Đồ Án Phân tích hệ thống,cân bằng công suất và sơ bộ bù kỹ thuật

Chương I​ PHÂN TÍCH HỆ THỐNG,CÂN BẰNG CÔNG SUẤT ​ VÀ SƠ BỘ BÙ KỸ THUẬT​
I - Các số liệu về nguồn cung cấp và phụ tải :
1. Sơ đồ địa lý :
Dựa vào sơ đồ mặt bằng của hệ thống điện thiết kế và sơ đồ phân bố giữa các phụ tải và nguồn cung cấp ta xác định được khoảng cách giữa chúng như H1.1

















2. Nguồn điện : Mạng gồm hai nguồn cung cấp :
a) Nhà máy I : Là nhà máy nhiệt điện có các thông số như sau :
- Công suất đặt P1 = 2 100 = 200MW
- Hệ số công suất : cosj = 0,85
- Điện áp định mức : Uđm = 10,5kV
b) Nhà máy II : Là nhà máy nhiệt điện có các thông số như sau :
- Công suất đặt P2 = 2 100MW
- Hệ số công suất : cosj = 0,85
- Điện áp định mức : Uđm = 10,5kV
3. Phụ tải : Các số liệu về phụ tải cho trong bảng 1 - 1
Bảng 1.1 - Các số liệu về phụ tải​
Phụ tải​ Các số liệu
1​ 2​ 3​ 4​ 5​ 6​ 7​ 8​ Pmax (MW)​ 25​ 35​ 10​ 20​ 40​ 45​ 36​ 30​ Pmin (MW)​ 15​ 21​ 6​ 12​ 24​ 27​ 21.6​ 18​ Cosj​ 0.9​ 0.9​ 0.9​ 0.9​ 0.9​ 0.9​ 0.9​ 0.9​ Qmax (MVAr)​ 12.1​ 16.94​ 4.84​ 9.68​ 19.36​ 21.78​ 17.42​ 14.52​ Qmin (MVAr)​ 7.26​ 10.16​ 2.9​ 5.81​ 11.62​ 13.07​ 10.45
8.71​ Smax (MVA)​ 27.77​ 38.88​ 11.11​ 22.22​ 44.44​ 49.99​ 39.99​ 33.33​ Smin (MVA)​ 16.66​ 23.33​ 6.67​ 13.33​ 26.66​ 30​ 24​ 20​ Loại hộ phụ tải​ I​ I​ III​ I​ I​ I​ I​ I​ Yêu cầu ĐC điện áp​ T​ T​ T​ KT​ KT​ KT​ KT​ KT​ Điện áp thứ cấp (kV)​ 22​ 22​ 22​ 22​ 22​ 22​ 22​ 22​ - Phụ tải cực tiểu : Pmin = 0,6Pmax
- Thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax = 5.500h
II - Phân tích nguồn và phụ tải :
Từ những số liệu trên ta có thể rút ra những nhận xét sau :
Trong hệ thống điện thiết kế có 2 nguồn cung cấp đó là : 2 nhà máy nhiệt điện, khoảng cách giữa 2 nhà máy là 116.62km vì vậy cần phải có sự liên hệ giữa 2 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.
Các phụ tải có công suất khá lớn và được bố trí xung quanh 2 nguồn cung cấp nên rất thuận lợi cho việc cung cấp điện của 2 nhà máy nhiệt điện.
Các phụ tải 1;2;4;5;7;8 là hộ loại I, phụ tải 3 là hộ loại III với chế độ điều chỉnh điện áp cho các phụ tải 4;5;6;7;8 là khác thường. Còn các phụ tải 1;2;3 là thường.
Tổng công suất của nguồn I là 200MW
Tổng công suất nguồn II là 200MW
Do khoảng cách giữa các nhà máy và giữa các phụ tải tương đối lớn nên ta dùng đường dây trên không để dẫn điện.
Các hộ loại I là phụ tải quan trọng nếu ngừng cấp điện có thể gây ảnh hưởng xấu đến an ninh, chính trị, xã hội, gây thiệt hại lớn về kinh tế. Do vậy yêu cầu cung cấp điện phải đảm bảo tính liên tục và ở mức độ cao nên ta phải thiết kế mỗi phụ tải được cung cấp bằng đường dây 2 mạch hoặc cung cấp theo mạch vòng kín.
Các hộ loại III là phụ tải không quan trọng khi mất điện không gây thiệt hại lớn nên mỗi phụ tải chỉ cần cung cấp bằng đường dây 1 mạch.
Đối với dây dẫn để đảm bảo độ bền cơ cũng như yêu cầu về khả năng dẫn điện ta dùng loại dây dẫn AC để truyền tải điện.
Đối với cột thì tuỳ từng vị trí mà ta dùng cột bê tông cốt thép hay cột thép định hình. Với cột đỡ thì dùng cột bê tông ly tâm, các vị trí góc, vượt sông, vượt quốc lộ thì ta dùng cột thép. Trong đồ án nàydự kiến sử dụng cột thép cho toàn tuyến đường dây.
Về mặt bố trí dây dẫn trên cột để đảm bảo về kinh tế, kỹ thuật. Đối với đường dây 2 mạch ta bố trí trên cùng một tuyến cột.



