dây tiêu chuẩn, cần kiểm tra các điều kiện kỹ
thuật trong điều kiện làm việc bình thường và các trường hợp sự cố sau:
Đối với các đường dây mạch kép ta kiểm tra khi sự cố một mạch.
Đối với mạch vòng thì kiểm tra khi mạch bị hở ở trạng thái nặng nhất đối
với nhánh cần kiểm tra.
Riêng đối với các nhánh thuộc mạch liên hệ giữa Nhà máy với Hệ thống,
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
14
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
cần kiểm tra thêm trường hợp sự cố một tổ máy lớn nhất, trong khi các tổ máy
còn lại phát với công suất định mức.

Các nhánh liên thông sẽ kiểm tra tổn thất điện áp ở nút xa nhất.
 -BT)+K&O+PQ0D)0&50PU)*V4?)*
Để đảm bảo độ bền cơ học ta sử dụng dây nhôm lõi thép: Dây AC.
Để không phát sinh vầng quang thì:
Ở cấp điện áp 110kV: F
min
≥ 70mm
2

Ở cấp điện áp 220kV: F
min
≥ 240mm
2
Như vậy, nếu dây dẫn là loại AC có tiết diện tối thiểu đáp ứng được điều
kiện trên theo từng cấp điện áp, thì đã thõa mãn điều kiện độ bền cơ và tổn thất
vầng quang.
 1T4I1<).&,0)W)*
Để đảm bảo độ phát nóng dây dẫn không quá mức cho phép thì dòng
điện chạy trên dây dẫn không được vượt quá dòng điện cho phép của dây dẫn
đó: I
lv max
≤ I
cp
Trong đó : I
lv max
là dòng điện làm việc lớn nhất chạy qua dây dẫn.
 1T4I1<)0D)0&50;1<),.
+ Trong điều kiện bình thường:
∆U
btmax

% ≤ 10%
+ Trong điều kiện sự cố:
∆U
scmax
% ≤ 20% :
%100%
2
U
QXPR
U
+
=∆
(3.3)
S')*;W+ P: Công suất tác dụng truyền tải trên đường dây: (MW).
+ Q: Công suất phản kháng truyền tải trên đường dây: (MVAr).
+ U: điện áp làm việc của đường dây: (kV)
+ R: Điện trở đường dây: (Ω)
+ X: Điện kháng đường dây: (Ω)
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
15
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
6)&0',)IN0&4>0+,+.&JK)*,)
&JK)*,)
? &M)BC+2)*34500SX)+,+)&,)&
• Xét nhánh HT-7:
Ta có sơ đồ biểu diễn nhánh HT-7:
Sơ đồ thay thế nhánh HT-7
S
HT-7
= S

pt7
+ ∆S
HT-7
= S
pt7
+ (∆P
HT-7
+ j(∆Q
L
- Q
C
+ ∆Q
ba
)
Trong thiết kế sơ bộ ta tính:
∆P
HT-7
= 5%P
pt7
; ∆Q
L
= Q
C
; ∆Q
ba
= 15%Q
pt7
Do đó: S
HT-7
= (P

pt7
+ jQ
pt7
)+ (5%P
pt7
+ 15%jQ
pt7
)
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
16
1
2
5
3
8
4
6
7
NĐ
HT
26+j16,12
19+j14,25
38+j18,4
34+j16,47
23+j14,25
39+j18,89
24+j14,87
31+j15,01
Hình 2.2 Sơ đồ nối dây và phân bố công suất của PA 1
S

7
= 31 + j15,01
X
d
R
d
X
ba
R
ba
Q
c
Q
c
∆S
0
=∆P
0
+ jQ
0
HT
7
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Như vậy: S
HT-7
= 1,05P
pt7
+ j1,15Q
pt7


= 1,05.31 + j1,15.15,01 = 32,55 + j17,26(MVAr).
D)*V4,00?+WY
1
Z[\
.01
]^[_
.01
• Các nhánh hình tia còn lại tính tương tự, ta được kết quả như bảng 3.1
• Nhánh HT-3-NĐ:
P
NĐ-3
= P
NĐkt
– 1,05(P
1
+ P
2
+ P
4
+ P
5
+ P
6
)
= 155,44 – 1,05(26+19+34+38+23) = 8,44
P
HT-3
= 1,05P
3
– P

