Thiết kế lưới điện khu vực

ĐI- I 2 51,9 2,79 1,75 0,875 NĐI- 2 2 58,31 2,79 1,97 0,98 NĐI-3 1 60,83 2,98 1,09 0,545 NĐI-4 2 70,71 2,75 2,35 1,175 HT-5 2 44,72 2,79 1,51 0,755 HT-6 1 63,24 2,9 1,11 0,555 HT-7 2 53,85 2,79 1,82 0,91 HT-8 2 60,83 2,79 2,04 1,02 HT-9 2 60,83 2,85 2,09 1,045 NĐI-9 2 70,71 2,68 2,29 1,145 1, Đường dây NĐI-1: (Lộ kép ) Spt1 = 44 + j.18,74 MVA; QCd = QCc = 1,75 MVAr Z1 = 7 + j.10,59 W Ta có sơ dồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA = 2.0,042 +.0,175. + j.( 2.0,28 + ) = 0,21 + j.3,56 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB1 = Spt1 + DSBA1 = 44 + j.18,74 + 0,21 + j.3,56 = 44,21 + j.22,3 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’1 = SB1 – j. DQCc = 44,21 + j.22,3 – j.1,75 = 44,21 + j.20,55 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ1 = .( R + j.X ) =.(7 + j.10,59 ) = 1,37 + j.2,07MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’1 = S’’1 + DSZ1 = 44,21 + j.20,55 + 1,37 + j.2,07 = 45,58 + j.22,62 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N1 là: S1 = S’1 – j. DQCc = 45,58 + j.22,62 – j.1,75 = 45,58 + j.20,87 MVA 2, Đường dây NĐI-2: (Lộ đường dây kép ) Spt2 = 42 + j.17,89 MVA; QCd = QCc = 1,97 MVAr Z2 = 7,87 + j.11,89 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA2 = 2.0,042 + 0,175. + j.( 2.0,28 + ) = 0,2 + j.3,3 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB2 = Spt2 + DSBA2 = 42 + j.17,89 + 0,2 + j.3,3 = 42,2 + j21,19 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’2 = SB2 – j. DQCc = 42,2 + j.21,19 – j.1,97 = 42,2 + j.19,22 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ2 =.( R + j.X ) =.(7,87 + j.11,89 ) = 1,4 + j.2,1 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’2 = S’’2 + DSZ2 = 42,2 + j.19,22 + 1,4 + j.2,1 = 43,6 + j.21,32 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N2 là: S2 = S’2 – j. DQCc = 43,6 + j.21,32 – j.1,97 = 43,6 + j.19,35 MVA 3, Đường dây NĐI-3: (Lộ đơn ) Spt3 = 40 + j.19,37 MVA; j.QCd =j. QCc = 1,09 MVAr Z3 = 7,9 + j.22,87 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA3 = 0,059 + 0,26. + j.( 0,41 + ) = 0,19 + j.3,7 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB3 = Spt3 + DSBA3 = 40 + j.19,37 + 0,19 + j.3,7 = 40,19 + j.23,07 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’3 = SB3 – j. DQCc = 40,19 + j.23,07 – j.1,09 = 40,19 + j.21,98 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ3 = .( R + j.X ) = .(7,9 + j.22,87) = 1,37 + j.3,97 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’3 = S’’3 + DSZ3 = 40,19 + j.21,98 + 1,37 + j.3,97 = 41,56 + j.25,95 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N3 là: S3 = S’3 – j. DQCc = 41,56 + j.25,95 – j.1,09 = 41,56 + j.24,86 MVA 4, Đường dây NĐI-4: (Lộ kép ) Spt4 = 32 + j.19,83 MVA; QCd = QCc = 2,35 MVAr Z4 = 11,67 + j.14,6 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA4 = 2.0,035 + 0,145. . + j.( 2.0,24 + ) = 0,17 + j.2,8 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB4 = Spt4 + DSBA4 = 32 + j.19,83 + 0,17 + j.2,8 = 32,17 + j22,63 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’4 = SB4 – j.DQCc = 32,17 + j.22,63 – j.2,35 = 31,17 + j.20,28 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ4 = .