III - Cân bằng công suất tác dụng P :
1 - Mục đích :
Đặc điểm đặc biệt của ngành sản xuất điện là điện năng do các nhà máy điện trong hệ thống sản xuất ra cân bằng với điện năng tiêu thụ của các phụ tải.
Cân bằng công suất trong hệ thống điện trước hết là xem xét khả năng cung cấp và tiêu thụ điện trong hệ thống điện có cân bằng hay không. Sau đó định ra phương thức vận hành cho từng nhà máy điện trong hệ thống ở các trạng thái vận hành khi phụ tải cực đại, cực tiểu và chế độ sự cố. Dựa trên sự cân bằng của từng khu vực, đặc điểm và khả năng cung cấp của từng nguồn điện.
Trong hệ thống điện, chế độ vận hành ổn định chỉ có thể tồn tại khi có sự cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng.
Cân bằng công suất tác dụng để giữ ổn định tần số trong hệ thống điện.
Cân bằng công suất phản kháng ở hệ thống điện nhằm ổn định điện áp toàn mạng.
Sự mất ổn định về điện áp cũng làm ảnh hưởng đến tần số trong toàn hệ thống và ngược lại.
Ta có phương trình cân bằng công suất tác dụng như sau :
SPf = m . Ppt max + SDmđ + SPtd + SPdt​ Trong đó :
- SPf : Là tổng công suất tác dụng định mức của các nhà máy điện.
Thay số vào ta có : SPf = PNĐI + PNĐII = 200 + 200 = 400MW
- m : Là hệ số đồng thời trong đồ án này lấy (m = 1)
- Pptmax : Là công suất tác dụng của các phụ tải trong hệ thống ở chế độ cực đại.
Pptmax = P1 + P2 + P3 + P4 + P5 + P6 + P7 + P8 ​ = 25 + 35 + 10 + 20 + 40 + 45 + 36 + 30 = 241 MW​ - SDPmđ : Là tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến
áp trong mạng điện đang thiết kế. Tổn thất này phụ thuộc vào bình phương
phụ tải. Nhưng trong thiết kế sơ bộ coi như một số không đổi lấy bằng 5%Ppt.
SDPmđ = 5% 241 = 12,05 MW
- SPtd : Là tổng công suất tác dụng tự dùng trong các nhà máy điện. Ta chọn :
SPtd = 10% (m Ppt + SDPmđ)
SPtd = 0,1 (241 + 12,05) = 25,305 MW​ - SPdt : Tổng công suất tác dụng dự trữ trong hệ thống điện (bao gồm dự trữ sự cố, dự trữ phụ tải, dự trữ bảo dưỡng, tu sửa, dự trữ phát triển .)
SPdt = SPf - m SPptmax - SDPmđ - SPtd​ = 400 - 241 - 12,05 - 25,305 = 121,645 MW
SPdt thường nằm trong khoảng 10 - 15% tổng công suất phụ tải và không được bé hơn công suất của 1 tổ máy lớn nhất trong hệ thống. như vậy mới đảm bảo được cung cấp điện liên tục và không phải cắt bớt phụ tải khi tổ máy phát lớn nhất của hệ thống gặp sự cố phải ngừng làm việc.
SPdt = 121,645 MW > 100MW là công suất của tổ máy lớn nhất, như vậy hệ thống đảm bảo đủ công suất tác dụng trong mọi chế độ vận hành của hệ thống.
2 - Cân bằng công suất phản kháng Q :
Để giữ điện áp bình thường cần có sự cân bằng công suất phản kháng ở hệ thống điện nói chung và từng khu vực nói riêng. Sự thiếu hụt công suất phản kháng sẽ làm cho chất lượng điện áp giảm khi dư thừa công suất phản kháng sẽ làm cho điện áp tăng, cả hai trường hợp quá áp và sụt áp đều ảnh hưởng đến chất lượng điện năng của hệ thống điện.
Phương trình cân bằng công suất phản kháng :
SQf + SQb = m .Qpt max + SDQB + SDQL - SDQC + SQtd + SQdt​ Trong đó :
- SQf : Là tổng công suất phản kháng định mức của các nhà máy điện được tính như sau :
SQf = SPf . tgjf
tgjf được tính theo cosjf = 0,85 ® tgjf = 0,62
Vậy : SQf = 400 0,62 = 248 MVAr
-Qpt max : Là tổng công suất phản kháng cực đại của các phụ tải có xét đến hệ số đồng thời (m = 1).
Qpt max = SPptmax . tgji​ Với cosj = 0,90 ® tgj = 0,48
Qptmax = 2410,48 = 115,68 MVAr
- SDQB : Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp của hệ thống thường lấy
SDQB = 15% SQptmax
= 0,15 115,68 = 17,352 MVAr
- SDQL : Tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây của mạng điện.
- SDQC : Tổng công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây cao áp sinh ra. Đối với bước tính sơ bộ, với mạng điện khu vực coi :
SDQL = SDQC ​ - SQtd : Tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy điện.
SQtd = SPtd . tgjtd với cosjtd = 0,7 ® 0,8;chọn cosjtd =0,8® tgjtd = 0,75​ nên åQtd = 25,305 0,75 = 18,98 MVAr
- SQdt : Tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống. Lấy SQdt bằng công suất phản kháng của tổ máy lớn nhất trong hệ thống.
SQdt = PfNĐI . tgjf = 100 0,62 = 62MVAr​ Từ phương trình cân bằng công suất phản kháng :
SQf + SQb = m SQpt + SQB + SQtd + SQdt​ Thay số vào ta có : 248 + SQb = 115,68 + 17,352 + 18,98 + 62 = 214,012
Suy ra : SQb = 214,012 - 248 = - 33,988 MVAr
Vậy SQb < 0 nên ta không phải tiến hành bù sơ bộ công suất phản kháng cho mạng thiết kế.
3 - Sơ bộ xác định phương thức vận hành cho hai nhà máy :
a. Khi phụ tải cực đại :
Nếu chưa kể đến dự trữ, tổng công suất yêu cầu của hệ thống là :
SPyc = m SPpt + SDPmđ + SPtd = 241 + 12,05 + 25,305 = 278,805 MW​ Lượng công suất này chiếm 69,7% tổng công suất phát định mức của 2 nhà máy điện.
Để đảm bảo cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống, ta huy động tổ máy có công suất đơn vị lớn hơn trong hệ thống nhận phụ tải trước để đảm bảo tính kinh tế cao hơn. Nhưng theo đầu bài ra ta có các tổ máy của nhà máy I và II có công suất đơn vị bằng nhau.
Công suất của 1 nhà máy làm chủ đạo (chẳng hạn nhà máy I) phát lên lưới là :
PvhI = Pf1 - Ptd1 = 80% Pđm1 - 10% (80% . Pđm1) = 144MW​ Như vậy nhà máy II sẽ còn phải đảm nhận :
Pf2= SPyc - Pf1 = 278,805 - 160 = 118,808 MW (chiếm 59,4% PđmII)​ Trong đó tự dùng là :
Ptd2 = Ptd - Ptd1 = 25,305 - 16 = 9,305MW​ b. Khi phụ tải cực tiểu :
Tương tự ta có :
SPycmin = m SPptmin + SDPmđ + SPtd = 144,6 + 7,23 + 15,183​ = 167,283 MW
Lượng công suất này chiếm 41,82% công suất phát định mức của 2 nhà máy. Khi phụ tải cực tiểu do công suất yêu cầu thấp, nên cần phân bố lại công suất cho hai nhà máy.
Nhà máy I vẫn giữ vai trò chủ đạo nhưng chỉ phát lên lưới một tổ máy công suất định mức là 100MW.
Pvh1 = Pf1 - Ptd1 = 80%Pđm1 - 10% (80%Pđm1) = 72MW​ Như vậy nhà máy II sẽ cón phải đảm nhận :
Pf2 = SPycmin - Pf1 = 167,283 - 80 = 87,293 MW
Để đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật và kinh tế với công suất còn lại phải phát, nhà máy II cũng chỉ nên phát 1 tổ máy có công suất định mức là 100 MW. Tự dùng của nhà máy II là :
Ptd2 = Ptd - Ptd1 = 15,183 - 8 = 7,183 MW​ c. Trường hợp sự cố :
Ta xét trường hợp sự cố 1 tổ máy bên nhà máy I trong khi phụ tải cực đại.
Theo tính toán và phân bố công suất cho từng nhà máy khi phụ tải cực đại như trên, ta thấy rằng nếu trước khi sự cố, nhà máy I phát 80% Pđm thì khi sự cố 1 tổ máy lượng công suất nhà máy II phải phát tăng lên để gánh cho nhà máy I là 72MW, Công suất phát của nhà máy NĐII là :
Pf2 = SPyc - Pf1 = 278,805 - 72 = 206,805 MW (lớn hơn PđmII)​ Để đảm bảo các yêu cầu tối thiểu về kỹ thuật và kinh tế ta cần tìm ra phương thức vận hành hợp lý cho cả hai nhà máy.
Phương thức vận hành mới sẽ là : Sau khi sự cố, nâng công suất phát của tổ máy còn lại nhà máy I lên 100%Pđm. Khi đó công suất còn phát lên lưới của nhà máy I là :
Pvh1 = Pf1 - Ptd1 = Pđm1 - 10%Pđm1 = 100 - 10% x 100 = 90MW
Công suất phát của nhà máy II sẽ là :
Pf2 = SPyc - Pf1 = 278,805 - 100 = 178,805 MW (chiếm 89,4%PđmII)​ Như vậy trong trường hợp sự cố nguy hiểm nhất hai nhà máy vẫn đảm bảo cung cấp đủ công suất yêu cầu của hệ thống.
​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​
Chương II​ CÁC PHƯƠNG ÁN CỦA LƯỚI ĐIỆN,CHỌN ĐIỆN ÁP VÀ DÂY DẪN,​ KIỂM TRA CÁC CHỈ TIÊU KỸ THUẬT​
I - Nguyên tắc chung :
Lựa chọn cấp điện áp vận hành cho mạng điện là một nhiệm vụ rất quan trọng, bởi vì trị số điện áp ảnh hưởng trực tiếp đến các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện. Để chọn được cấp điện áp hợp lý phải thoả mãn yêu cầu sau ;
- Phải đáp ứng được yêu cầu mở rộng phụ tải sau này.
- Cấp điện áp phù hợp với tình hình lưới điện hiện tại và phù hợp với tình hình lưới điện quốc gia.
- Bảo đảm tổn thất điện áp từ nguồn đến phụ tải trong quy phạm
DU% = ​ Từ công thức ta thấy điện áp càng cao thì DU càng nhỏ, truyền tải công suất càng lớn.
- Tổn thất công suất :
DP = ​ Khi điện áp càng cao thì tổn hao công suất càng bé, sử dụng ít kim loại màu (do I nhỏ) tuy nhiên lúc điện áp tăng cao thì chi phí cho xây dựng mạng điện càng lớn và giá thành của thiết bị tăng cao.
II - Tính toán cấp điện áp của mạng điện :
Điện áp định mức của mạng điện thiết kế được chọn đồng thời với sơ đồ cung cấp điện. Điện áp định mức sơ bộ của mạng điện có thể xác định theo giá trị của công xuất trên mỗi đường dây trong mạng điện đang thiết kế.
Từ sơ đồ hình tia cấp điện cho các phụ tải (theo phương án 1). Từ bản đồ cấp điện đã cho (theo tỷ lệ 1 đơn vị = 10km) ta tính được chiều dài mỗi đường dây (theo tam giác vuông). Rồi tính U của các nhánh đó theo công thức kinh nghiệm sau :
Ui = 4,34 . ​ Trong đó :
- Ui : Là điện áp vận hành trên đường dây thứ i tính bằng (kV).
- li : Là chiều dài đường dây thứ i (km)
- Pi : Là công suất tác dụng chuyên tải trên đường dây thứ i (MW)
Để đơn giản ta chỉ chọn phương án hình tia như sau :