NĐ-3
= 1,05.39 – 8,44 = 32,51 (MW)
Q
NĐ-3
= Q
vht
– 1,15(Q
1
+ Q
2
+ Q
4
+ Q
5
+ Q
6
)
= 81,92 – 1,15(16,12+14,25+16,47+18,4+14,25) = - 1,49(MVAr)
Tổng kết ta có công suất chạy trên các nhánh ở chế độ cực đại của
phương án 1 như bảng 3.1:
Bảng 3.1 Công suất tải trên các nhánh của phương án 1
Nhánh NĐ-1 1 - 2 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 NĐ-3 HT-3 HT-7 HT-8
P (MW) 47.25 19.95 35.7 39.9 24.15 8.44 31.25 32.55 25.20
Q(MVA) 34.91 16.39 18.94 21.15 16.39 -1.49 23.21 17.26 17.10
L (km) 44.7 36 53.9 100 60 85.4 51 53.3 50
BA?+&O);1<),.P>)&Q)&
Việc lựa chọn điện áp vận vận hành kinh tế của 1 đường dây. Được chọn
theo công thức kinh nghiệm:

iii

PLU 1634,4 +×=
(kV) (3.2)
FG.H
L
i
: Khoảng cách truyền tải của đoạn đường dây thứ i (km);
P
i
: Công suất cực đại truyền tải trên đoạn đường dây thứ i (MW).
Thay các số liệu từ bảng 3.1 vào công thức (3.2) ta tính được điện áp tính
toán cho các nhánh kết quả ở bảng 3.2:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
17
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Bảng 3.2 Điện áp tính toán các nhánh đường dây
Nhánh NĐ-1 1-2 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 NĐ-3 HT-3 HT-7 HT-8
P (MW) 47.25 19.95 35.7 39.9 24.15 8.44 31.25 32.55 25.2
L (km) 44.7 36 53.9 100 60 85.4 51 53.3 50
U(kV) 123 82 109 118 92 64 102 104 92
Từ kết quả của bảng trên ta chọn điện áp của lưới là U
đm
= 110 kV.
+&O)01=0L1<)LMF+&'+,+)&,)&
&,)&`!
)(881000
121.32
26,1755,32
22
max
AI =

+
=
)(80
1,1
88
2
max
mm
j
I
F
kt
kt
===
Chọn F
tc
AC-70 có: I
cp
= 265A; r
o
= 0,46Ω/km;
x
o
= 0,44Ω/km; b
0
= 2,58.10
-6
S/km.
=> Z
d

= (r
o
+ jx
0
).L = (0,46 + j0,44).53,3 = 12,26 + j11,73 (Ω).
,+)&,)&+7)891
Từ số liệu ở bảng 3.1 Tính tương tự như nhánh HT-7, ta được tiết diện
dây theo điều kiện kinh tế cho các nhánh của phương án 1 như bảng 3.3
Bảng 3.3 Thông số các nhánh của PA1 ch‰n theo mật độ dòng điện kinh tế
Nhánh n
L
(km)
P
max
(MW)
Q
max
(MVAr)
I
max
(A)
F
kt
(mm
2
)
F
tc
(AC)



)
R(Ω) X(Ω)
NĐ-1
2 44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39
1-2
1 36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12
NĐ-4
2 60 35.70 18.94 96 88 95 330 9.90 12.90
NĐ-5
2 53.6 16.40 21.15 64 58 70 265 12.33 11.79
NĐ-6
2 85.4 24.15 16.39 70 63 70 265 19.64 18.79
NĐ-3
2 100 8.44 -1.49 20 19 70 265 23.00 22.00
HT-3
2 51 22.60 23.21 77 70 70 265 11.73 11.22
HT-7
2 53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73
HT-8
2 50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00
L1GE0S?;1T4I1<)IN0&4>0
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
18
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
 1GE0S?;1T4I1<);-BT)+KPQ0D)0&50PU)*V4?)*
Điều kiện độ bền cơ và tổn thất vầng quang đã đạt, khi ta chọn tất cả dây AC
có F
tc
≥ 70mm

