Đồ án các lựa chọn kỹ thuật cơ bản

( Chương 1 ( các lựa chọn kỹ thuật cơ bản 1.1.phân tích nguồn và phụ tải Mạng điện được thiết kế bao gồm hai nhà máy nhiệt điện cung cấp cho 9 phụ tải. Nà máy nhiệt điện I gồm 4 tổ máy, mỗi tổ máy có công suất định mức là 52MW, công suất đặt: PĐNĐ=4.50 = 200 MW. Hệ số công suất Cosử = 0,85 điện áp phát định mức là Uđm=10,5 KV. Nhà máy nhiệt điện II gồm 3 tổ máy mỗi tổ máy có công suất định mức là PFđm=50MW, công suất đặt là PĐNĐ=3.50 = 150MW. Hệ số công suất Cosử=0,85 điện áp phát định mức là 10,5 KV. Hai nhà máy đặt cách nhau 185 Km theo đường thẳng. Đặc điểm của nhà máy nhiệt điện là hiệu suất thấp (Khoảng 30%) thời gian khởi động lâu (nhanh nhất cũng mất từ 4 đến 10 giờ ), nhưng điều kiện làm việc của nhà máy nhiệt điện là ổn định, công suất phát ra có thể thay đổi tuỳ ý, điều đó phù hợp với sự thay đổi của phụ tải trong mạng điện. Thời gian xuất hiện phụ tải cực tiểu thường chỉ vài giờ trong ngày, nên muốn đảm bảo cung cấp điện liên tục cho phụ tải nằm rải rác xung quanh nhà máy nhiệt điện ta dùng nguồn điện dự phong nóng. Chế độ làm việc của nhà máy nhiệt điện chỉ đảm bảo được tính kinh tế khi nó vận hành với (80 - 85%Pđm). Trong 9 phụ tải của mạng điện đều là hộ loại 1, các hộ nằm rải rác xung quanh nhà máy nên nó tạo điều kiện thuận lợi cho việc vạch các phương án nối dây, kết hợp với việc cung cấp điện cho phụ tải nố liền giữa hai nhà máy. Để đảm bảo cung cấp điện cho các phụ tải ta phải quan tâm đến tính chất của các phụ tải, tạo ra phương thức cung cấp điện đáp ứng yêu cầu của các hộ phụ tải. Trong điạ bàn ta thiết kế mạng điện, căn cứ vào vị trí đặt của 2 nhà máy nhiệt điện cũng như vị trí đặt của phụ tải ta thấy rằng: Các phụ tải ở gần nhà máy nhiệt điện nào có xu hướng nối trực tiếp với nhà máy, phụ tải ở xa có thể nối liên thông từ phụ tải khác đến. Phụ tải số 3 nằm giữa hai nhà máy nên đường dây liên lạc giữa hai nhà máy nhiệt điện có thể thông qua phụ tải này, do nhà máy I cung 1.2.các lựa chọn kỹ thuật 1.2.1.Kết cấu lưới : Các phụ tải được cấp điệnbằng hại đường dây song song từ hai thanh cái độc lập của nhà máy, hoặc trạm trung gian, hoặc bằng hai đường dây mạch vòng kín từ trạm trung gian và phụ tải khác sang, qua máy cắt tổng, máy cắt liên lạc, máy cắt đường dây. Đường dây liên lạc giữa hai nhà máy thiết kế bằng hai đường song song, cấp điện cho phụ tải số 3 nằm giữa hai nhà máy. Chọn loại đường dây đi trên không (ĐDK). Dây dẫn loại AC để tạo độ bền cơ học và cột bê tông li tâm cốt thép, xà, sứ do việt nam sản xuất. 1.2.2.Kết cấu trạm biến áp : Để đảm bảo cấp điện liên tục các trạm trung gian cấp