Đề tài Thiết kế mạng lưới điện khu vực

,48 MVA Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng : Sb2=S2+∆Sb2=40+j23,73+0,17+j3,89=40,17+j27,62 MVA Dòng công suất vào cuộn cao áp của máy biến áp B2 có giá trị : Sc2=Sb2+∆S02=40,17+j27,62+0,07+j0,48=40,24+j28,10 MVA - Tổn thất trong máy biến áp B7 bằng : ∆Sb7=P72+Q72Uđm2Zb7=322+19,83211020,935+j21,75=0,11+j2,55 MVA Tổn thất không tải trong máy biến áp B7 bằng : ∆S07=2∆P07+j∆Q07=20,035+j0,24=0,07+j0,48 MVA Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng : Sb7=S7+∆Sb7=32+j19,83+0,11+j2,55=32,11+j22,38MVA Dòng công suất vào cuộn cao áp của máy biến áp B7 có giá trị : Sc7=Sb7+∆S07=32,11+j22,38+0,07+j0,48=32,18+j22,86 MVA Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây bằng : Qcd7=Qcc7=Uđm2.Bd72=1102.91,08.10-6=1,10 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây 2 – 7 có giá trị bằng : S7''=Sc7-jQcc7=32,18+j22,86-j1,10=32,18+j21,76 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng : ∆Sd7=P7''2+Q7''2Uđm2Zd7=32,182+21,76211025,67+j7,37 =0,71+j0,92 MVA Dòng công suất trước tổng trở đường dây bằng : S7'=S7''+∆Sd7=32,18+j21,76+0,71+j0,92=32,89+j22,68 MVA Công suất từ nhà máy truyền vào đường dây 2 – 7 bằng: S2-7=S7'-jQcd7=32,89+j22,68-j1,10=32,89+j21,57 MVA - Công suất từ NM2 truyền vào nút 2 bằng : S2-7+Sc2=SCI2+SCII2 →SCII2=S2-7+Sc2-SCI2 =32,89+j21,57+40,24+j28,10-43,79-j43,47 =29,34+j6,2 MVA Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây bằng : QcdII2=QccII2=Uđm2.B2=1102.155,56.10-6=1,88 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây II – 2 có giá trị bằng : SII2''=SCII2-jQccII2=29,34+j6,2-j1,88=29,34+j4,32 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng : ∆SdII2=PII2''2+QII2''2Uđm2ZdII2=29,342+4,32211029,69+j12,59 =0,70+j0,92 MVA Dòng công suất trước tổng trở đường dây bằng : SII2'=SII2''+∆SdII2=29,34+j4,32+0,70+j0,92=30,04+j5,24 MVA Công suất từ nhà máy 2 truyền vào đường dây II – 2 bằng: SII2=SII2'-jQcdII2=30,04+j5,24-j1,88=30,04+j3,36 MVA * Giai đoạn 2 : Xuất phát từ thanh góp 110kV của NM2 :  - Tổn thất điện áp trên đường dây II – 2 bằng : ∆UdII2=PII2'.RdII2+QII2'.XdII2Ucs=30,04×9,69+5,24×12,59121=2,95 kV Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 2 bằng : UC2=Ucs-∆UdII2=121-2,95=118,05 kV Tổn thất điện áp trên máy biến áp của trạm 2 bằng : ∆Ub2=Pb2.Rb2+Qb2.Xb2UC2=40,17×0,935+27,62×21,75118,05=5,41kV Điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp của trạm 2 bằng : UH2=UC2-∆Ub2=118,05-5,41=112,64 kV - Tổn thất điện áp trên đường dây 2 – 7 bằng : ∆Ud2-7=P7'.Rd2-7+Q7'.Xd2-7UC2=32,89×5,67+22,68×7,37118,05=3,00 kV Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 7 bằng : UC7=UC2-∆Ud2-7=118,05-3,00=115,05 kV Tổn thất điện áp trên máy biến áp của trạm 7 bằng : ∆Ub7=Pb7.Rb7+Qb7.Xb7UC7=32,11×0,935+22,38×21,75115,05=4,49 kV Điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp của trạm 7 bằng : UH7=UC7-∆Ub7=115,05-4,49=110,56 kV - Tổn thất điện áp trên đường dây I – 2 bằng : ∆UdI2=PI2'.RdI2+QI2'.XdI2UC2=45,20×4,18+45,18×10,05118,05=5,45 kV Điện áp trên thanh góp cao áp 110kV của NM1 bằng : UNM1=UC2+∆UdI2=118,05+5,45=123,5 kV 5.1.3 Tính cho các đường dây còn lại  Tính toán tương tự cho các trường hợp còn lại ta có bảng giá trị các dòng công suất, tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây nối với hệ thống điện : Đường dây SNi, MVA Si', MVA ∆Sd, MVA Si'', MVA Qc, MVAr I – 1 35,75 + j22,15 35,75 + j23,34 1,53 + j3,69 34,21 + j19,66 1,20 I – 5 35,30 + j17,42 35,30 + j19,19 1,12 + j1,46 34,18 + j17,74 1,78 I – 6 38,02 + j17,92 38,02 + j20,55 1,83 + j2,38 36,19 + j18,17 2,62 II – 3 40,89 + j22,94 40,89 + j25,30 1,66 + j2,61 39,22 + j22,70 2,36 II – 4 36,49 + j17,93 36,49 + j19,89 1,31 + j1,70 35,19 + j18,19 1,96 II – 8 23,14 + j11,41 23,14 + j13,99 1,01 + j0,99 22,13 + j13,00 2,58 II – 9 31,09 + j16,95 31,09 + j18,70 0,91 + j1,18 30,18 + j17,53 1,75 I – 2 45,20 + j43,50 45,20 + j45,18 1,41 + j3,39 43,79 + j41,79 1,68 II – 2 30,04 + j3,36 30,04 + j5,24 0,70 + j0,92 29,34 + j4,32 1,88 2 – 7 32,89 + j21,57 32,89 + j22,68 0,71 + j0,92 32,18 + j21,76 1,10 Đường dây Sb, MVA ∆Sb, MVA UN, kV ∆Ud, kV UCi, kV ∆Ub, kV UHi, kV I – 1 34,17 + j20,57 0,17 + j4,1 123,5 8,87 114,63 6,67 107,96 I – 5 34,11 + j19,03 0,11 + j2,57 123,5 4,46 119,04 3,75 115,30 I – 6 36,12 + j20,31 0,12 + j2,88 123,5 7,07 116,43 4,08 112,34 II – 3 39,15 + j24,58 0,15 + j3,53 121 6,52 114,48 4,99 109,49 II – 4 35,12 + j19,67 0,12 + j2,72 121 5,19 115,81 3,98 111,83 II – 8 22,07 + j15,18 0,07 + j1,55 121 5,66 115,34 3,92 111,41 II – 9 30,12 + j18,88 0,12 + j2,68 121 4,13 116,87 4,84 112,03 I – 2 40,17 + j27,62 0,17 + j3,89 123,5 5,45 II – 2 40,17 + j27,62 0,17 + j3,89 121 2,95 2 – 7 32,11 + j22,38 0,11 + j2,55 118,05 3,00 115,05 4,49 110,56 Bảng 5.1 Như vậy, tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây, cuộn dây máy biến áp, lõi thép máy biến áp. ∆PD=12,02 MW  ; ∆PBA=1,14 MW  ; ∆P0=0,578 MW * Cân bằng chính xác công suất trong hệ thống điện : Từ bảng tính toán trên ta tính được tổng công suất yêu cầu trên thanh góp 110 kV của hai nhà máy bằng : Syc=315,92+j173,58 MVA Để đảm bảo điều kiện cân bằng công suất trong hệ thống, các nguồn điện phải cung cấp đủ công suất theo yêu cầu. Do vậy tổng công suất tác dụng do hai nhà máy điện phát lên thanh góp bằng : Pcc=315,92 MW Nhà máy 1 phát công suất kinh tế lên thanh góp một lượng bằng: SNM1=150+j109,86 MVA Lượng công suất tác dụng nhà máy 2 cần phát lên bằng: PIIF=315,92-150=165,92 MW Lượng công suất phản kháng nhà máy 2 phát lên bằng: QIIF=165,92×tgarccos0,85=102,83 MVAr Tổng công suất phản kháng hai nhà máy phát lên lưới bằng; Qcc=109,86+102,83=275,78 MVAr So sánh ta thấy Qcc>Qyc hay công suất phản kháng do hai nhà máy điện cung cấp lớn hơn công suất phản kháng các hộ phụ tải yêu cầu, do vậy không phải bù công suất phản kháng trong chế độ phụ tải cực đại. 5.2. Chế độ phụ tải cực tiểu  Ở chế độ phụ tải cực tiểu, công suất phụ tải bằng 50% công suất phụ tải ở chế độ phụ tải cực đại. Khi đó, ta xem xét có thể cắt bớt một máy biến áp ở các trạm hay không. Điều kiện để cắt bớt một máy biến áp trong trạm có hai máy biến áp là : Smin≤Sgh=Sđm.n(n-1)∆P0∆Pn Trong đó Sgh là công suất