2
 1GE0S?;1T4I1<).&,0)W)*
Từ bảng 3.3 ta thấy, tiết diện dây chọn theo mật độ dòng điện kinh tế
luôn thõa mãn điều kiện phát nóng đối với các nhánh hình tia (vì 2I
max
< I
cp
). Do
đó ta không cần kiểm tra phát nóng đối với mạch dạng này khi tiết diện dây
chọn theo mật độ dòng điện kinh tế.
Riêng đối với các nhánh thuộc mạch liên hệ giữa nhà máy với hệ thống
(Nhánh HT-3-NĐ), ta sẽ kiểm tra thêm trường hợp sự cố một tổ máy, các tổ
máy còn lại phát với công suất định mức:
 1GE0S?;1T4I1<)0D)0&50;1<),.
 &,)&81X)89+Pa1&<0&C)*
+ Nhánh HT-3:
%53,3100
121
)97,10.21,2342,8.25,31(
2
max
=
+
=∆U

%06,753,3.22
max
==∆=∆
btsc
UU

+ Nhánh NĐ-3:
%1,1100
121
)22.49,123.44,8(
2
max
=
−
=∆U

%2,21,1.22
max
==∆=∆
btsc
UU
o Điện áp trên thanh góp Nhiệt điện:
U
NĐbt
= U
HT
- ∆U
HT-3
+ ∆U
NĐ-3
= 110 – 3,53 + 1,1 = 107,57(%)
U
NĐsc
= U
HT
- ∆U

HT-3sc
+ ∆U
NĐ-3
= 110 – 7,06 + 1,1 = 104,04(%)
 &,)&`!
%10%11,4100
121
)73,11.26,1726,12.55,32(
2
=∆<=
+
=∆
cpbt
UU
.
%20%22,811,4.22
max
=∆<==∆=∆
cpbtsc
UUU
 ,+)&,)&+7)891
Tính tương tự, ta được kết quả tính tổn thất điện áp trong chế độ làm việc bình
thường và trong chế độ sự cố một nhánh, của đường dây mạch kép ở bảng 3.4
 SJR)*&b.3A+CE-00DE,F
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
19
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Ta kiểm tra kỹ thuật nhánh liên lạc giữa nhà máy với hệ thống, trường
hợp sự cố một tổ máy, trong khi 3 tổ máy còn lại phát với công suất định mức.
Ở chương 2 ta đã tính được công suất phát vào hệ thống của Nhà máy ở chế độ

sự cố là: P
NĐsc
= 138 MW; Q
NĐsc
= 81,92MVAr.
 &M)BC+2)*34500,+L/)*
Công suất Nhiệt điện truyền vào nhánh NĐ-3:
P
NĐ-3
= P
NĐsc
– 1,05(P
pt1
+ P
pt2
+ P
pt4
+ P
pt5
+ P
pt6
)
= 138 – 1,05(26+19+34+38+23) = - 9(MW) (công suất nhận từ
hệ thống về)
Công suất Hệ thống truyền vào nhánh HT-3:
P
HT-3
= 1,05P
1
- P

NĐ-6

= 1,05.39 + 9 = 49,95 (MW).
 &M)BC+2)*3450.&()I&,)*
Công suất phản kháng phát vào nhánh NĐ-3:
Q
NĐ-3
= Q
NĐsc
– 1,15(Q
pt1
+ Q
pt2
+ Q
pt4
+ Q
pt5
+ Q
pt6
)
= 72,73–1,15(16,12+14,25+16,47+14,25+18,4) = - 18,68(MVAr). (nhận từ
hệ thống về)
Công suất phản kháng trên nhánh HT-1:
Q
HT-1
= 1,15.Q
pt3
– Q
nđ-3


= 1,15.18,89 + 18,68) = 40,4(MVAr)
Ta được phân bố công suất nhánh liên lạc với hệ thống như hình 3.2
6Z+-F)J[-S-
+ Nhánh HT-3:

AIAI
cpsc
330)(1391000
121.3.2
4,4095,49
22
=<=
+
=
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
20
HT
3
NĐ
39+ j18,89
9 + j19,68
49,95+ J40,4
Hình 3.2 Phân bố công suất trên nhánh HT-3-NĐ trường hợp sự cố 1 tổ máy
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
%9,5%100
121
97,10.4,4042,8.95,49
%
2
=

