Đề tài Thiết kế mạng điện và cấp điện khu vực

PHẦN I THIẾT KẾ MẠNG ĐIỆN KHU VỰC Chương I PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI I. Các số liệu về nguồn cung cấp và phụ tải: 1. Sơ đồ địa lý: Dựa vào sơ đồ phân bố giữa các phụ tải và nguồn ta xác định được khoảng cách giữa chúng như hình vẽ: Nguồn điện: Mạng gồm hai nguồn cung cấp: Nhà máy 1: Là nhà máy nhiệt điện có các thông số. - Công suất đặt: P1 = 4 x 50 = 200 MW - Hệ số công suất: cosj = 0,85 - Điện áp định mức: Uđm = 10,5 KV Nhà máy 1: Là nhà máy nhiệt điện có các thông số. - Công suất đặt: P2 = 2 x 100 = 200 MW - Hệ số công suất: cosj = 0,85 - Điện áp định mức: Uđm = 10,5 KV 3. Phụ tải: Số liệu tính toán của các phụ tải cho trong bảng 1: Các số liệu  Các hộ tiêu thụ    1  2  3  4  5  6  7  8   Pmax (MW)  26  28  28  34  34  28  28  28   Pmin (MW)  13  14  14  17  17  14  14  14   Cos j  0,9  0,95  0,9  0,85  0,92  0,9  0,85  0,9   Qmax (MVAr)  12,6  9,2  13,6  21,1  14,5  13,6  17,4  13,6   Qmin (MVAr)  6,3  4,6  6,8  10,5  7,2  6,8  8,7  6,8   Smax (MVA)  28,9  29,5  31  40  37  31  33  31   Smin (MVA)  14,4  14,7  15,6  20  18,5  15,6  16,5  15,6   Loại hộ phụ tải  III  I  I  I  I  I  I  III   Yêu cầu điều chỉnh điện áp  T  T  KT  KT  T  T  KT  T   Điện áp danh định của lưới điện thứ cấp (KV)  22   - Phụ tải cực tiểu bằng 50% phụ tải cực đại - Thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax= 5000h Phân tích nguồn và phụ tải: Từ những số liệu trên ta có thể rút ra nhưng nhận xét sau: Hệ thống điện thiết kế được cung cấp bởi 2 nhà máy nhiệt điện, khoảng cách giữa 2 nhà máy là 120 km do đó có thể liên kết với nhau. Nhà máy nhiệt điện có đặc điểm là chủ động về nguồn năng lượng, xây dựng gần nơi tiêu thụ điện , vốn xây dựng rẻ, xây dựng nhanh. Nhược điểm là tiêu tốn nhiên liệu, ô nhiễm môi trường, hiệu suất thấp, vận hành kém linh hoạt. Các phụ tải có công suất khá lớn và được bố trí xung quanh 2 nguồn điện nên rất thuận lợi cho việc cung cấp điện của 2 nhà máy. Xung quanh nhà máy nhiệt điện 1 là các phụ tải 1; 2; 3; 4 với khoảng cách xa nhất là 58,3 km, gần nhất là 45km. Xung quanh nhà máy nhiệt điện 2 là các phụ tải 5; 6; 7; 8 với khoảng cách xa nhất là 82,5 km, gần nhất là 45km. Các phụ tải 2; 3; 4; 5; 6; 7 là hộ loại1, phụ tải 1; 8 là hộ loại 3, với chế độ điều chỉnh điện áp cho các phụ tải 3; 4; 7 là khác thường còn các phụ tải 1; 2; 5; 6; 8 là thường. Tổng công suất nguồn 1 là: 200 MW Tổng công suất các phụ tải xung quanh nguồn 1 là: 116 MW Tổng công suất nguồn 2 là: 200 MW Tổng công suất các phụ tải xung quanh nguồn 2 là: 118 MW 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 1 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 bởi đường dây lộ kép hoặc cung cấp theo mạch vòng kín. Các hộ loại 3 là phụ tải không quan trọng khi mất điện không gây thiệt hại lớn nên mỗi phụ tải chỉ cần cung cấp bởi một đường dây đơn. Đối với dây dẫn để đảm bảo độ bền cơ cũng như yêu cầu về khả năng dẫn điện ta dùng loại dây AC để truyền tải điện. Đối với cột thì tuỳ từng vị