giới hạn để cắt bớt một máy biến áp. Sđm là công suất định mức của máy biến áp. ∆P0 là tổng tổn thất công suất khi không tải. ∆Pn là tổng tổn thất công suất khi ngắn mạch. Trạm 1 chỉ có một máy biến áp nên vẫn vận hành như bình thường. * Trạm 3: Có Smin3=22,16 MVA  ; Sđm3=32 MVA Sgh3=32.22-10,0350,145=27,71 MVA * Tính toán tương tự ta có bảng kết quả sau: Trạm biến áp Smin, MVA Sđm, MVA ∆P0, MW ∆Pn, MW Sgh, MVA Số MBA còn làm việc 2 23,26 40 0,042 0,175 22,23 2 3 22,16 32 0,035 0,145 22,23 1 4 19,44 32 0,035 0,145 22,23 1 5 18,89 32 0,035 0,145 22,23 1 6 20,00 32 0,035 0,145 22,23 1 7 18,82 32 0,035 0,145 22,23 1 8 12,94 25 0,029 0,120 17,38 1 9 17,05 25 0,029 0,120 17,38 1 Bảng 5.2 5.2.1. Đường dây II - 3 * Giai đoạn 1 : Sơ đồ nguyên lý và thay thế của mạng điện : Hình 5.3 Thông số của đường dây : Zd3 = 9,80 +j15,35 Ω ; Bd3/2 = 195,29.10-6 S. Thông số máy biến áp : ∆S03=∆P03+j∆Q03=0,035+j0,24 MVA Zb3=rb3+jxb3=1,87+j43,5 Ω Tổn thất trong máy biến áp bằng : ∆Sb3=P32+Q32Uđm2Zb3=19,52+10,52211021,87+j43,5=0,076+j1,765 MVA Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng : Sb3=S3+∆Sb3=19,5+j10,52+0,076+j1,765=19,58+j12,29 MVA Dòng công suất vào cuộn cao áp của máy biến áp có giá trị : Sc3=Sb3+∆S03=19,58+j12,29+0,035+j0,24=19,61+j12,53 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây bằng : Qcc3=Uđm2.Bd32=1102.195,29.10-6=2,36 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị bằng : S3''=Sc3-jQcc3=19,61+j12,53-j2,36=19,61+j10,17 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng : ∆Sd3=P3''2+Q3''2Uđm2Zd3=19,612+10,17211029,80+j15,35 =0,40+j0,62 MVA Dòng công suất trước tổng trở đường dây bằng : S3'=S3''+∆Sd3=19,61+j10,17+0,40+j0,62=20,01+j10,79 MVA Công suất điện dung đầu đường dây bằng : Qcd3=Qcc3=2,36 MVAr Công suất từ nhà máy truyền vào đường dây bằng: SII3=S3'-jQcd3=20,01+j10,79-j2,36=20,01+j8,42 MVA * Giai đoạn 2 : Tính toán điện áp nút tại phụ tải 3 ; Tổn thất điện áp trên đường dây bằng : ∆Ud3=P3'.Rd3+Q3'.Xd3Ucs=20,01×9,80+10,79×15,35115,5=3,13 kV Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 3 bằng : UC3=Ucs-∆Ud3=115,5-3,13=112,37 kV Tổn thất điện áp trên máy biến áp của trạm 3 bằng : ∆Ub3=Pb3.Rb3+Qb3.Xb3UC3=19,58×1,87+12,29×43,5112,37=5,08 kV Điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp bằng : UH3=UC3-∆Ub3=112,37-5,08=107,28 kV 5.2.2. Đường dây NM1 – 2 – NM2  * Giai đoạn 1 : Sơ đồ nguyên lý và thay thế của mạng điện : Hình 5.4 - Công suất phát kinh tế của NM1 : Pkt=85 MW SktI=85+j85.tgarccos0,80=85+j63,75 MVA Công suất tự dùng : Ptd=10%×2×50=10 MW Qtd=10.tgarccos0,75=8,82 MVAr Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp của NM1 bằng : Sh=Skt-Std=85+j63,75-10-j8,82=75+j54,93 MVA Tổn thất công suất ở trạm tăng áp : ∆Sb=n.∆P0+∆Pn.S2n.Sđm2+jn.