​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​




1) Tính điện áp vận hành trên đường dây NĐI-1 :
Dựa vào sơ đồ địa lý của mạng điện thiết kế (hình 1.1 và số liệu bảng 1.1) ta có :
UNĐI-1 = 4,34 ​ 2) Tính điện áp vận hành trên đường dây NĐI-2 :
UNĐI-2 = 4,34 ​ 3) Tính điện áp vận hành trên đường dây NĐI-3 :
UNĐI-3 = 4,34 ​ 4) Tính điện áp vận hành trên đường dây NĐI-4 :
UNĐI-4 = 4,34 ​ 5) Tính điện áp trên đư-ờng dây NĐII-5 bằng :
NĐII-5 = 4,34
​ 6) Tính điện áp vận hành trên đường dây NĐI-6 :
Nguồn I và II có công suất phát bằng nhau,do đó : PNĐI-6 = PNĐII-6 = 45:2 = 22,5 MW
Công suất phản kháng do NĐI (và NĐII) truyền vào đường dây (NĐII-6) có thể tính gần đúng như sau :
QNĐI-6 = PNĐI-6 . tgj6 = 22,5 0,484 = 10,89 MVAr​ Như vậy : SNĐI-6 = SNĐII-6 = 22,5 + j10,89 MVA
- Điện áp tính toán trên đường dây NĐI-6 bằng :
UNĐI-6 = 4,34
- Điện áp tính toán trên đường dây NĐII-6 bằng :
UNĐII-6 = 4,34
7) Tính điện áp trên đường dây NĐII-7 bằng :
NĐII-7 = 4,34
8) Tính điện áp trên đường dây NĐII-8 bằng :
NĐII-8 = 4,34
Ta có bảng kết quả sau :
Bảng 2.1 - Kết quả tính toán điện áp của mạng điện​