trí mà ta dùng cột bê tông hay cột sắt. Với cột đỡ thì dùng cột bê tông, các vị trí góc, vượt sông, vượt đường quốc lộ thì ta dùng cột sắt. Về mặt bố trí dây dẫn trên cột để đảm bảo về kinh tế, kỹ thuật ta bố trí trên cùng một tuyến cột. Chương II CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN I. Mục đích: Đặc điểm đặc biệt của ngành sản suất điện năng 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 khả năng cung cấp điện và tiêu thụ trong hệ thống có cân bằng không. Sau đó sơ bộ định phương thức vận hành cho từng nhà máy điện. Trong các chế độ vận hành lúc cực đại , lúc cực tiểu hay chế độ sự cố dựa vào khả năng cấp điện của từng nguồn điện. Cân bằng công suất nhằm ổn định chế độ vận hành của hệ thống điện. Cân bằng công suất tác dụng cần thiết để giữ tần số bình thường trong hệ thống. Để giữ được điện áp bình thường ta cần phải có sự cân bằng công suất phản kháng ở hệ thống nói chung và khu vực nói riêng. Mặt khác sự thay đổi điện áp cũng ảnh hưởng đến thay đổi tần số và ngược lại. II.Cân bằng công suất tác dụng: Ta có công thức:
Trong đó: +
là tổng công suất tác dụng định mức của các nhà máy điện
= PNĐI + PNĐII = 200 + 200 = 400 MW +
là tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ m: hệ số đồng thời , lấy m = 1 +
: Tổn thất công suất trên đường dây và trạm biến áp
+
: tổng công suất tác dụng tự dùng trong các nhà máy điện
.Ta chọn
. +
: tổng công suất tác dụng dự trữ của toàn hệ thống.
được xác định dựa vào biểu thức:
=
-m
-
-
Thay số vào ta có: + Công suất phụ tải cực đại:
+ Tổng tổn thất công suất :
+ Công suất tự dùng của các nhà máy điện:
= 0,08
=20,6 MW + Công suất dự trữ :
= 400 - 234 -23,4 - 20,6 = 122 MW >100 MW III. Cân bằng công suất phản kháng : Ta có phương trình cân bằng công suất phản kháng:
Trong đó: m: hệ số đồng thời , m = 1 +
: là tổng công suất phản kháng định mức của các nhà máy điện
=
tg(f +
: là tổng công suất phản kháng cực đại của phụ tải +
: là tổng tổn thất công suất phản kháng trên đường dây của mạng điện +
: tổng công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây cao áp sinh ra trong HTĐ Trong khi tính sơ bộ, với mạng điện 110 kv ta coi
=
+
: tổng tổn thất công suất phản kháng trong MBA
+
: là tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy điện:
=
.tg(td (chọn cos( = 0,75 thì tg(td = 0,882) +
: tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống.Ta có thể lấy
bằng công suất phản kháng của tổ máy lớn nhất trong hệ thống điện. Thay số vào ta có: + Tổng công suất phản kháng định mức:
=(PNĐI + PNĐII) tg( = 400.0,882 =352,8 MVAr + Tổng công suất phản kháng cực đại của phụ tải:
=(P1+ P3+ P6 + P8).0,48 + P2.0,33 + (P4 + P7).0,62 + P5.0,43 = 52,8 + 9,24 + 34,44 + 14,62 = 111,1 MVAr + Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp:
= 15%.111,1 = 16,67 MVAr + Tổng công suất phản kháng tự dùng của nhà máy điện:
=
.tg( = 20,6.0,882 = 18,17 MVAr + Tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống điện:
=PFNĐ2.0,62 = 62 MVAr * Phương trình cân bằng công suất phản kháng:

=207,94 -
Qf = - 144,86 MVAr Vậy ta có
<0 nên ta không phải tiến hành bù sơ bộ công suất phản kháng. IV.Sơ bộ xác định phương thức vận hành cho hai nhà máy 1. Khi phụ tải cực đại Nếu chưa kể đến dự trữ, tổng công suất yêu cầu của hệ thống là:
234 + 23,4 + 20,6 = 278 MW Để đảm bảo cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống, ta huy động tổ máy có công suất lớn hơn trong hệ thống nhận phụ tải trước để đảm bảo tính kinh tế cao hơn. Theo đầu bài ta có các tổ máy của nhà máy II có công suất đơn vị lớn hơn. Công suất nhà máy II phát lên lưới là: Pvh2= Pf2 - Ptd2 = 75%.Pđm2 - 8%.(75%.Pđm2) = 138 MW Như vậy nhà máy I sẽ còn phải đảm nhận: Pf1=
- Pf2 = 278 - 150 = 128 MW (chiếm 64%Pđm1) Trong đó lượng tự dùng là: Ptd1= Ptd - Ptd2 = 20,6 - 12 = 8,6 MW 2. Khi phụ tải cực tiểu: Tương tự ta có:
117 + 11,7 + 10,3 = 139 MW Khi phụ tải cực tiểu công suất yêu cầu thấp, vì vậy cần phân bố lại công suất cho hai nhà máy. Nhà máy II vẫn giữ vai trò chủ đạo nhưng chỉ phát lên lưới một tổ máy công suất định mức là 100 MW: Pvh2= Pf2 - Ptd2 = 75%.Pđm2 - 8%.(75%.Pđm2) = 69 MW Như vậy nhà máy I sẽ còn phải đảm nhận: Pf1=
- Pf2 = 139 - 75 = 64 MW Để đảm bảo các yêu cầu tối thiểu về kỹ thuật và kinh tế với công suất còn lại phải phát, nhà máy I cũng chỉ nên phát hai tổ máy có tổng công suất định mức là 100 MW. Khi đó nếu chia đều công suất phát cho từng tổ máy thì mỗi tổ máy phát được 64% công suất định mức tổ máy. Điều này cho thấy các tổ máy này đã phát được công suất trong giới hạn kinh tế của các tổ máy nhiệt điện là từ 60-85%Pđm. Tự dùng của nhà máy I là: Ptd1= Ptd - Ptd2 = 10,3 - 6 = 4,3 MW 3. Trường hợp sự cố: Ta xét trường hợp sự cố một tổ máy bên nhà máy II (có 2 tổ máy lớn nhất) 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 II phát 85% Pđm thì khi sự cố 1 tổ máy lượng công suất nhà máy I phải phát tăng lên để gánh cho nhà máy II là 78,2 MW, toàn nhà máy là: Pf1=
- Pf2 = 278 - 75 = 203 MW vượt quá công suất định mức của nhà máy I, vì vậy trong trường hợp sự cố này ta cần tìm 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 của nhà máy II lên 95%Pđm. Khi đó lượng công suất còn phát lên lưới của nhà máy này là: Pvh2= Pf2 - Ptd2 = 95%.Pđm2 - 8%.(95%.Pđm2) = 87,4 MW - Công suất phát của nhà máy I sẽ là: Pf1=
- Pf2 = 278 - 95 = 183 MW (chiếm 91,5%Pđm1) 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. * Bảng tổng kết: Phụ tải Nhà máy  Max  Min  Sự cố    Pf (MW)  số tổ máyVH  Pf (MW)  số tổ máyVH  Pf (MW)  số tổ máyVH   I  64%(200) = 128  4x50  64%(100) = 64  2x50  91,5%(200) = 183  4x50   II  75%(200) =150  2x100  75%(100) =75  1x100  95%(100) = 95  1x100   Chương III LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP 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, kĩ thuật của mạng điện. Để chọn được cấp điện áp hợp lý phải thoả mãn các yêu cầu sau : - Phải đáp ứng được yêu cầu mở rộng phụ tải sau này. - Cấp điện áp phải 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 qui phạm
Từ công thức ta thấy điện áp càng cao thì (U càng nhỏ , truyền tải được công suất càng lớn. - Tổn thất công suất:
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 bị tăng cao. II. Tính toán cấp điện áp của mạng điện: Việc lựa chọn cấp điện áp của mạng điện chủ yếu dựa vào kinh nghiệm tổng kết. Theo công thức kinh nghiệm:
Ui : điện áp đường dây thứ i li : chiều dài đường dây thứ i (km) Pi : công suất tác dụng truyền tải trên đường dây thứ i (MW) Để đơn giản ta chỉ chọn phương án hình tia như sau: Ta có:








Dựa vào kết quả tính toán theo công thức chọn cấp điện áp cho mạng lưới điện thiết kế là 110KV. Mạng điện 110KV cần chọn dây có tiết diện F ( 70 mm2 để giảm tổn thất vầng quang. Chương IV CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU Những yêu cầu chính đối với mạng điện: Cung cấp điện liên tục Đảm bảo chất lượng điện Đảm bảo tính linh hoạt cao Đảm bảo an toàn Lựa chon dây dẫn: Dây đồng: Dây đồng là dây dẫn được chế tạo bằng kim loại đồng, là vật liệu dẫn điện tốt nhất. Đồng có điện trở suất nhỏ, có ứng suất kéo dây đồng phụ thuộc vào quá trình công nghệ chế tạo và có thể đạt được ứng suất cao, ngoài ra đồng có bề mặt được bao bọc bởi một lớp oxyt đồng, do đó dây đồng có khả năng chống ăn mòn tốt. Nhưng đồng là kim loại quý hiếm và đắt tiền. Vì vậy dây đồng chỉ dùng trong các mạng điện đặc biệt. Dây nhôm: là kim loại phổ biến nhất trong thiên nhiên. Điện trở suất lớn hơn của đồng khoảng 1,6 lần, nhôm cũng có lớp oxyt nhôm bên ngoài nên cũng có tác dụng chống ăn mòn trong khí quyển. Nhược điểm chủ yếu của dây nhôm là độ bền cơ tương đối nhỏ. Do đó người ta không sản xuất dây nhôm trần một sợi. Dây nhôm nhiều sợi được dùng cho các mạng phân phối điện áp đến 35 kV. Dây nhôm lõi thép: là dây nhôm có lõi là dây thép để khắc phục nhược điểm về độ bền cơ của dây nhôm và đây là dây dẫn được sử dụng phổ biến nhất ở các đường dây trên không điện áp từ 35kV trở lên. Phân vùng cấp điện: Từ sơ đồ địa lý ở phần trên ta có thể phân ra là hai vùng cấp điện cho các phụ tải lân cận hai nhà máy điện. vùng xung quanh nhà máy I, gồm các phụ tải 1,2,3 và 4 vùng xung quanh nhà máy II, gồm các phụ tải 5,6,7 và 8 Hai nhà máy được nối liên lạc trực tiếp với nhau hoặc nối qua phụ tải 5. Tính toán so sánh kỹ thuật các phương án: Các tiêu chuẩn để so sánh về mặt kỹ thuật giữa các phương án: 1. Chọn tiết diện dây dẫn: Trong mạng điện thiết kế dự kiến dùng dây AC. Các dây được mắc trên cột theo hình tam giác , khoảng cách Dtb = 5m. Tiết diện dây dẫn chọn theo mật độ kinh tế (Jkt)
trong đó:
với n là số lộ đường dây Từ đầu bài ta có Tmax = 5000h Tra bảng ta được Jkt = 1,1 A/mm2 2. Kiểm tra lại theo các điều kiện sau: + Kiểm tra tổn thất điện áp: Tổn thất điện áp lúc vận hành bình thường và lúc sự cố nguy hiểm nhất . Tổn thất điện áp được tính theo biểu thức:
Giả sử (U tính được thoả mãn theo điều kiện sau: - Lúc bình thường: (Ubt max% ( (Ubt cp% =10% - Lúc sự cố : (Usc max% ( (Usc cp% = 20% - I phát nóng của dây dẫn < Icp *. Với hộ tiêu thụ dùng máy biến áp có điều chỉnh điện áp dưới tải thì xét theo điều kiện sau : - Lúc bình thường: (Umax% ( 15% - Lúc sự cố : (Usc% ( 25% + Kiểm tra phát nóng dây dẫn: - Theo tiêu chuẩn: Isc max ( K.Icp Trong đó: Isc max : là I sự cố lớn nhất lúc sự cố (lộ kép hay mạch vòng bị đứt một dây) Icp : là I cho phép làm việc lâu dài trên dây dẫn, ứng với nhiệt độ tối đa là 250C K : hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ , K =0,8 + Kiểm tra tổn thất do phát sáng vầng quang: Đối với cấp điện áp 110 kV ta chọn tiết diện nhỏ nhất cho phép là 70 mm2. B. Các phương án nối dây: 1. Phương án 1: 2. Phương án 2: 3. Phương án 3: 4. Phương án 4: 5. Phương án 5 C. Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật cho các phương án. 1. Phương án 1: +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-1:

Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 ( x0 = 0,416 ( ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-1: Khi truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.58,3=12,24 ( X= 0,416.58,3 = 24,25 (
+Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2:

Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 ( x0 = 0,44 ( ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-2: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 ( X= 1/2.0,44.45 = 9,9 (
Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 ( X= 9,9.2= 19,8 ( Iscdd = 77,42.2 = 154,84 < 0,8.Icp = 212 A ( Đảm bảo vận hành.
+Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-3:

Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 ( x0 = 0,44 ( ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-3: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.56,6 =13,02 ( X= 1/2.0,44.56,6 =12,45 (
Khi sự cố ( đứt một dây ): R=13,02.2=26,04 ( X= 12,45.2= 24,9 ( Iscdd = 81,35.2 = 162,7 < 0,8.Icp = 212 A ( Đảm bảo vận hành.
+Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-4:

Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 ( x0 = 0,429 ( ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI- 4: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.51=8,415 ( X= 1/2.0,429.51 =10,94 (
Khi sự cố ( đứt một dây ): R=8,415.2=16,38 ( X= 10,94.2=21,88 ( Iscdd = 104,97.2 = 209,94 < 0,8.Icp = 264 A ( Đảm bảo vận hành.
+Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-5: Trong phương án này, hai nhà máy nối liên lạc với nhau qua phụ tải 5, ở chế độ bình thường ta có dòng công suất chạy trên đoạn này là: PNĐI-5 = 75%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + (Ptt(4pt) ) =150 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 12,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tg( = 12,2.0,62 = 7,564 MVAr SNĐI-5 = 12,2 + j7,564= 14,35 MVA

Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 ( x0 = 0,429 ( ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐI-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.82,5=13,61 ( X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 (
Xét khi sự cố đứt một dây dẫn : R=13,61.2=27,22 ( X= 17,69.2=35,39 ( Iscdd = 37,65.2 = 75,3 < 0,8.Icp = 264 A ( Đảm bảo vận hành.
Xét khi sự cố hỏng một tổ máy của NĐII: PNĐI-5 = 91,5%PF - (P1 + P2 + P3 + P4 + Ptd + (Ptt(4pt) ) =183 - (26 + 28 + 28 + 34 + 10,2 + 11,6) = 45,2 MW QNĐI-5 = PNĐI-5 .tg( = 45,2.0,62 = 28,024 MVAr SNĐI-5 = 45,2 + j28,024= 53,18 MVA
R= 1/2.0,33.82,5=13,61 ( X= 1/2.0,429.82,5 =17,69 ( Iscdd = 139,56 A < 0,8.Icp = 264 A ( Đảm bảo vận hành.
+Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-5:

Chọn dây dẫn là AC-95 Có r0 = 0,33 ( x0 = 0,429 ( ; Icp = 330 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-5: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,33.45=7,425 ( X= 1/2.0,429.45 =9,56 (
Khi sự cố ( đứt một dây ): R=7,425.2=14,85 ( X= 9,56.2=19,12 ( Iscdd = 97.2 = 194 < 0,8.Icp = 264 A ( Đảm bảo vận hành.
+Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-6:

Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 ( x0 = 0,44 ( ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-6: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.51=11,73 ( X= 1/2.0,44.51 =11,22 (
Khi sự cố ( đứt một dây ): R=11,73.2=23,46 ( X= 11,22.2=22,44 ( Iscdd = 81,3.2 = 162,6 < 0,8.Icp = 212 A ( Đảm bảo vận hành.
+Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-7:

Chọn dây dẫn là AC-70 Có r0 = 0,46 ( x0 = 0,44 ( ; Icp = 265 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-7: Khi truyền tải bằng lộ kép : R= 1/2.0,46.45=10,35 ( X= 1/2.0,44.45 =9,9 (
Khi sự cố ( đứt một dây ): R=10,35.2=20,7 ( X= 9,9.2=19,8 ( Iscdd = 86,6.2 = 173,2 <0,8.Icp = 212 A ( Đảm bảo vận hành.
+Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐII-8:

Chọn dây dẫn là AC-150 Có r0 = 0,21 ( x0 = 0,416 ( ; Icp = 445 A Tổn thất điện áp của đoạn NĐII-8: Được truyền tải bằng lộ đơn : R= 0,21.64 = 13,44 ( X= 0,416.64 = 26,624 (
Kết quả tính toán cho phương án 1 : Đoạn  l (km)  Ftt (mm2)  F (mm2)  r0 ((/km)  x0 ((/km)  b0 (s/km)  R (()  X (()  B/2 (S)   NĐI-1  58,3  137,89  150  0,21  0,416  2,74.10-6  12,24  24,25  0,79.10-4   NĐI-2  45  70,38  70  0,46  0,44  2,58.10-6  10,35  9,9  0,58.10-4   NĐI-3  56,6  73,95  70  0,46  0,44  2,58.10-6  13,01  12,45  0,73.10-4   NĐI-4  51  95,43  95  0,33  0,429  2,65.10-6  8,415  10,94  0,67.10-4   NĐI-5  82,5  34,23  95  0,33  0,429  2,65.10-6  13,61  17,69  1,09.10-4   NĐII-5  45  88,18  95  0,33  0,429  2,65.10-6  7,42  9,65  0,59.10-4   NĐII-6  51  73,9  70  0,46  0,44  2,58.10-6  11,73  11,22  0,65.10-4   NĐII-7  45  78,73  70  0,46  0,44  2,58.10-6  10,35  9,9  0,58.10-4   NĐII-8  64  147,9  150  0,21  0,416  2,74.10-6  13,44  26,62  0,87.10-4   Bảng tổng kết tổn thất điện áp của phương án 1 : Đoạn  (Ubt%  (Usc%   NĐI-1  5,15    NĐI-2  3,14  6,29   NĐI-3  4,41  8,82   NĐI-4  4,27  8,54   NĐI-5  2,4  9,18   NĐII-5  3,2  6,46   NĐII-6  3,97  7,95   NĐII-7  3,8  7,6   NĐII-8  6,06    Tổn thất điện áp lúc bình thường lớn nhất: (Ubtmax= (UNĐII- 8 = 6,06 % < (Ucpbt =10% Tổn thất điện áp lúc sự cố lớn nhất: (Uscmax = 9,18% < (Ucpsc =20% Vậy phương án 1 đảm bảo về mặt kỹ thuật. 2.Phương án 2 +Chọn tiết diện dây dẫn cho đoạn NĐI-2:

Chọn dây dẫn là AC-120 Có r0 = 0,27 ( x0 = 0,