∆Q0+Un%.S2100.n.Sđm =2×0,059+0,26752+54,9322×632+j2×0,41+10,5752+54,932100×2×63 = 0,488+ j10,23 MVA Công suất NM1 cung cấp cho các phụ tải 1, 5, 6 : S156=1234+j16,47+34+j16,47+36+j17,48=52+j25,19 MVA Công suất NM1 truyền vào đường dây I – 2 : SI2=Sh-∆Sb-S156=75+j54,93-0,488- j10,23 -52-j25,19 =22,51+j19,51 MVA Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây I – 2 bằng : QccI2=QcdI2=Uđm2.B2=1102.138,60.10-6=1,68 MVAr Công suất trước đường dây I – 2 : SI2'=SI2+jQcdI2=22,51+j19,51+j1,68=22,51+j21,19 MVA Tổn thất trên tổng trở đường dây I – 2: ∆SdI2=PI2'2+QI2'2Uđm2ZdI2=22,512+21,19211024,18+j10,05 = 0,33 + j0,79 MVA Công suất sau tổng trở đường dây I – 2 : SI2''=SI2'-∆SdI2=22,51+j21,19 -0,33- j0,79=22,18+j20,40 MVA Công suất chạy từ I vào nút 2 bằng : SCI2=SI2''+jQccI2=22,18+j20,40+j1,68=22,18+j22,08 MVA - Tổn thất trong máy biến áp B2 bằng : ∆Sb2=P22+Q22Uđm2Zb2=402+23,73211020,935+j21,75=0,17+j3,89 MVA Tổn thất không tải trong máy biến áp B2 bằng : ∆S02=2∆P02+j∆Q02=20,035+j0,24=0,07+j0,48 MVA Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng : Sb2=S2+∆Sb2=40+j23,73+0,17+j3,89=40,17+j27,62 MVA Dòng công suất vào cuộn cao áp của máy biến áp B2 có giá trị : Sc2=Sb2+∆S02=40,17+j27,62+0,07+j0,48=40,24+j28,10 MVA - Tổn thất trong máy biến áp B7 bằng : Zb7=1,87+j43,5 Ω ∆Sb7=P72+Q72Uđm2Zb7=322+19,83211021,87+j43,5=0,22+j5,10 MVA Tổn thất không tải trong máy biến áp B7 bằng : ∆S07=∆P07+j∆Q07=0,035+j0,24 MVA Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng : Sb7=S7+∆Sb7=32+j19,83+0,22+j5,10=32,22+j24,93 MVA Dòng công suất vào cuộn cao áp của máy biến áp B7 có giá trị : Sc7=Sb7+∆S07=32,22+j24,93+0,035+j0,24=32,255+j25,17 MVA Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây bằng : Qcd7=Qcc7=Uđm2.Bd72=1102.91,08.10-6=1,10 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây 2 – 7 có giá trị bằng : S7''=Sc7-jQcc7=32,255+j25,17-j1,10=32,255+j24,07 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng : ∆Sd7=P7''2+Q7''2Uđm2Zd7=32,2552+24,07211025,67+j7,37 =0,76+j0,99 MVA Dòng công suất trước tổng trở đường dây bằng : S7'=S7''+∆Sd7=32,255+j24,07 +0,76+j0,99=33,02+j25,06 MVA Công suất từ nhà máy truyền vào đường dây 2 – 7 bằng: S2-7=S7'-jQcd7=33,02+j25,06-j1,10=33,02+j23,96 MVA - Công suất từ NM2 truyền vào nút 2 bằng : S2-7+Sc2=SCI2+SCII2→SCII2=S2-7+Sc2-SCI2 =33,02+j23,96+40,24+j28,10-22,18-j22,08 =51,08+j29,98 MVA Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây bằng : QcdII2=QccII2=Uđm2.B2=1102.155,56.10-6=1,88 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây II – 2 có giá trị bằng : SII2''=SCII2-jQccII2=51,08+j29,98-j1,88=51,08+j28,10 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng : ∆SdII2=PII2''2+QII2''2Uđm2ZdII2=51,082+28,10211029,69+j12,59 =2,72+j3,54 MVA Dòng công suất trước tổng trở đường dây bằng : SII2'=SII2''+∆SdII2=51,08+j28,10+2,72+j3,54=53,80+j31,64 MVA Công suất từ nhà máy 2 truyền vào đường dây II – 2 bằng: SII2=SII2'-jQcdII2=53,80+j31,64-j1,88=53,80+j29,76 MVA * Giai đoạn 2 : Xuất phát từ thanh góp 110kV của NM2 :  - Tổn thất điện áp trên đường dây II – 2 bằng : ∆UdII2=PII2'.RdII2+QII2'.XdII2Ucs=53,80×9,69+29,76×12,59115,5=7,76 kV Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 2 bằng : UC2=Ucs-∆UdII2=115,5-7,76=107,74 kV Tổn thất điện áp trên máy biến áp của trạm 2 bằng : ∆Ub2=Pb2.Rb2+Qb2.Xb2UC2=40,17×0,935+27,62×21,75107,74=5,92 kV Điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp của trạm 2 bằng : UH2=UC2-∆Ub2=107,74-5,92=101,82 kV - Tổn thất điện áp trên đường dây 2 – 7 bằng : Ud2-7=P7'.Rd2-7+Q7'.Xd2-7UC2=33,02×5,67+25,06×7,37107,74=3,45 kV Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 7 bằng : UC7=UC2-∆Ud2-7=107,74-3,45=104,29 kV Tổn thất điện áp trên máy biến áp của trạm 7 bằng : ∆Ub7=Pb7.Rb7+Qb7.Xb7UC7=32,22×1,87+24,93×43,5104,29=10,98 kV Điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp của trạm 7 bằng : UH7=UC7-∆Ub7=104,29-10,98=93,31 kV - Tổn thất điện áp trên đường dây I – 2 bằng : ∆UdI2=PI2'.RdI2+QI2'.XdI2UC2=22,51×4,18+21,19×10,05107,74=2,85 kV Điện áp trên thanh góp cao áp 110kV của NM1 bằng : UNM1=UC2+∆UdI2=107,74+2,85=110,59 kV * Tính toán tương tự cho các trường hợp còn lại ta có bảng giá trị các dòng công suất, tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây nối với hệ thống điện : Đường dây SNi, MVA Si', MVA ∆Sd, MVA Si'', MVA Qc, MVAr I – 1 17,44 + j8,00 17,44 + j9,20 0,36 + j0,86 17,08 + j8,34 1,20 I – 5 17,36 + j6,55 17,36 + j8,33 0,27 + j0,35 17,09 + j7,98 1,78 I – 6 18,53 + j5,71 18,53 + j8,34 0,43 + j0,56 18,10 + j7,77 2,62 II – 3 20,01 + j8,42 20,01 + j10,79 0,40 + j0,62 19,61 + j10,17 2,36 II – 4 17,91 + j6,56 17,91 + j8,52 0,31 + j0,41 17,59 + j8,12 1,96 II – 8 11,29 + j2,86 11,29 + j5,44 0,23 + j0,22 11,06 + j5,21 2,58 II – 9 15,31 + j6,42 15,31 + j8,17 0,22 + j0,28 15,09 + j7,89 1,75 I – 2 22,51 + j19,51 22,51 + j21,19 0,33 + j0,79 22,18 + j20,40 1,68 II – 2 53,80 + j31,64 53,80 + j31,64 2,72 + j3,54 51,08 + j28,10 1,88 2 – 7 33,02 + j23,96 33,02 + j25,06 0,76 + j0,99 32,255 + j24,07 1,10 Đường dây Sb, MVA ∆Sb, MVA UN, kV ∆Ud, kV UCi, kV ∆Ub, kV UHi, kV I – 1 17,04 + j9,26 0,042 + j1,026 104,89 4,26 106,33 3,26 103,06 I – 5 17,06 + j9,52 0,055 + j1,283 104,89 2,33 108,26 4,12 104,14 I – 6 18,06 + j10,16 0,062 + j1,438 104,89 3,58 107,01 4,44 102,56 II – 3 19,58 + j12,29 0,076 + j1,765 115,5 3,13 112,37 5,08 107,28 II – 4 17,56 + j9,83 0,058 + j1,359 115,5 2,53 112,97 4,08 108,89 II – 8 11,04 + j7,59 0,035 + j0,774 115,5 3,54 111,96 4,04 107,92 II – 9 15,06 + j9,44 0,061 + j1,342 115,5 2,02 113,48 4,99 108,49 I – 2 40,17 + j27,62 0,17 + j3,89 110,59 2,85 II – 2 40,17 + j27,62 0,17 + j3,89 115,5 7,76 2 – 7 32,22 + j24,93 0,22 + j5,10 107,74 3,45 107,74 10,98 93,31 Bảng 5.3 5.3. Chế độ sau sự cố Có nhiều loại sự cố nhưng mà đối với mạng hình tia ta đang xét thì sự cố nặng nề nhất là khi ngừng cấp điện một mạch, không. Khi đó, các thông số về đường dây thay đổi còn máy biến áp thì vẫn vận hành như ở chế độ phụ tải cực đại. Đối với đường dây liên lạc giữa hai nhà máy, ta chỉ xét sự cố ngừng làm việc một mạch do sự cố này nặng nề hơn sự cố ngừng làm việc một tổ máy có công suất lớn nhất, do ở chương 3 trường hợp này có dòng điện sự cố và tổn thất lớn hơn. 5.3.1. Đường dây II - 3  * Giai đoạn 1 : Sơ đồ nguyên lý và thay thế của mạng điện : Hình 5.5 Thông số của đường dây : Zd3 = 19,60 + j28,67 Ω ; Bd3/2 = 97,65.10-6 S. Thông số máy biến áp : ∆S03=2∆P03+j∆Q03=20,035+j0,24=0,07+j0,48 MVA Zb3=12rb3+jxb3=121,87+j43,5=0,935+j21,75 Ω Tổn