điện cho phụ tải đều dùng hai máy biến áp, thanh cái độc lập qua máy cắt liên lạc. Máy cắt sử dụng loại cùng cấp điện áp do nước ngoài sản xuất. 1.3.Lựa chọn điện áp định mức cho mạng điện Việc chọn cấp điện áp vận hành cho mạng điện là một vấn đề rất quan trọng, nó ảnh hưởng đến tính vận hành kinh tế kỹ thuật của mạng điện. Tuỳ thuộc vào giá trị công suất cần chuyền tải và độ dài tải điện mà ta chọn độ lớn của điện áp vận hành sao cho kinh tế nhất. Nên công suất chuyên tải lớn và tải đi xa ta dùng cấp điện áp lớn lợi hơn, vì rằng giảm được đáng kể lượng công suất tổn thất trên đường dây và trong máy biến áp, tuy nhiên tổn thất do vầng quang điện tăng và chi phí cho cách điện đường dây và máy biến áp cũng tăng. Do vậy ta cần cân nhắc kỹ lưỡng để chọn ra cấp điện áp vận hành hợp lý nhất cho mạng điện. ở đây điện áp vận hành của mạng điện được xác định theo công thức kinh nghiệm của Still (Mỹ) sau : U = 4,34.
P là công suất đường dây cần chuyền tải (MW). L là khoảng cách cần chuyền tải công suất. U là điện áp định mức vận hành (KV) . Ta tính toán điện áp định mức cho từng tuyến dây, sau đó chọn điện áp chuyên tải chung cho toàn mạng. Chọn cấp điện áp định mức của lưới điện tính cho từng nhánh, tính từ nhà máy điện gần nhất đến nút tải. Kết quả cho bởi bảng sau: Tuyến đường dây  Chiều dài L (Km)  Công suất P (MW)  Điện áp tính toán (Kv)  Điện áp chọn (Kv)   ẫ-1  58,31  29  99,19  110   ẫ-2  72,11  29  100,49    ẫ-3  80  38  113,84    ẫ-4  58,31  18  80,76    ẫ-5  108,17  38  116,14    ẫ-9  76,16  18  82,82    II-6  62,27  29  100,03    II-7  40,31  18  78,04    II-8  54,08  29  98,78    ( Chương 2 ( Cân băng sơ bộ công suất Tính bù cưỡng bức công suất phản kháng 2.1.Cân bằng công suất tác dụng Để đảm bảo cho mạng điện làm việc ổn định, đảm bảo cung cấp điện cho các hộ phụ tải thì nguồn điện phải cung cấp đầy đủ cả về công suất tác dụng và công suất phản kháng cho các phụ tải, tức là mỗi thời điểm luôn luôn tồn tại cân bằng giữa nguồn công suất phát và nguồn công suất tiêu thụ cộng với công suất tiêu tán trên đường dây và máy biến áp. Mục đích của phần này ta tính toán xem nguồn điện có đáp ứng đủ công suất tác dụng và công suất phản kháng không. Từ đó sinh ra phương thức vận hành cụ thể cho nhà máy điện, nhằm đảm bảo cung cấp điện liên tục cho các phụ tải cũng như chất lượng điện năng. Khi tính toán sơ bộ ta coi tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp là không đổi. Nó được tính theo % công suất của phụ tải cực đại. Cân bằng công suất tác dụng trong mạng điện được biểu diễn bằng công thức sau: (PF = m .