( R + j.X ) =.(11,67 + j.14,6) = 1,39 + j.1,74 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’4 = S’’4 + DSZ4 =32,17 + j.22,63 + 1,39 + j.1,74 = 33,56 +j.24,37 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N4 là: S4 = S’4 – j. DQCc = 33,56 + j.24,37 – j.2,35 = 33,56 + j.22,02 MVA 5, Đường dây HT-5: (Lộ kép ) Spt5 = 40 + j.19,37 MVA; QCd = QCc = 1,51 MVAr Z5 = 6,04 + j.9,12 W Ta có sơ đồ thay thế: + Ta có sơ đồ thay thế: DSBA5 = 2.0,035 + 0,145. + j.( 2.0,24 + ) = 0,21 + j.3,72 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB5 = Spt5 + DSBA5 = 40 + j.19,37 + 0,21 + j.3,72 = 40,21 + j.23,09 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’5 = SB5 – j. DQCc = 40,21 + j.23,09 – j.1,51 = 40,21+ j.21,58 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ5 = .( R + j.X ) =.(6,04 + j.9,12) = 1,04 + j.1,57 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’5 = S’’5 + DSZ5 = 40,21 + j.21,58 + 1,04 + j.1,57 = 41,25 + j.23,15 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N5 là: S5 = S’5 – j. DQCc = 41,25+ j.23,15 – j.1,51 = 41,25+ j.21,64 MVA 6, Đường dây HT-6: (Lộ dường dây đơn ) Spt6 = 38 + j.16,18 MVA; QCd = QCc = 1,11 MVAr Z6 = 10,75 + j.24,92 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA6 = 0,059 + 0,26. + j.( 0,41 + ) = 0,17 + j.3,25 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB6 = Spt6 + DSBA6 = 38 + j.16,18 + 0,17 + j.3,25 = 38,17 + j.19,43 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’6 = SB6 – j. DQCc = 38,17 + j.19,43 – j.1,11 = 38,17+ j.18,32 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ6 = .(R + j.X) =.(10,75 + j.24,92) = 1,59 + j.3,69 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’6 = S’’6 + DSZ6 = 38,17 + j.18,32 + 1,59 + j.3,69 = 39,76 + j.22,01 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N6 là: S6 = S’6 – j. DQCc = 39,76 + j.22,01– j.1,11 = 39,76 + j.20,9 MVA 7, Đường dây HT-7: (Lộ kép ) Spt7 = 40 + j.19,37 MVA; QCd = QCc = 1,82 MVAr Z7 = 7,27 + j.10,98 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA7 = 2.0,035 + 0,145. + j.(2.0,24 + ) = 0,21 + j.3,72 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB7 = Spt7 + DSBA7 = 40 + j.19,37 + 0,21 + j.3,72 = 40,21 + j.23,09 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’7 = SB7 – j.DQCc = 40,21 + j.23,09 – j.1,82 = 40,21 + j.21,27 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ7 = .( R + j.X ) =.(7,27 + j.10,98) = 1,24 + j.1,88 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’7 = S’’7 + DSZ = 40,21 + j.21,27 + 1,24 + j.1,88 = 41,45 + j.23,15 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N7 là: S7 = S’7 – j. DSCc = 41,45 + j.23,15 – j.1,82 = 41,45 + j.21,33 MVA 8, Đường dây HT-8: (Lộ kép ) Spt8 = 40 + j.19,37 MVA; QCd = QCc = 2,04 MVAr Z8 = 8,2 + j.12,4 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA8 = 2.0,035 + 0,145. + j.(2.0,24 + ) = 0,21 + j.3,72 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB8 = Spt8 + DSBA8 = 40 + j.19,37 + 0,21 + j.3,72 = 40,21 + j.23,09 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’8 = SB8 – j.DQCc = 40,21 + j.23,09 – j.2,04 = 40,21 + j.21,05 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ8 = .