thất trong máy biến áp bằng : ∆Sb3=P32+Q32Uđm2Zb3=392+21,05211020,935+j21,75=0,15+j3,53 MVA Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng : Sb3=S3+∆Sb3=39+j21,05+0,15+j3,53=39,15+j24,58 MVA Dòng công suất vào cuộn cao áp của máy biến áp có giá trị : Sc3=Sb3+∆S03=39,15+j24,58+0,07+j0,48=39,22+j25,06 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây bằng : Qcc3=Uđm2.Bd32=1102.97,65.10-6=1,18 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị bằng : S3''=Sc3-jQcc3=39,22+j25,06-j1,18=39,22+j23,88 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng : ∆Sd3=P3''2+Q3''2Uđm2Zd3=39,222+23,882110219,60+j28,67 =3,42+j1,48 MVA Dòng công suất trước tổng trở đường dây bằng : S3'=S3''+∆Sd3=39,22+j23,88+3,42+j1,48=42,64+j25,36 MVA Công suất điện dung đầu đường dây bằng : Qcd3=Qcc3=1,18 MVAr Công suất từ nhà máy truyền vào đường dây bằng: SII3=S3'-jQcd3=42,64+j25,36-j1,18=42,64+j24,17 MVA * Giai đoạn 2 : Tính toán điện áp nút tại phụ tải 3 ; Tổn thất điện áp trên đường dây bằng : ∆Ud3=P3'.Rd3+Q3'.Xd3Ucs=42,64×19,60+25,36×28,67121=13,34 kV Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 3 bằng : UC3=Ucs-∆Ud3=121-13,34=107,66 kV Tổn thất điện áp trên máy biến áp của trạm 3 bằng : ∆Ub3=Pb3.Rb3+Qb3.Xb3UC3=39,15×0,935+24,58×21,75107,66=4,99 kV Điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp bằng : UH3=UC3-∆Ub3=107,66 -4,99=102,35 kV 5.3.2. Đường dây NM1 – 2 – NM2  Khi xét sự cố, ta giả thiết sự cố không xếp chồng. Sự cố ngừng làm việc một đường dây đoạn I – 2 có dòng điện sự cố và tổn thất điện áp lớn hơn sự cố đoạn II – 2, do đó ta chỉ xét trường hợp ngừng làm việc một đường dây đoạn I – 2. * Giai đoạn 1 : Sơ đồ nguyên lý và thay thế của mạng điện : Hình 5.6 - Công suất phát kinh tế của NM1 : Pkt=150 MW SktI=150+j150.tgarccos0,80=150+j112,5 MVA Công suất tự dùng : Ptd=10%×3×50=15 MW Qtd=15.tgarccos0,75=13,23 MVAr Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp của NM1 bằng : Sh=Skt-Std=150+j112,5-15-j13,23=135+j99,27MVA Tổn thất công suất ở trạm tăng áp : ∆Sb=n.∆P0+∆Pn.S2n.Sđm2+jn.∆Q0+Un%.S2100.n.Sđm =3×0,059+0,261352+99,2723×632+j3×0,41+10,51352+99,272100×3×63 = 0,79 + j16,83 MVA Công suất NM1 cung cấp cho các phụ tải 1, 5, 6 : S156=34+j16,47+34+j16,47+36+j17,48=104+j50,38 MVA Công suất NM1 truyền vào đường dây I – 2 : SI2=Sh-∆Sb-S156=135+j99,27-0,79- j16,83-104-j50,38 =30,21+j32,06 MVA Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây I – 2 bằng : Có B2=69,30.10-6S QccI2=QcdI2=Uđm2.B2=1102.69,30.10-6=0,84 MVA Công suất trước đường dây I – 2 : SI2'=SI2+jQcdI2=30,21+j32,06+j0,84=30,21+j32,90 MVA Tổn thất trên tổng trở đường dây I – 2: ZdI2=2,09+j5,03 Ω ∆SdI2=PI2'2+QI2'2Uđm2ZdI2=30,212+32,90211022,09+j5,03 = 0,34 + j0,83 MVA Công suất sau tổng trở đường dây I – 2 : SI2''=SI2'-∆SdI2=30,21+j32,90-0,34- j0,83=29,87+j32,07 MVA Công suất chạy từ I vào nút 2 bằng : SCI2=SI2''+jQccI2=29,87+j32,07+j0,84=29,87+j32,91 MVA - Tổn thất trong máy biến áp B2 bằng : ∆Sb2=P22+Q22Uđm2Zb2=402+23,73211020,935+j21,75=0,17+j3,89 MVA Tổn thất không tải trong máy biến áp B2 bằng : ∆S02=2∆P02+j∆Q02=20,035+j0,24=0,07+j0,48 