(PPT + ((PMĐ + (PTD+ (PDt Trong đó : - m là hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại cùng 1 lúc, lấy m =1 - (PF là tổng công suất các nhà máy phát ra ở chế độ đang xét ( Sự cố, cực đại, cực tiểu ) (PF = (4.50) + (3.50) = 350 MW - (PPT : tổng công suất tác dụng của các phụ tải (PPT=(PPti=246 MW - ((PMĐ : tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện ( Từ 5( 8 %(PPT). ở đây ta lấy bằng 8%(PPT . ((PMĐ=8%.246 = 19,68 MW - (PTD: Tổng công suất tác dụng tự dùng trong nhà máy điện. ( Đối với nhiệt điện ta lấy bằng 8 %(m .(PPT + ((PMĐ ) (PTD=8%.(246 + 19,68) = 21,25 MW - (PDT : Tổng công suất tác dụng dự trữ (PDt =(PF - m .(PPT - ((PMĐ - (PTD = 350 - 246 - 19,68 - 21,25 = 63,07 MW. Thấy rằng : (PDt = 63,07 MW = 25,6%.(PPT , và lớn hơn công suất của một tổ máy lớn nhất trong mạng điện. Vậy nguồn có đủ khả năng cung cấp công suất tác dụng cho phụ tải. 2.2.cân bằng công suất phản kháng Phương trình cân bằng CSPK được viết như sau: (QF+(Qb = m(QPT + ((QL - ((QC + ((QBA + (QTD + (QDT Trong đó : - (QF Là tổng CSPK của NMNĐ phát ra (QF = (PF . tg (F=350(0,62 = 217 (MVAr). - m: Là hệ số đồng thơì, lấy m = 1. - (QPT : Là tổng CSPK của phụ tải. - ((QL: Là tổng tổn thất CSPK trên cảm kháng của đường dây. - (QC : Là tổng CSPK do dung dẫn của đường dây sinh ra. Trong khi tính sơ bộ ta lấy : ((QL = ((QC . Vì Vậy : ((QL - ((QC = 0 - ((QBA: Là tổng tổn thất CSPK trên các MBA. - (QTD: Là tổng CSPK tự dùng của NMĐ. - (QDT: Là tổng CSPK dự trữ cho mạng, có thể lấy bằng công suất phản kháng của một tổ máy phát lớn nhất. Ta có: (QPT = (PPT . tg (PT = 246 ( 0,62 = 152,446 (MVAR) ( Với Cos ( = 0,85 ( tg( = 0,62 ) ((QBA = 15%(QPT = 0,15 ( 152,446 = 22,867 (MVAR) (QTD =(PTD . tg (.= 21,25 ( 0,882 = 18,743 (MVAR) ( Với Cos ( = 0,75 ( tg( = 0,882 ). (QDT=0,62 ( 50 = 30,985 (MVAR) Vậy tổng CSPK Qb là : (Qb = (QF - (m(QPT + ((QL - ((QC + ((QBA + (QTD + (QDT) = 217-(152,446 + 22,867 + 18,743 +30,985) = -8,041 MVAr < 0 Thấy rằng 2 nhà máy có đủ khả năng cung cấp công suất phản kháng cho phụ tải nên không cần bù sơ bộ. (Q YC = (QPT + ((QBA + (QTD = 167,04 + 25,056 + 22,5 = 214,59 (MVAR) Khi nhà máy NĐ hoà vào HT với Cos ( = 0,85 ( tg( = 0,62, khi đó CSPK của cả HT và NMNĐ phát ra là: QHT + (QF =(PYC . tg ( = 395,4 ( 0,62 = 245,14 (MVAR) So sánh giữa cung và cầu ta thấy : Lượng CSPK phát ra so với lượng CSPK yêu cầu như sau : QHT + (QF = 245,14 (MVAR) ( (Q YC = 214,59 (MVAR) Kết luận :Vậy không cần đặt thêm thiết bị bù CSPK vì đã có QHT + (QF ( (Q YC ( Chương 3 ( Thành lập các phương án cấp điện 3.1.Dự kiến phương thức vận hành của các nhà máy điện Để đảm bảo việc cấp điện cho phụ tải được an toàn, và