.​


Lộ Đường dây​ li (km)​ S (MVA)​ Ui (kV)​ NĐI-1​ 41,23​ 25 + j12,1​ 91,16​ NĐI-2​ 44,72​ 35 + j16,94​ 106,72​ NĐI-3​ 78,1​ 10 + j4,84​ 66,97​ NĐI-4​ 82,46​ 20 + j9,68​ 87,07​ NĐI-6​ 58,3​ 22,5 + j10,89​ 88,76​ NĐII-5​ 44,72​ 40 + j19,36 ​ 113,56​ NĐII-6​ 50​ 22,5 + j10,89​ 87,88​ NĐII-7​ 80​ 36 + j17,42​ 111,16​ NĐII-8​ 58,3​ 30 + j14,52​ 100,69​ Từ kết quả trong bảng trên ta thấy U thấp nhất tính được là 66,97kV và U cao nhất tính được là 113,56kV. Để thuận tiện cho việc lựa chọn các phần tử của mạng điện ta chọn điện áp định mức của mạng thiết kế là 110kV.


III: Dự kiến các phương án nối dây của mạng điện, lựa chọn sơ bộ các phương án nối dây :
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.
Từ các vị trí đã cho của các phụ tải và các nguồn cung cấp cần dự kiến một số phương án tốt nhất sẽ chọn được phương án tối ưu trên cơ sở so sánh kinh tế - kỹ thuật các phương án đó.
Những phương án được lựa chọn để tiến hành so sánh về mặt kinh tế phải là những phương án thoả mãn các yêu cầu kỹ thuật của mạng điện.
Những yêu cầu kỹ thuật chủ yếu đối với các mạng điện là độ tin cậy và chất lượng cao của điện năng cung cấp cho các hộ tiêu thụ. Để thực hiện yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ loại I, cần đảm bảo dự phòng 100% trong mạng điện, đồng thời dự phòng được đóng tự động. Vì vậy để cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ loại I có thể sử dụng đường dây hai mạch hay mạch vòng kín.
Các hộ loại III được cung cấp điện bằng đường dây một mạch.
Trên cơ sở phân tích những đặc điểm của nguồn cung cấp và các phụ tải cũng như vị trí của chúng có thể dự kiến 4 phương án hợp lý nhất đó là 4 phương án như ở hình 2-2a,b,c,d.









IV - Các chỉ tiêu để so sánh về mặt kỹ thuật giữa các phương án :
1. Chọn tiết diện dây dẫn :
Các mạng điện 110kV được thực hiện chủ yếu bằng các đường dây trên không, các dây dẫn được sử dụng là dây nhôm lõi thép, đồng thời các dây dẫn thường được đặt trên các cột bê tông ly tâm hay cột thép tuỳ theo địa hình đường dây đi qua. Đối với đường dây 110kV khoảng cách trung bình hình học giữa dây dẫn các pha bằng 5m (Dtb = 5m)
Đối với các mạng điện khu vực, các tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ kinh tế của dòng điện.
Nghĩa là : F =
Trong đó : - Imax : Là dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ
tải cực đại (A)
- jkt : Là mật độ kinh tế của dòng điện (A/mm2)
Với dây dẫn AC và Tmax = 5500h thì tra được jkt = 1A/mm2
Dòng điện chạy trên đường dây trong các chế độ phụ tải cực đại được xác định theo công thức :
Imax = ​ Trong đó : - n : Số mạch của đường dây (đường dây một mạch n=1,
đường dây 2 mạch n=2)
- Uđm : Điện áp định mức của mạng điện (kV)
- Smax : Công suất chạy trên đường dây khi phụ tải cực
đại (MVA)
Dựa vào tiết diện dây dẫn tính được theo công thức trên tiến hành chọn tiết diện tiêu chuẩn gần nhất và kiểm tra các điều kiện về sự tạo thành vầng quang đồ bền cơ của đường dây và phát nóng dây dẫn trong các chế độ sau sự cố.
Đối với đường dây 110kV để không xuất hiện vầng quang các dây nhôm lõi thép cần phải có tiết diện ³ 70mm2.
Đồ bền cơ của đường dây trên không thường được phối hợp điều kiện về vầng quang của dây dẫn, cho nên không cần kiểm tra điều kiện này.
Để đảm bảo cho đường dây vận hành bình thường trong các chế độ sau sự cố cần phải có điều kiện sau :
Isc £ Icp​ Trong đó : - Isc : Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ sự cố
- Icp : Dòng điện làm việc lâu dài cho phép của dây dẫn.
2. Kiểm tra lại các điều kiện sau :
- Kiểm tra phát nóng dây dẫn :
Theo điều kiện : Iscmax < K . Icp
Trong đó : - Iscmax : Là dòng điện lớn nhất trong các trường hợp sự cố
(lộ kép hay mạch vòng bị đứt một dây)
- Icp : Là dòng điện làm việc lâu dài trên dây dẫn, ứng với
nhiệt độ tối đa là 25oC
- K : Là hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ, K = 0,8 (ứng với
nhiệt độ môi trường là 35 oC)
- Kiểm tra tổn thất điện áp trong điều kiện bình thường và điều kiện sự cố :
Tổn thất điện áp được tính theo biểu thức :
DU = ​ Phải thoả mãn điều kiện :
- Lúc bình thường : DUbtmax % £ DUbtcp% = 10%
- Lúc sự cố : DUscmax % £ DUsccp% = 20%
Với hộ tiêu thụ dùng máy biến áp có điều chỉnh điện áp dưới tải thì xét theo điều kiện sau :
- Lúc bình thường : DUbtmax % £ 15%
- Lúc sự cố : DUscmax % £ 25%