MVA Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng : Sb2=S2+∆Sb2=40+j23,73+0,17+j3,89=40,17+j27,62 MVA Dòng công suất vào cuộn cao áp của máy biến áp B2 có giá trị : Sc2=Sb2+∆S02=40,17+j27,62+0,07+j0,48=40,24+j28,10 MVA - Tổn thất trong máy biến áp B7 bằng : ∆Sb7=P72+Q72Uđm2Zb7=322+19,83211020,935+j21,75=0,11+j2,55 MVA Tổn thất không tải trong máy biến áp B7 bằng : ∆S07=2∆P07+j∆Q07=20,035+j0,24=0,07+j0,48 MVA Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng : Sb7=S7+∆Sb7=32+j19,83+0,11+j2,55=32,11+j22,38 MVA Dòng công suất vào cuộn cao áp của máy biến áp B7 có giá trị : Sc7=Sb7+∆S07=32,11+j22,38+0,07+j0,48=32,18+j22,86 MVA Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây bằng : Qcd7=Qcc7=Uđm2.Bd72=1102.91,08.10-6=1,10 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây 2 – 7 có giá trị bằng : S7''=Sc7-jQcc7=32,18+j22,86-j1,10=32,18+j21,76 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng : ∆Sd7=P7''2+Q7''2Uđm2Zd7=32,182+21,76211025,67+j7,37 =0,71+j0,92 MVA Dòng công suất trước tổng trở đường dây bằng : S7'=S7''+∆Sd7=32,18+j21,76+0,71+j0,92=32,89+j22,68 MVA - Công suất từ NM2 truyền vào nút 2 bằng : S2-7+Sc2=SCI2+SCII2→SCII2=S2-7+Sc2-SCI2 =32,89+j21,57+40,24+j28,10-29,87-j32,91 =43,26+j16,76 MVA Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây bằng : QcdII2=QccII2=Uđm2.B2=1102.155,56.10-6=1,88 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây II – 2 có giá trị bằng : SII2''=SCII2-jQccII2=43,26+j16,76-j1,88=43,26+j14,88 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng : ∆SdII2=PII2''2+QII2''2Uđm2ZdII2=43,262+14,88211029,69+j12,59 =1,68+j2,18 MVA Dòng công suất trước tổng trở đường dây bằng : SII2'=SII2''+∆SdII2=43,26+j14,88+1,68+j2,18=44,94+j17,06 MVA Công suất từ nhà máy 2 truyền vào đường dây II – 2 bằng: SII2=SII2'-jQcdII2=44,94+j17,06-j1,88=44,94+j15,18 MVA * Giai đoạn 2 : Xuất phát từ thanh góp 110kV của NM2 :  - Tổn thất điện áp trên đường dây II – 2 bằng : ∆UdII2=PII2'.RdII2+QII2'.XdII2Ucs=44,94×9,69+17,06×12,59121=5,37 kV Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 2 bằng : UC2=Ucs-∆UdII2=121-5,37=115,63 kV Tổn thất điện áp trên máy biến áp của trạm 2 bằng : ∆Ub2=Pb2.Rb2+Qb2.Xb2UC2=40,17×0,935+27,62×21,75115,63=5,52 kV Điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp của trạm 2 bằng : UH2=UC2-∆Ub2=115,63-5,52=110,11 kV - Tổn thất điện áp trên đường dây 2 – 7 bằng : ∆Ud2-7=P7'.Rd2-7+Q7'.Xd2-7UC2=32,89×5,67+22,68×7,37115,63=3,06 kV Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 7 bằng : UC7=UC2-∆Ud2-7=115,63-3,06=112,57kV Tổn thất điện áp trên máy biến áp của trạm 7 bằng : ∆Ub7=Pb7.Rb7+Qb7.Xb7UC7=32,11×0,935+22,38×21,75112,57=4,59 kV Điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp của trạm 7 bằng : UH7=UC7-∆Ub7=112,57-4,59=107,98 kV - Tổn thất điện áp trên đường dây I – 2 bằng : ∆UdI2=PI2'.RdI2+QI2'.XdI2UC2=30,21×2,09+32,90×5,03115,63=1,98 kV Điện áp trên thanh góp cao áp 110kV của NM1 bằng : UNM1=UC2+∆UdI2=115,63+1,98=117,61 kV 5.3.3 Tính cho các nhánh còn lại  Tính toán tương tự cho các trường hợp còn lại ta có bảng