ổn định ta dự kiến phương thức vận hành của các nhà máy điện trong các điều kiện làm việc khác nhau. Cụ thể được xét như sau: 3.1.1.Chế độ phụ tải cực đại : Hai nhà máy điện đều là nhiệt điện, nhà máy II có công suất nhỏ hơn nên bố trí nhà máy I là nhà máy chủ đạo. Ta có công suất yêu cầu của phụ tải (Pyc) không kể công suất dự trữ (Pdt) là : (Pyc = (Ppt +(ÄPmđ +(Ptd Thay số vào ta có : (Pyc = 246 + 19,68 + 21,25 = 286,9 Lượng công suất yêu cầu trong chế độ phụ tải cực đại chiếm (
tổng công suất đặt của 2 nhà máy). Giả sử nhà máy 1 phát lên lưới 80% công suất, ta có : PF1=87%(200 = 174 MW Lượng tự dùng của nhà máy 1 là : Ptd1=8%(200 = 16 MW Nhà máy 2 phải đảm nhận một lượng công suất phát là : PF2 = (Pyc- PF1 = 286,9 - 174 = 112,9 MW Lượng công suất yêu cầu phát ra của nhà máy 2 chiếm
công suất đặt của nhà máy. Lượng tự dùng của nhà máy 2 là : Ptd2=(Ptd - Ptd1 = 21,25 - 16 = 5,25 MW. 3.1.2.Chế độ phụ tải cực tiểu : Ta có : (Pyc = 50%((PycMax=50%(286,9 = 143,45 MW. Chiếm
tổng công suất đặt của cả 2 nhà máy, ở chế độ min cho phép phát đến 50% công suất đặt của nhà máy, nên cắt bớt một số tổ máy. Giả sử cắt bớt ở NN1 3 tổ máy, tổ máy còn lại phát với 60% công suất định mức. Suy ra, công suất phát của nhà máy 1 là: PF1=70%(50 = 35MW Lượng tự dùng của NM1 là : Ptd1=50%( Ptd1max = 8 MW Nhà máy 2 phải đảm nhận một lượng công suất phát là : PF2 = (Pyc- PF1 = 143,45 - 35 = 108,45 MW Cho nhà máy NĐ2 vận hành3 tổ máy, như vậy NĐ2 đảm nhận 72,3% công suất định mức của chúng. Với lượng công suất tự dùng là 2,625 MW. 3.1.3.Chế độ sự cố : Giả thiết rằng nhà máy nhiệt điện 1 bị sự cố hỏng 1 tổ máy.Khi đó 3 tổ máy còn lại phát với 85% công suất định mức. ( PF1sc= 95% .150 = 142,5 MW Do : (Pyc = 286,9 ( nhà máy 2 cần phát : PF2sc= 286,9 - 142,5 = 144,4 MW Vậy nhà máy 2 phải vận hành cả 3 tổ máy với 96,2% công suất định mức của chúng. 3.1.4.Tổng kết về phương thức vận hành : Từ các lập luận cùng với các tính toán ở trên ta có bảng tổng kết phương thức vận hành của 2 nhà máy trong các chế độ như sau : Chế độ vận hành  Nhà máy điện 1  Nhà máy điện 2   Phụ tải cực đại  4 tổ máy Phát 174 MW Chiếm 87% công suất đặt.  3 tổ máy Phát 112,9 MW Chiếm 75,3% công suất đặt.   Phụ tải cực tiểu  1 tổ máy Phát 35 MW Chiếm 70 % công suất đặt  3 tổ máy Phát 108,45 MW Chiếm 73,2 % công suất đặt   Chế độ sự cố  3 tổ máy Phát 142,5 MW Chiếm 95 % công suất đặt  3 tổ máy Phát 144,4 MW Chiếm 96,2 % công suất đặt   3.2.thành lập các phương án lưới điện 3.2.1.Nguyên tắc chung thành lập phương án lưới điện : Tính toán lựa chọn phương án cung cấp điện hợp lý phải dựa trên nhiều nguyên tắc, nhưng