V - Tính toán về mặt kỹ thuật của các phương án :
A. Phương án 1 : Sơ đồ mạng điện của phương án I cho trên hình 2.2a
1. Chọn tiết điện dây dẫn :
Khi tính tiết diện các dây dẫn cần sử dụng các dòng công suất ở bảng 3.1
a) Chọn tiết diện dây dẫn của đường dây NĐI-6 :
Công suất từ NĐI truyền vào đường dây NĐI-4 đã được xác định ở mục trước là :
S = 22,5 + j10,89 MVA​ Dòng điện trên đường dây khi phụ tải cực đại bằng :
INĐI-6 =
Tiết diện dây dẫn có giá trị :
FNĐI-6 =
Để không xuất hiện vầng quang trên đường dây cần chọn dây dẫn AC có tiết diện F = 70mm2 và dòng điện cho phép Icp = 265A
Kiểm tra dòng điện chạy trên đường dây trong các chế độ sự cố. Đối với đường dây liên kết NĐI - 6 - NĐII sự cố có thể xảy ra trong 2 trường hợp sau :
- Ngừng một mạch trên đường dây
- Ngừng một tổ máy phát điện của NĐI
Nếu ngừng một mạch của đường dây thì dòng điện trên mạch còn lại bằng :
I1sc = 2INĐI-6 = 2 65,9 = 131,8 A​ Như vậy I1sc = 131,8A < 0,8Icp = 212A vậy đảm bảo điều kiện phát nóng khi sự cố
Khi ngừng một tổ máy phát điện NĐI thì một máy phát còn lại sẽ phát 100% công suất NĐI bằng :
Pf1 = 1 100 = 100MW​ Công suất tự dùng của nhà máy bằng :
Ptd = 0,01 100 = 10MW​ Công suất chạy trên đường dây bằng :
PNĐI-6 = Pf1 - Ptd - PNĐI-6 - DPNĐI​ Ta có :
PNĐI = P1 +P2 +P3 +P4 =25+35+10+20=90MW ;
DPNĐI = 0,05 PNĐI =0,0590=4,5 MW
Do đó : PNĐI-6 = 100 - 10 - 90 - 4,5 = - 4,5MW
Như vậy trong chế độ sự cố này NĐII cần cung cấp cho nhà máy NĐI bằng 4,5MW.
Công suất phản kháng chạy trên đường dây có thể tính gần đúng như sau:
QNĐ1-6 = PNĐI-6 tgjf1 = 4,5 0,62 = 2,79MVAr​ Do đó : S6-NĐI = 4,5 + j2,79 MVA
Dòng công suất từ NĐII truyền vào đường dây NĐII-6 bằng :
SNĐII-6 = S6 + S6-NĐI
= 45 + j21,78 + 4,5 + j2,79 = 49,5 + j24,57 MVA
Dòng điện chạy trên đường dây 4-NĐI :
I2sc = ​ Kết quả tính cho thấy rằng : I2sc < 0,8Icp = 212 A Þ đảm bảo vận hành
b) Tính tiết diện đường dây NĐII-6 :
Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại.
INĐII-6 = ​ Tiết diện dây dẫn :
FNĐII-6 = ​ Chọn dây dẫn AC - 70 ; Icp = 265
Khi ngừng một đường dây, dòng điện chạy trên mạch còn lại có giá trị.
I1sc = 2 65,6 = 131,2A < 0,8Icp = 212A​ Trường hợp hỏng một tổ máy của NĐI, dòng điện chạy trên đường bằng :
I2sc = ​ c) Tính tiết diện dây dẫn của đường dây NĐI-1 :
Dòng điện chạy trên đường dây bằng :
INĐI-1 = ​ Tiết diện dây dẫn có giá trị :
FNĐI-1 = ​ Chọn dây dẫn AC - 95 ; Icp = 330A
Khi ngừng một mạch đường dây, dòng điện chạy trên mạch còn lại bằng:
Isc = 2 72,89 = 145,78A​ Như vậy Iscmax < 0,8Icp = 264A
d) Tính tiết diện dây dẫn của đường dây NĐI-2 :
Dòng điện chạy trên đường dây bằng :
INĐI-2 = ​ Tiết diện dây dẫn có giá trị :
FNĐI-2 = ​ Chọn dây dẫn AC - 120 ; Icp = 380A
e) Tính tiết diện dây dẫn của đường dây NĐI-3 :
Dòng điện chạy trên đường dây bằng :
INĐI-3 = ​ Tiết diện dây dẫn có giá trị :
FNĐI-3 = ​ Chọn dây dẫn AC - 70 ; Icp = 265A
f) Tính tiết diện dây dẫn của đường dây NĐI-4 :
Dòng điện chạy trên đường dây bằng :
INĐI-4 = ​ Tiết diện dây dẫn có giá trị :
FNĐI-4 = ​ Chọn dây dẫn AC - 70 ; Icp = 265A
g) Tính tiết diện dây dẫn của đường dây NĐII-5 :
Dòng điện chạy trên đường dây bằng :
INĐII-5 = ​ Tiết diện dây dẫn có giá trị :
FNĐII-5 = ​ Chọn dây dẫn AC - 120 ; Icp = 380A
h) Tính tiết diện dây dẫn của đường dây NĐII-7 :
Dòng điện chạy trên đường dây bằng :
INĐII-7 = ​ Tiết diện dây dẫn có giá trị :
FNĐII-7 = ​ Chọn dây dẫn AC - 120 ; Icp = 380A
i) Tính tiết diện dây dẫn của đường dây NĐII-8 :
Dòng điện chạy trên đường dây bằng :
INĐII-8 = ​ Tiết diện dây dẫn có giá trị :
FNĐII-8 = ​ Chọn dây dẫn AC - 95 ; Icp = 330A
Khi ngừng một mạch đường dây, dòng điện chạy trên mạch còn lại bằng:
Isc = 2 87,47 = 174,94A​ Như vậy Iscmax < 0,8Icp = 264A
So sánh Isci với KIcpi trên các đoạn ta thấy KIcpi > Isci
Do đó dây dẫn đã chọn trên đều thoả mãn về điều kiện phát nóng lúc sự cố.
Bảng2.2 - Kết quả tính toán của phương án I​ ​ Lộ ĐD​ Simax (MVA)​ Iimax (A)​ Fi tính toán (mm2)​ Fi chọn (mm2)​ Icpi (A)​ Iscimax (A)​ NĐI-1​ 25 + j12,1​ 72,89​ 72,89​ AC-95​ 330​ 145,78​ NĐI-2​ 35 + j16,94​ 102,04​ 102,04​ AC-120​ 380​ 204,08​ NĐI-3​ 10 + j4,84