giá trị các dòng công suất, tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường dây nối với hệ thống điện : Đường dây SNi, MVA Si', MVA ∆Sd, MVA Si'', MVA Qc, MVAr I – 1 35,75 + j19,38 35,75 + j20,58 1,53 + j0,92 34,21 + j19,66 1,20 I – 5 36,47 + j18,43 36,47 + j19,32 2,29 + j0,69 34,18 + j18,62 0,89 I – 6 39,96 + j19,31 39,96 + j20,62 3,77 + j1,14 36,19 + j19,48 1,31 II – 3 42,64 + j24,17 42,64 + j25,36 3,42 + j1,48 39,22 + j23,88 1,18 II – 4 37,86 + j19 37,86 + j19,98 2,68 + j0,81 35,19 + j19,17 0,98 II – 8 35,86 + j13,66 35,86 + j14,95 3,79 + j0,66 32,07 + j14,29 1,29 II – 9 32,04 + j18,19 32,04 + j19,06 1,86 + j0,66 30,18 + j18,4 0,88 I – 2 30,21 + j32,06 30,21 + j32,90 0,34 + j0,83 29,87 + j32,07 0,84 II – 2 44,94 + j15,18 44,94 + j17,06 1,68 + j2,18 43,26 + j14,88 1,88 2 – 7 33,02 + j23,96 33,02 + j25,06 0,76 + j0,99 32,255 + j24,07 1,10 Đường dây Sb, MVA ∆Sb, MVA UN, kV ∆Ud, kV UCi, kV ∆Ub, kV UHi, kV I – 1 34,17 + j20,57 0,17 + j4,1 117,61 8,64 108,97 7,02 101,95 I – 5 34,11 + j19,03 0,11 + j2,57 117,61 9,57 108,04 4,13 103,91 I – 6 36,12 + j20,31 0,12 + j2,88 117,61 15,33 102,28 4,65 97,635 II – 3 39,15 + j24,58 0,15 + j3,53 121 13,34 107,66 5,31 102,35 II – 4 35,12 + j19,67 0,12 + j2,72 121 10,64 110,36 4,17 106,19 II – 8 22,07 + j15,18 0,07 + j1,55 121 15,51 105,49 4,29 101,21 II – 9 30,12 + j18,88 0,12 + j2,68 121 8,47 112,53 5,03 107,51 I – 2 40,17 + j27,62 0,17 + j3,89 117,61 1,98 II – 2 40,17 + j27,62 0,17 + j3,89 121 5,37 2 – 7 32,11 + j22,38 0,11 + j2,55 115,63 3,06 112,57 4,59 107,98 Bảng 5.4 5.4. Điều chỉnh điện áp trong mạng lưới điện  Tất cả các phụ tải trong mạng lưới điện đều có yêu câu về điều chỉnh điện áp. Đồng thời các giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp của các trạm trong chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố khác nhau tương đối nhiều. Do đó để đảm bảo chất lượng điện áp cung cấp cho các hộ tiêu thụ cần sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải. Đối với trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy định như sau : - Trong chế độ phụ tải cực đại : ∆Umax%=+5% - Trong chế độ phụ tải cực tiểu : ∆Umin%=0% - Trong chế độ sau sự cố : ∆Usc%=0÷5% Điện áp yêu trên thanh góp hạ áp của trạm được xác định theo công thức sau: Uyc=Uđm+∆U%.Uđm Trong đó, Uđm là điện áp định mức của mạng lưới điện hạ áp ; Uđm=22kV. - Trong chế độ phụ tải cực đại : Uycmax= 22 + 5%.22 = 23,1 kV - Trong chế độ phụ tải cực tiểu : Uycmin= 22 + 0%.22 = 22 kV - Trong chế độ sau sự cố : Uycsc= 22 + 5%.22 = 23,1 kV Máy biến áp có phạm vi điều chỉnh ±9×1,78%,Ucđm=115kV, Uhđm=22kV. Ta có bảng thông số điều chỉnh của máy biến áp điều chỉnh dưới tải: Thứ tự đầu điều chỉnh Điện áp đầu điều chỉnh, kV Thứ tự đầu điều chỉnh Điện áp đầu điều chỉnh, kV Thứ tự đầu điều chỉnh Điện áp đầu điều chỉnh, kV 1 133,423 8 119,094 15 104,765 2 131,376 9 117,047 16 102,718 3 129,329 10 115,000 17 100,671 4 127,282 11 112,953 18 98,624 5 125,235 12 110,906 19 96,577 6 123,188 13 108,859 7 121,141 14 106,812 Bảng 5.5 Sau đây là cách tính chọn đầu phân áp cho trạm hạ áp: * Chọn cá