+
=∆
sc
U
+ Nhánh NĐ-3:

AIAI
cpsc
265)(521000
121.3.2
68,199
22
=<=
+
=
%37,4%100
121
22.68,11923.9
%
2
=
+
=∆
sc
U
Vậy tổn thất điện áp tại nút 3
∆U
pt3sc
= ∆U
HT-3

= 7,1% < ∆U
cp
= 20%
1<),.0910&?)&+,1+?',.&1<0;1<)
U
NĐ
% = U
HT
- ∆U
HT-3
- ∆U
3-NĐ

= 110% – 7,1% + 4,37% = 98,53%
Tổng kết, ta có thông số kỹ thuật các nhánh của phương án 1 như bảng 3.4
Bảng 3.4 Thông số kỹ thuật các nhánh đường dây phương án 1
Nhánh




















   

 


NĐ-1 44.7 47.25 34.91 140 127 120
380
6.26 9.39 4.26 8.52
1-2 36 19.95 16.39 123 112 120
380
10.08 15.12 3.07
NĐ-4 60 35.70 18.94 96 88 95
330
9.90 12.90 4.08 8.17
NĐ-5 53.6 16.40 21.15 64 58 70
265
12.33 11.79 3.08 6.17
NĐ-6 85.4 24.15 16.39 70 63 70
265
19.64 18.79 5.34 10.69
NĐ-3 100 8.44 -1.49 20 19 70
265
23.00 22.00 1.10 2.20
HT-3 51 31.25 23.21 93 84 95

330
8.42 10.97 3.53 7.07
HT-7 53.3 32.55 17.26 88 80 70
265
12.26 11.73 4.11 8.22
HT-8 50 25.20 17.10 73 66 70
265
11.50 11.00 3.26 6.53
Từ bảng 3.4 ta thấy: Tổn thất điện áp đến điểm thấp nhất trong hệ thống là nút
2 có giá trị là: ∆U
maxbt
= ∆U
pt2
= ∆U
HT-3
- ∆U
3-NĐ
+∆U
NĐ-1
+∆U
1-2

= 3,53 – 1,1 + 4,26 + 3,07 = 9,76% < ∆U
cp
= 10%.
∆U
maxcs
= ∆U
pt2
= ∆U

HT-3
+∆U
3-NĐ
+∆U
NĐ-1
+∆U
1-2

= 5,9 + 4,37 + 4,26 + 3,07 = 17,6% < ∆U
cp
= 20%.
=084>)
Các nhánh đường dây của phương án 1 đã chọn đảm bảo yêu cầu kỹ thuật.
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
21
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
&JK)*,)
Phương án 2 chỉ khác phương án 1 nhánh NĐ-6-3-HT. Do đó ta chỉ xét
riêng cho 3 nhánh này.
?cYK;:I=0)C1PQ.&M)BC+2)*3450)&J&d)&LJa1;MF
&M)BC+2)*34500,+L/)*
P
NĐ-6
= P
NĐkt
– 1,05(P
1
+ P
2
+ P

4
+ P
5
)
= 155,44 – 1,05(26 + 19 + 34 + 38) = 32,59 (MW)
P
6-3
= P
NĐ-6
– 1,05P
6
= 32,51 – 1,05.23 = 8,36 (MW)
P
HT-3
= 1,05P
3
– P
6-3
= 1,05.39 – 8,36 = 32,59
&M)BC+2)*3450.&()I&,)*
Q
NĐ-6
= Q
vht
– 1,15(Q
1
+ Q
2
+ Q
4

+ Q
5
)
= 81,92 – 1,15(16,12+14,25+16,47+18,4) = 6,89(MVAr)
Q
HT-3
= 1,15(Q
3
+ Q
6
) - Q
NĐ-6

= 1,15(14,25+18,89) – 6,89 = 31,22(MVAr)
Q
6-3
= 1,15Q
3
– Q
HT-3
= 1,15.18,89 – 31,22 = - 21,72(MVAr)
Tổng kết ta có công suất chạy trên các nhánh ở chế độ cực đại của
phương án 2 như bảng 3.5:
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
22
1
2
5
3
8