58,31​ 58,31​ AC-70​ 265​ 116,62​ NĐI-4​ 20 + j9,68
58,31​ 58,31​ AC-70​ 265​ 116,62​ NĐI-6​ 22,5+j10,89
65,6​ 65,6​ AC-70​ 265​ 131,2​ NĐII-5​ 40 + j19,36 ​ 116,62​ 116,62​ AC-120​ 380​ 233,24​ NĐII-6​ 22,5+j10,89
65,6​ 65,6​ AC-70​ 265​ 131,2​ NĐII-7​ 36 + j17,42​ 104,95​ 104,95​ AC-120​ 380​ 209,9​ NĐII-8​ 30 + j14,52​ 87,47​ 87,47​ AC-95​ 330​ 174,94​ Với dây dẫn AC khoảng cách TB hình học giữa các pha DTB = 5m tra bảng ta được các thông số r0 ; x0 ; b0 của các đoạn đường dây, rồi từ đó tính được R ; X ; . Trong sơ đồ thay thế hình Õ của các đường dây theo các công thức sau :
R = r0 . l ; X = x0 . l ; = nb0 . l​ Trong đó : n là số mạch của đường dây, đối với đường dây có 1 mạch thì n = 1, có hai mạch thì n = 2.
Kết quả tính các thông số của tất cả các đường dây trong mạng điện của phương án I được ghi lại ở bảng 2.3
​ ​ ​ Bảng 2.3 - Thông số các đoạn đường dây của phương án I​ ​ Thông số​
Lộ ĐD
Số mạch​ li​ (km)​ Fi chọn​ (mm2)​ r0​ (W/km)​ x0​ (W/km)​ b0.10-6​ (S/km)​ R​ (W)​ X​ (W)​ .10-4 S​ NĐI-1​ 2​ 41,23​ AC-95​ 0,33​ 0,429​ 2,65​ 6,8​ 8,84​ 1,09​ NĐI-2​ 2​ 44,72​ AC-120​ 0,27​ 0,423​ 2,69​ 6,04​ 9,46​ 1,2​ NĐI-3​ 1​ 78,1​ AC-70​ 0,46​ 0,44​ 2,58​ 35,93​ 34,36​ 1​ NĐI-4​ 2​ 82,46​ AC-70​ 0,46​ 0,44​ 2,58​ 18,96​ 18,14​ 2,13​ NĐI-6​ 2​ 58,3​ AC-70​ 0,46​ 0,44​ 2,58​ 13,41​ 12,83​ 1,5​ NĐII-5​ 2​ 44,72​ AC-120​ 0,27​ 0,423​ 2,69​ 6,04​ 9,46​ 1,2​ NĐII-6​ 2​ 50​ AC-70​ 0,46​ 0,44​ 2,58​ 11,5​ 11​ 1,29​ NĐII-7​ 2​ 80​ AC-120​ 0,27​ 0,423​ 2,69​ 10,8​ 16,92​ 2,15​ NĐII-8​ 2​ 58,3​ AC-95​ 0,33​ 0,429​ 2,65​ 9,62​ 12,5​ 1,54​ 2. Tính tổn thất điện áp trong mạch điện :
Điện năng cung cấp cho hộ tiêu thụ được đặc trưng bằng tần số của dòng điện và độ lệch điện áp so với điện áp định mức trên các cực của thiết bị dùng điện. Khi thiết kế các mạng điện thường giả thiết rằng hệ thống hoặc các nguồn cung cấp có đủ công suất tác dụng để cung cấp cho các phụ tải. Do đó không xét đến vấn đề duy trì tần số.
Vì vậy chỉ tiêu chất lượng của điện năng là giá trị của độ lệch điện áp ở các hộ tiêu thụ so với điện áp định mức ở mạng điện thứ cấp.
Khi chọn sơ bộ các phương án cung cấp điện có thể đánh giá chất lượng điện năng theo các giá trị của tổn thất điện áp.
Khi tính toán sơ bộ các mức điện áp trong trạm hạ áp, có thể chấp nhận là phù hợp nếu trong chế độ phụ tải cực đại các tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện một cấp điện áp không vượt quá 10¸15% trong chế độ làm việc bình thường, còn trong các chế độ sau sự cố các tổn thất điện áp lớn nhất không vượt quá 20¸25% nghĩa là :
DUmaxbt% £ 10¸15%
DUmaxsc% £ 20¸25%
Đối với các tổn thất điện áp như vậy, cần sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải trong các trạm hạ áp.
Tổn thất điện áp trên đường dây thứ i nào đó khi vận hành bình thường được xác định theo công thức :
DUibt = ​ Trong đó : - Pi,Qi : Công suất tác dụng và công suất phản kháng chạy
trên đường dây thứ i.
- Ri,Xi : Điện trở và điện kháng của đường dây thứ i.
Đối với các đường dây có hai mạch, nếu ngừng một mạch thì tổn thất điện áp trên đường dây bằng :
DUisc% = 2DUibt%​ Các giá trị DU% phải thoả mãn điều kiện :
DUmaxbt% £ 10¸15%
DUmaxsc% £ 20¸25%
Khi tính toán tổn thất điện áp, các thông số được lấy trong bảng 2.2 và bảng 2.3.
a) Tính tổn thất điện áp trên đường dây NĐI-1 :
Trong chế độ làm việc bình thường, tổn thất điện áp trên đường dây bằng
DU1bt% = ​ Khi một mạch của đường dây ngừng làm việc, tổn thất điện áp trên đường dây có giá trị :
DU1sc% = 2DU1bt% = 2 2,29 = 4,58%​ b) Tính tổn thất điện áp trên đường dây NĐI-6 :
Trong chế độ làm việc bình thường, tổn thất điện áp trên đường dây bằng
DUI-6bt% = ​ Khi một mạch của đường dây ngừng làm việc, tổn thất điện áp trên đường dây có giá trị :
DUI-6sc% = 2DUI-6bt% = 2 3,65 = 7,3%​ c) Tính tổn thất điện áp trên đường dây NĐII-6 :
Trong chế độ làm việc bình thường, tổn thất điện áp trên đường dây bằng
DUII-6bt% = ​ Khi một mạch của đường dây ngừng làm việc, tổn thất điện áp trên đường dây có giá trị :
DUII-6sc% = 2DUII-6bt% = 2 3,13 = 6,26%​ Khi sự cố hỏng một tổ máy của NĐI :
DUII-6sc% = ​ Bảng 2.4-Các giá trị tổn thất điện áp trong mạng điện của phương án I