nguyên tắc chủ yếu và quan trọng nhất của công tác thiết kế mạng điện là cung cấp điện kinh tế với chất lượng và độ tin cậy cao. Mục đích tính toán thiết kế là nhằm tìm ra phương án phù hợp. Làm được điều đó thì vấn đề đầu tiên cần phải giải quyết là lựa chọn sơ đồ cung cấp điện. Trong đó những công việc phải tiến hành đồng thời như lựa chọn điện áp làm việc, tiết diện dây dẫn, tính toán các thông số kỹ thuật, kinh tế ... Trong quá trình thành lập phương án nối điện ta phải chú ý tới các nguyên tắc sau đây : Mạng điện phải đảm bảo tính án toàn cung cấp điện liện tục, mức độ đảm bảo an toàn cung cấp điện phụ thuộc vào hộ tiêu thụ. Đối với phụ tải loại 1 phải đảm bảo cấp điện liên tục không được phép gián đoạn trong bất cứ tình huống nào, vì vậy trong phương án nối dây phải có đường dây dự phòng. Đảm bảo chất lượng điện năng (tần số, điện áp, ...) Chỉ tiêu kinh tế cao, vốn đầu tư thấp, tổn thất nhỏ, chi phí vận hành hàng năm nhỏ. Đảm bảo an toàn cho người và thiết bị. Vận hành đơn giản, linh hoạt và có khả năng phát triển. Kết hợp với việc phân tích nguồn và phụ tải ở trên nhận thấy: cả 9 phụ tải đều là hộ loại I, yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện cao. Do đó phải sử dụng các biện pháp cung cấp điện như: lộ kép, mạch vòng. Trong phần cân bằng công suất nhận thấy ở chế độ vận hành bình thường mạng khu vực cần hệ thống cung cấp 144,6MW, nên bố trí các phụ tải gần hệ thống sẽ được cung cấp điện từ hệ thống (phụ tải 4,5,6). Để có sự liên kết giữa nhà máy làm việc trong hệ thống điện thì phải có sự liên lạc giữa nhà máy và hệ thống. Khi phân tích nguồn và phụ tải có phụ tải 3 nằm tương đối giữa nhà máy và hệ thống nên sử dụng mạch đường dây NĐ-3-HT để liên kết nhà máy với hệ thống. Với các nhận xét và yêu cầu trên đưa ra các phương án nối dây sau: 3.2.2.Các phương án lưới điện : (10 phương án ). Phương án 1 Phương án 2 Phương án 3 Phương án 4
Phương án 5 Phương án 6
Phương án 7
Phương án 8
Phương án 9
Phương án 10
 3.3.so sánh sơ bộ các phương án bằng phương pháp mômen phụ tải 3.3.1.Công thức tính : Việc phân tích các phương án thì chủ yếu dựa vào hai tiêu chuẩn chính là : Kinh tế và kỹ thuật, và muốn so sánh chặt chẽ ta phải làm một số tính toán cụ thể. Việc đó sẽ dẫn đến mất rất nhiều thời gian, khi mà số phương án đề ra là khá nhiều. Để có thể sơ bộ loại 1 số phương án, mà không cần phải tính toán chi tiết, ta có thể dùng mô men phụ tải PL để phân tích. Dùng mô men phụ tải có thể nói lên được khối lượng kim khí và tổn thất điện năng trong mạng. Khối lượng kim loại màu dùng cho mạng điện có thể được tính theo công thức sau: V =
= a.