4
6
7
NĐ
HT
26+j16,12
19+j14,25
38+j18,4
34+j16,47
23+j14,25
39+j18,89
24+j14,87
31+j15,01
Hình 2.4 Sơ đồ nối dây và phân bố công suất của PA 2
32,59+j14,90
32,51 + j23,21
8,36 – j1,49
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Bảng 3.5 Công suất tải trên các nhánh của phương án 2
Nhánh NĐ-1 1 - 2 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 6-3 HT-3 HT-7 HT-8
P (MW) 47.25 19.95 35.7 39.9 32.59 3.36 32.59 32.55 25.20
Q(MVA) 34.91 16.39 18.94 21.15 6.89 -21.72 23.21 17.26 17.10
B&O)01=0L1<)LMF
Ta chỉ tính toán và kiểm tra đối với các nhánh NĐ-6-3-HT. Các nhánh
còn lại như phương án 2. Kết quả như bảng 2.6
Bảng 2.6 Thông số các nhánh của PA2 ch‰n theo mật độ dòng điện kinh tế
Nhánh
L
(km)
P

max
(MW)
Q
max
(MVAr)
I
max
(A)
F
kt
(mm
2
)
F
tc
(AC)


)
R(Ω) X(Ω)
NĐ-1
44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39
1-2
36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12
NĐ-4
60 35.70 18.94 96 88 95 330 8.88 11.57
NĐ-5
53.6 39.90 21.15 108 98 95 330 9.90 12.90
NĐ-6
85.4 32.59 6.89 79 72 70 265 19.44 18.59

6-3
36 3.36 -21.72 52 48 70 265 8.28 7.92
HT-3
51 32.59 23.21 95 87 95 330 8.42 10.97
HT-7
53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73
HT-8
50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00
 1GE0S?;1T4I1<)0D)0&50;1<),.
 &,)&81X)89+Pa1&<0&C)*
+ Nhánh HT-3:
%36,4100
121
)97,10.21,2342,8.25,31(
2
=
+
=∆
bt
U

%72,836,4.22
max
==∆=∆
btsc
UU
+ Nhánh 6-3:
%19,1100
121
)92,7.72,2128,8.63,3(

2
−=
−
=∆
bt
U

%38,219,1.22
max
=−=∆=∆
btsc
UU
+ Nhánh NĐ-6:
%29,6100
121
)59,18.89,644,19.59,32(
2
=
+
=∆
bt
U

%58,1229,6.22
max
==∆=∆
btsc
UU
Tổn thất điện áp tại nút thấp nhất: Theo chiều phân bố công suất nút 6 là
nút có điện áp thấp nhất. Vậy :

NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
23
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
Trong chế độ bình thường
%10%55,519,136,4
33max6
=∆<=+=∆+∆=∆
−− cpHTHT
UUUU
Trong chế độ sự cố nhánh HT-3
%20%72,836,4.22
6
=∆<==∆=∆
cpbtsc
UUU
Điện áp tại thanh cái cao áp nhiệt điện:
U
NĐ
= U
HT
- ∆U
HT-3
+ ∆U
6-3
+∆U
NĐ-6

= 110 – 4,36 – 1,19 + 6,29 = 110,74%
 1GE0S?0SJR)*&b.3A+CE-00DE,F
Trường hợp sự cố ngừng một tổ máy, 3 tổ máy còn lại phát với công suất định mức.

 &M)BC+2)*34500,+L/)*
P
NĐ-6
= P
NĐsc
– 1,05(P
1
+ P
2
+ P
4
+ P
5
)
= 138 – 1,05.117 = 15,15 (MW)
P
HT-3
= 1,05(P
3
+ P
6
) – P
NĐ-3

= 1,05(39 + 23) – 15,15 = 52,95 (MW)
P
3-6
= P
HT-3
- 1,05P

3
= 52,95 – 1,05.39 = 12 (MW)
 &M)BC+2)*3450.&()I&,)*
Q
NĐ-6
= Q
NĐsc
– 1,15(Q
1
+ Q
2
+ Q
4
+ Q
5
)
= 72,73 – 1,15(16,12+14,25+16,47+18,4+) = 5,71 (MVAr)
Q
HT-3
= 1,15(Q
3
+ Q
6
) - Q
NĐ-6