Tên lộ​ DUmaxbt%​ DUmaxsc%​ Tên lộ​ DUmaxbt%​ DUmaxsc%​ NĐI-1​ 2.29​ 4.58​ NĐII-5​ 3.51​ 7.02​ NĐI-2​ 3.07​ 6.14​ NĐII-6​ 3.13​ 6.94​ NĐI-3​ 4.34​ 8.69​ NĐII-7​ 5.44​ 10.88​ NĐI-4​ 4.59​ 9.17​ NĐII-8​ 3.89​ 7.78​ NĐI-6​ 3.65​ 7.30​ ​ ​ ​ Từ các kết quả trong bảng 2.4 nhận thấy rằng, tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện trong phương án I có giá trị :
DUmaxbt% = DU2bt% = 5,44% < DUbtcp% = 15%​ Tổn thất lớn nhất khi sự cố bằng :
DUmaxsc% = DUNĐII-4sc% = 10,88%< DU sccp% = 20%​ Tính toán đối với các phương án còn lại được tiến hành tương tự như với phương án I.
Để thuận tiện, trong mỗi phương án còn lại chỉ tính bằng phương pháp xác định các thông số chế độ đối với những trường hợp đặc biệt có trong sơ đồ mạng điện.
B. Phương án 2:
​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ Bảng 2.5 - Kết quả tính toán của phương án II​ ​ Lộ ĐD​ Simax (MVA)​ Iimax (A)​ Fi tính toán (mm2)​ Fi chọn (mm2)​ Icpi (A)​ Iscimax (A)​ NĐI-1​ 25+j12,1​ 72.89​ 72.89​ AC-95​ 335​ 145.78​ NĐI-2​ 60+j29,04​ 174.93​ 174.93​ AC-185​ 510​ 349.87​ 2-3​ 10+j4,84​ 58.31​ 58.31​ AC-70​ 265​ 58.31​ NĐI-4​ 20+j9,68​ 58.31​ 58.31​ AC-70​ 265​ 116.62​ NĐI-6​ 22,5+j10,89​ 65.60​ 65.60​ AC-70​ 265​ 131.20​ NĐII-5​ 40+j19,36​ 116.62​ 116.62​ AC-120​ 380​ 233.24​ NĐII -6​ 22,5+j10,89​ 65.60​ 65.60​ AC-70​ 265​ 131.20​ NĐII-8​ 66+j31,94​ 192.43​ 192.43​ AC-240​ 605​ 384.85​ 8-7​ 36+j17,42​ 104.96​ 104.96​ AC-120​ 380​ 209.92​ Bảng 2.6 - Thông số các đoạn đường dây của phương án II​ ​ Thông số​
Lộ ĐD
Số mạch​ li​ (km)​ Fi chọn​ (mm2)​ r0​ (W/km)​ x0​ (W/km)​ b0.10-6​ (S/km)​ R​ (W)​ X​ (W)​ NĐI-1​ 2​ 41.23​ AC-95​ 0.33​ 0.429​ 2.65​ 6.80​ 8.84​ NĐI-2​ 2​ 44.72​ AC-185​ 0.17​ 0.414​ 2,84​ 3.80​ 9.26​ 2-3​ 1​ 36​ AC-70​ 0.46​ 0.44​ 2,58​ 16.56​ 15.84​ NĐI-4​ 2​ 78.1​ AC-70​ 0.46​ 0.44​ 2,58​ 17.96​ 17.18​ NĐI-6​ 2​ 58.3​ AC-70​ 0.46​ 0.44​ 2,58​ 13.41​ 12.83​ NĐII-5​ 2​ 44.72​ AC-120​ 0.27​ 0.423​ 2,69​ 6.04​ 9.46​ NĐII -6​ 2​ 50​ AC-70​ 0.46​ 0.46​ 2,58​ 11.50​ 11.50​ NĐII-8​ 2​ 58.3​ AC-240​ 0.13​ 0.39​ 2,86​ 3.79​ 11.37​ 8-7​ 2​ 42.43​ AC-120​ 0.27​ 0.423​ 2,69​ 5.73​ 8.97​