Trong đó: Pm: Là công suất chuyên chở trên lộ dây m, Lm: Là chiều dài của lộ dây m, a =
3.3.2. Kết quả tính toán : Từ công thức chung trên thay số ta dễ dàng tính toán được khối lượng kim loại màu cho từng phương án (10 phương án kể trên), kết quả tính toán được em tổng kết ở bảng sau : Phương án  Khối lượng kim loại màu, V   1  21442,83   2  21448,15   3  21602,05   4  22118,83   5  22747,49   6  22971,69   7  22153,03   8  25379,02   9  25218,06   10  21580,13   Từ bảng tổng kết trên ta thấy rằng, các phương án 1,2,3,4,10 có khối lượng kim loại màu tính sơ bộ là ít hơn cả. Chính vì vậy, ta chọn 5 phương án này để tính toán kỹ thuật ở phần tiếp theo. 3.4.tính toán chỉ tiêu kỹ thuật cho các phương án Sau khi sơ bộ so sánh các phương án bằng phương pháp mômen phụ tải PL, ta đã lựa chọn được 5 phương án (1,2,3,4 và 10) để tính toán và so sánh về mặt kỹ thuật. Theo thiết kế dự kiến dùng loại dây nhôm lõi thép (AC) đặt trên không với khoảng cách trung bình hình học Dtb=5 m. Thời gian sử dụng công suất lớn (Tmax=5500h), điện áp cao và công suất truyền tải lớn, nên tiết diện dây được chọn theo điều kiện mật độ dòng điện kinh tế(Jkt) sau đó kiểm tra lại điều kiện phát nóng, tổn thất điện áp lúc bình thường cũng như khi sự cố, điều kiện độ bền cơ, tổn thất vầng quang. Để chọn tiết diện thì dựa vào biểu thức sau :
Trong đó:Ftt- tiết diện tính toán của dây dẫn (mm2). Imax- dòng điện chạy qua dây dẫn trong chế độ phụ tải max (A). Jkt- mật độ dòng điện kinh tế (A/mm2)(tra bảng). Theo phụ lục 3.1 trang 72 - Sách mạng và hệ thống điện (TG: Nguyễn văn Đạm, Phan đăng Khải ) ta chọn được Jkt=1.0 (A/mm2). Dòng điện làm việc lớn nhất được tính theo biểu thức:
Trong đó : Smax- công suất chạy trên đường dây ở chế độ phụ tải max(MVA). n- số mạch trên một đường dây. Uđm-điện áp định mức của mạng(110KV). Tổn thất điện áp trên các lộ được xác định theo biểu thức:
Với: P,Q- công suất tác dụng và phản kháng chạy trên các lộ. R = l.r0- điện trở của đường dây. X = l.x0- điện kháng của đường dây. n- Số mạch trên một đường dây. Điều kiện để phương án được chấp nhận. Do các phụ tải đều là hộ loại I nên dùng máy biến áp điều áp dưới tải:
Với điện áp U ( 110kv, tiết diện dây dẫn cần chọn có F ( 70 mm2. Để tránh tổn thất vầng quang trong điều kiện làm việc bình thường. 3.4.1.Phương án 1 : 3.4.1.1. Tính chọn dây dẫn : ( Lộ dây liên lạc giữa hai nhà máy: Trong chế độ phụ tải cực đại, nhà máy điện NĐ1 phát 87% công suất định mức, tức là : Pf1= 87%.200 = 174MW, Ptd1=16 MW, Tổn thất trong máy biến áp tăng áp tính sơ bộ theo % công suất phát là : Äpba1=8%.174=13,92 MW Tổng công suất cung cấp cho các phụ tải 1,2,4,5, và 9 là :132MW Vậy công suất truyền tải tới phụ tải 3 trên đường dây NĐ1-3 như sau: PI-3=174-16-13,92-132 = 12,08 MW Công suất truyền tải trên đường dây NĐ2-3 là : PII-3= 38 - 12,08 = 25,92 MW. Công suất phản kháng phát ra bởi nhà máy I là: QfI = 0,87.200.tg(arccos(0,85)) = 107,836 MVAr. Công suất phản kháng tự dùng của nhà máy I là :