= 1,15(14,25+18,89) – 5,71 = 32,4 (MVAr)
Q
6-3
= 1,15Q

6
– Q
HT-3
= 1,15.14,25 – 5,71 = 10,68(MVAr)
Ta có kết quả phân bố công suất trên các nhánh như trên hình sau:
 1GE0S?IN0&4>0
+ Nhánh NĐ- 6:

AIAI
cpsc
330)(391000
121.3.2
71,515,15
22
max
=<=
+
=
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
24
NĐ
6
3
HT
23 + j14,25
39+ j18,89
15,15 +j5,71
12 + j10,68
52,95+ j32,4
Phân bố công suất trường hợp sự cố một tổ máy

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC
%28,1%100
121
97,10.71,542,8.15,15
%
2
=
+
=∆
sc
U
Nhánh 3- 6:

AIAI
cpsc
265)(381000
121.3.2
68,1012
22
=<=
+
=
%09,2%100
121
2,13.68,108,13.12
%
2
=
+
=∆

sc
U
+ Nhánh HT-3:

AIAI
cpsc
330)(1481000
121.3.2
3295,52
22
=<=
+
=
%44,5%100
121
97,10.3242,8.95,52
%
2
=
+
=∆
sc
U
Vậy tổn thất điện áp tại nút 3
∆U
pt6sc
= ∆U
HT-3
+ ∆U
6-6

= 5,44 + 2,09 = 7,53% < ∆U
cp
= 20%
 1<),.0910&?)&+,1+?',.&1<0;1<)
U
NĐ
% = U
HT
- ∆U
HT-3
- ∆U
3-6
+ ∆U
NĐ-6

= 110% – 5,44% - 2,09% + 1,28 = 103,75%
Tổng kết ta có thông số kỹ thuật các nhánh của phương án 2 như bảng 3.6:
Bảng 3.6 Thông số kỹ thuật các nhánh đường dây phương án 2
Nhánh
L
(km)
P
(MW)
Q
(MVAr)
I
max
(A)
F
kt

(mm
2
)
F
tc
(AC)
I
cp
(A) R(Ω) X(Ω) ΔU
bt
% ΔU
sc
%
NĐ-1
44.7 47.25 34.91 140 127 120 380 6.26 9.39 5.15 10.30
1-2
36 19.95 16.39 123 112 120 380 10.08 15.12 3.71 -
NĐ-4
53.8 35.70 18.94 96 88 95 330 8.88 11.57 4.43 8.86
NĐ-5
60 39.90 21.15 108 98 95 330 9.90 12.90 5.52 11.04
NĐ-6
84.5 32.59 6.89 79 72 70 265 19.44 18.59 6.29 12.59
6-3
36 3.36 -21.72 52 48 70 265 8.28 7.92 -1.19 -2.38
HT-3
51 32.51 23.21 95 87 95 330 8.42 10.97 4.36 8.73
HT-7
53.3 32.55 17.26 88 80 70 265 12.26 11.73 4.97 9.94
HT-8

50 25.20 17.10 73 66 70 265 11.50 11.00 3.95 7.90
ΔU
maxbt
= ΔU
pt2
= ΔU
HT-3
– ΔU
3-6
- ΔU
NĐ-6
+ ΔU
NĐ-1
+ ΔU
1-2

= 4,36 + 1,19 - 6,29 + 5,15 + 3,71 = 8,12% < ΔU
cp
= 10%
ΔU
maxsc
= ΔU
pt2
= ΔU
HT-3
– ΔU
3-6
- ΔU
NĐ-6
+ ΔU

NĐ-1cs
+ ΔU
1-2

= 4,36 + 1,19 - 6,29 + 10,3 + 3,71 = 13,27% < ΔU
cp
= 20%
=084>)Các nhánh đường dây của phương án 2 đã chọn đảm bảo yêu cầu kỹ thuật.
&JK)*,)
NGUYỄN THẾ ANH HỆ THỐNG ĐIỆN K2 – VIỆT – HÀN
25