​ ​ Bảng 2.7 - Tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây trong mạng điện phương án II​
Lộ ĐD​ DUmaxbt%​ DUmaxsc%​ Lộ ĐD​ DUmaxbt%​ DUmaxsc%​ NĐI-1​ 2.29​ 4.58​ NĐII-5​ 3.51​ 7.02​ NĐI-2​ 4.11​ 8.21​ NĐII -6​ 3.17​ 6.35​ 2-3​ 2.00​ 4.00​ NĐII-8​ 5.07​ 10.14​ NĐI-4​ 4.34​ 8.69​ 8-7​ 3.00​ 5.99​ NĐI-6​ 3.65​ 7.30​ ​ ​ ​





C. Phương án 3:
​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ Bảng 2.8 - Kết quả tính toán của phương án III​ ​ Lộ ĐD​ Simax (MVA)​ Iimax (A)​ Fi tính toán (mm2)​ Fi chọn (mm2)​ Icpi (A)​ Iscimax (A)​ NĐI-1​ 29.61+j14.33​ 172.66​ 172.66​ AC-185​ 510​ 172.66​ 1-2​ 4.61+j2.23​ 26.88​ 26.88​ AC-70​ 265​ 26.88​ NĐI-2​ 30.39+j14.71​ 177.21​ 177.21​ AC-185​ 510​ 177.21​ NĐI-4​ 30+j14.52​ 87.47​ 87.47​ AC-95​ 330​ 174.93​ 4-3​ 10+j4.84​ 58.31​ 58.31​ AC-70​ 265​ 58.31​ NĐI-6​ 22.5+j10.89​ 65.60​ 65.60​ AC-70​ 265​ 131.20​ NĐII-5​ 40+j19.36​ 116.62​ 116.62​ AC-120​ 380​ 233.24​ NĐII-6​ 22.5+j10.89​ 65.60​ 65.60​ AC-70​ 265​ 131.20​ NĐII -8​ 66+j31.94​ 192.43​ 192.43​ AC-240​ 605​ 384.85​ 8-7​ 36+j17.92​ 104.96​ 104.96​ AC-120​ 380​ 209.92​ Bảng 2.9 - Thông số các đoạn đường dây của phương án III​ Thông số​
Lộ ĐD
Số mạch​ li​ (km)​ Fi chọn​ (mm2)​ r0​ (W/km)​ x0​ (W/km)​ R​ (W)​ X​ (W)​ NĐI-1​ 1​ 41.23​ AC-185​ 0.17​ 0.414​ 7.01​ 8.53​ 1-2​ 1​ 30​ AC-70​ 0.46​ 0.44​ 13.80​ 6.60​ NĐI-2​ 1​ 44.72​ AC-185​ 0.17​ 0.414​ 7.60​ 18.51​ NĐI-4​ 2​ 82.46​ AC-95​ 0.33​ 0.429​ 13.61​ 17.69​ 4-3​ 1​ 50​ AC-70​ 0.46​ 0.44​ 23.00​ 11.00​ NĐI-6​ 2​ 58.3​ AC-70​ 0.46​ 0.44​ 13.41​ 12.83​ NĐII-5​ 2​ 44.72​ AC-120​ 0.27​ 0.423​ 6.04​ 9.46​ NĐII-6​ 2​ 50​ AC-70​ 0.46​ 0.44​ 11.50​ 11.00​ NĐII -8​ 2​ 58.3​ AC-240​ 0.13​ 0.39​ 3.79​ 11.37​ 8-7​ 2​ 42.43​ AC-120​ 0.27​ 0.423​ 5.73​ 8.97​ ​ Bảng 2.10 - Tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây trong mạng điện phương án III​
Lộ ĐD​ DUmaxbt%​ DUmaxsc%​ Lộ ĐD​ DUmaxbt%​ DUmaxsc%​ NĐI-1​ 2.73​ 5.45​ NĐI-6​ 3.65​ 7.30​ 1-2​ 0.65​ 1.29​ NĐII-5​ 3.51​ 7.02​ NĐI-2​ 4.16​ 8.32​ NĐII-6​ 3.13​ 6.26​ NĐI-4​ 5.50​ 10.99​ NĐII -8​ 5.07​ 10.14​ 4-3​ 2.34​ 4.68​ 8-7​ 3.00​ 5.99​
D. Phương án 4:
​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ Bảng 2.11 - Kết quả tính toán của phương án IV​ ​ Lộ ĐD​ Simax (MVA)​ Iimax (A)​ Fi tính toán (mm2)​ Fi chọn (mm2)​ Icpi (A)​ Iscimax (A)​ NĐI-1​ 25+j12.1​ 72.89​ 72.89​ AC-95​ 330​ 145.78​ NĐI -2​ 45+j21.78​ 131.20​ 131.20​ AC-150​ 445​ 262.40​ 2-3​ 10+j4.84​ 58.31​ 58.31​ AC-70​ 265​ 58.31​ NĐI-4​ 20+j9.68​ 58.31​ 58.31​ AC-70​ 265​ 116.62​ NĐI-6​ 22.5+j10.89​ 65.60​ 65.60​ AC-70​ 265​ 131.20​ NĐII-5​ 40+j19.36​ 116.62​ 116.62​ AC-120​ 380​ 233.24​ NĐII-6​ 22.5+j10.89​ 65.60​ 65.60​ AC-70​ 265​ 131.20​ NĐII-7​ 29.74+j14.39​ 173.42​ 173.42​ AC-185​ 510​ 173.42​ 7 -8​ 6.26+j23.03​ 36.50​ 36.50​ AC-70​ 265​ 36.50​ NĐII-8​ 36.26+j17.55​ 211.44​ 211.44​ AC-240​ 605​ 211.44​ Bảng 2.12 - Thông số các đoạn đường dây của phương án IV​ ​ Thông số​
Lộ ĐD
Số mạch​ li​ (km)​ Fi chọn​ (mm2)​ r0​ (W/km)​ x0​ (W/km)​ R​ (W)​ X​ (W)​ NĐI-1​ 2​ 41.23​ AC-95​ 0.33​ 0.429​ 6.80​ 8.84​ NĐI -2​ 2​ 44.72​ AC-150​ 0.21​ 0.416​ 4.70​ 9.30​ 2-3​ 1​ 36​ AC-70​ 0.46​ 0.44​ 16.56​ 15.84​ NĐI-4​ 2​ 82.46​ AC-70​ 0.46​ 0.44​ 18.97​ 18.14​ NĐI-6​ 2​ 58.3​ AC-70​ 0.46​ 0.44​ 13.41​ 12.83​ NĐII-5​ 2​ 44.72​ AC-120​ 0.27​ 0.423​ 6.04​ 9.46​ NĐII-6​ 2​ 50​ AC-70​ 0.46​ 0.44​ 11.50​ 11.00​ NĐII-7​ 1​ 80​ AC-185​ 0.17​ 0.414​ 13.60​ 33.12​ 7 -8​ 1​ 58.3​ AC-70​ 0.46​ 0.44​ 26.82​ 25.65​ NĐII-8​ 1​ 42.43​ AC-240​ 0.13​ 0.39​ 5.52​ 16.55​ Bảng 2.13 - Tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây trong mạng điện phương án IV​
Lộ ĐD​ DUmaxbt%​ DUmaxsc%​ Lộ ĐD​ DUmaxbt%​ DUmaxsc%​ NĐI-1​ 2.29​ 4.58​ NĐII-5​ 3.51​ 7.02​ NĐI -2​ 3.42​ 6.84​ NĐII-6​ 3.13​ 6.26​ 2-3​ 2.00​ 4.00​ NĐII-7​ 7.28​ 14.57​ NĐI-4​ 4.59​ 9.17​ 7 -8​ 2.03​ 4.06​ NĐI-6​ 3.65​ 7.30​ NĐII-8​ 4.05​ 8.11​





Hình 2.2a - Sơ đồ mạng điện phương án I​






​ Hình 2.2b - Sơ đồ mạng điện phương án II​





Hình 2.2c - Sơ đồ mạng điện phương án III​




​ ​ Hình 2.2d - Sơ đồ mạng điện phương án IV​



Hình 2.1 : Sơ đồ mạng điện hình tia




Hình 1.1 - Sơ đồ mặt bằng của hệ thống điện thiết kế​
d