Tổng công suất phản kháng cấp cho các phụ tải 1,2,4,5,và 9 là : Qft =132. tg(arccos(0,85)) = 81,81 MVAr Tổn thất công suất trong máy biến áp tăng áp tính sơ bộ bằng 10% công suất phát :
MVAr. Vậy công suất truyền tải trên đoạn dây I-3 là :
= 5,326 MVAr Công suất truyền tải trên đường dây NĐ2-3 là : QII-3= 38.tg(arccos(0,85)) - 5,326 = 18,224 MVAr. Ta có công suất biểu kiến trên đoạn đường dây I-3 là : SI-3=
MVA Dòng làm việc lớn nhất chạy trong dây dẫn nối giữa NĐ1 và 3 là :
Tiết diện dây dẫn được tính như sau:
=
mm2 Thấy rằng tiết diện tính toán của dây dẫn là 34,65 mm2, tuy nhiên để đảm bảo điều kiện tổn thất vầng quang thì ta chọn tiết diện tiêu chuẩn là 70mm2 ( Tính toán tương tự cho các nhánh dây còn lại ta được bảng tổng kết sau: Lộ dây  P(MW)  Q(MVAr)  S(MVA)  I(A)  Ftt(mm2)  Ftc(mm)2  n   I
1  29  17.973  34.118  89.536  89.536  95  2   I
2  29  17.973  34.118  89.536  89.536  95  2   I
3  12,08  7.487  14.212  37.296  37.296  70  2   I
4  18  11.155  21.176  55.574  55.574  70  2   I
5  38  23.550  44.706  117.323  117.323  120  2   I
9  18  11.155  21.176  55.574  55.574  70  2   II
6  29  17.973  34.118  89.536  89.536  95  2   II
7  18  11.155  21.176  55.574  55.574  70  2   II
8  29  17.973  34.118  89.536  89.536  95  2   II
3  25,92  16.064  30.494  80.026  80.026  95  2   3.4.1.2.Kiểm tra điều kiện phát nóng : Đối với đường dây kép chỉ cấp cho phụ tải ta xét sự cố là bị cắt một mạch đường dây khi phụ tải cực đại, khi đó dòng chạy trên đường dây còn lại sẽ tăng gấp đôi. ( Lộ dây I -1 : Khi sự cố đứt một dây, lúc đó dòng điện sự cố sẽ là: Isc = 2.89,536 = 179,071A Dòng cho phép của dây AC95 là :
A. Ta thấy
. Như vậy dây AC95 chọn cho đoạn I -1 thoả mãn điều kiện phát nóng. ( Tính tương tự cho các đoạn đường dây còn lại ta có bảng kết quả : Lộ dây  Loại dây 
(A)  0,8.
(A)  Isc (A)   I
1  AC-95  336  268.8  179.072   I
2  AC-95  336  268.8  179.072   I
3  AC-70  275  220  74.592   I
4  AC-70  275  220  111.148   I
5  AC-120  380  304  234.646   I
9  AC-70  275  220  111.148   II
6  AC-95  336  268.8  179.072   II
7  AC-70  275  220  111.148   II
8  AC-95  336  268.8  179.072   II
3  AC-95  336  268.8  160.052   Như vậy tiết diện dây dẫn đã chọn đều thoả mãn điều kiện phát nóng 3.4.1.3.Kiểm tra điều kiện tổn thất điện áp : Ta có bảng thông số của các đoạn đường dây ứng với tiết diện đã chọn như sau : Lộ dây  l(km)  ro((/km)  xo((/km)  Rtđ (()  Xtđ (()   I
1  58,31  0.335  0.322  9.767  9.388   I
2  72,11  0.335  0.322  12.078  11.610   I
3  80  0.47  0.433  18.800  17.320   I
4  58,31  0.47  0.433  13.703  12.624   I
5  108,17  0.274  0.416  14.819  22.499   I
9  76,16  0.274  0.416  10.434  15.841   II
6  62,27  0.335  0.322  10.430  10.025   II
7  40,31  0.47  0.433  9.473  8.727   II
8  54,08