( R + j.X ) =.(8,2 + j.12,4) = 1,4 + j.2,1 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’8 = S’’8 + DSZ8 = 40,21 + j.21,05 + 1,4 + j.2,1 = 40,21 + j.23,15 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N8 là: S8 = S’8 – j. DSCc = 40,21 + j.23,15 – j.2,04 = 41,61 + j.21,11 MVA 9, Xác định công suất truyền tải trên đường dây NĐI-9-HT: Sơ đồ thay thế đường dây NĐI-4-HT: Từ các bảng (4-1), (6-1) ta tính được các thông số của các phần tử trong mạng điện như sau: + Máy biến áp có: DS0 = 2(DP0 + j. DQ0) = 2(0,035+j.0,24) = 0,07 + j.0,48 MVA Zb = .(Rb + j.Xb) = .(1,87 +j.43,5) = 0,935 + j.21,75 MVA + Đường dây NĐI-9: ZNĐI-9 = 16,26 + j.15W; BNĐ/2 = 1,89.10 S + Đường dây HT_9: ZHT-9 = 6,39 + j.12,2W; BHT/2 = 1,73.10 S a, Tính dòng công suất từ NĐI chạy vào đường dây 9: + Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp của nhà máy bằng, costd = 0,75: + Tổn thất công suất trong trạm tăng áp bằng: DSBA-TA = 4.0,059 +0,26. + j.(4.0,41 + ) = 0,73 + j.14,22 MVA + Công suất truyền vào thanh góp cao áp của trạm tăng áp bằng: + Tổng công suất cấp cho các phụ tải 1, 2, 3, 4 láy từ thanh góp cao áp của nhà máy nhiệt điện: Như vậy công suất nhiệt điện vào đường dây 9 bằng: Như vậy ở chế độ cực đại hệ thống cần cung cấp cho NĐI một lượng công suất là 20,28 MVA + Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây 9: DQCNd = DQCCN = 2,29 MVAr + Công suất trước tổng trở đường dây: S’N9 = SN9 - j.DQCNd = 15,03 + j.13,61 - j.2,29 = 15,03 + j.11,32 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZN9 = .( R + j.X ) =.(16,26 + j.15 ) = 0,47 + j.0,44 MVA + Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị: S’’N9 = S’N9 - DSZN = 15,03 + j.11,32 + 0,47 + j.0,44 = 15,57 + j.11,76 MVA + Công suất chạy vào nút 9: S’’’N9 = S’’N9 – j. DQCCN = 15,57 + j.11,76 – j.2,29 = 15,57 + j.9,47 MVA b,Tính công suất chạy vào cuộn dây cao áp trong: + Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp: DSB9 = 2.0,035 +0,145. + j.(2.0,24 + ) = 0,17 + j.3,72 MVA + Công suất trước tổng trở MBA SB9 = S9 + DSB9 = 34 + j.16,47 + 0,17 + j.3,72 = 34,17 + j.20,19 MVA + Dòng công suất chạy vào cuộn dây cao áp áp máy biến áp SC = SB9 + DS0 = 34,17 + j.20,19 + 0,07 + j.0,48 = 34,24 + j.20,67 MVA c, Tính dòng công suất từ hệ thống chạy vào nút 9: S’’’H9 = SC + S’’’N9 = 34,28 + j.20,67 + (15,57 + j.9,47) = 49,85 + j.30,14 MVA + Công suất điện dung đầu và cuối đường dây HT-9: DQCHd = DQCHC = 2,09 MVAr + công suất sau tổng trở đường dây bằng: S’’H = S’’’H9 - jDQCHd = 49,85 +j.30,14 – j.2,09 = 49,85 + j.28,05 MVA + Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây: DSZH9 = .( R + j.X ) =.(6,39 + j.12,2) = 1,67 + j.3,2 MVA + Công suất trước tổng trở đường dây: S’H9 = S’’H9 + DSZH9 = 49,85 + j.28,05 + 1,67 + j.3,2 = 51,52 + j31,25 MVA + Công suất từ hệ thống chạy vào đường dây: SH9 = S’H9 – j.DQCHC = 51,52 + j.31,25 – j.2,09 = 51,52 + j.29,16 MVA Kiểm tra sự chính xác sự cân bằng công suất phản kháng trong toàn mạng: + Nếu thì ta không cần bù cưỡng bức. + Nếu thì mạng phải đặt thiết bị bù. Từ kết quả tính được ở trên ta có tổng công suât yêu cầu trên thanh góp 110 kV của hệ thống và nhà máy điện bằng: Vậy: Ta có: , với cos = 0,85. Vậy: Công suất phản kháng do các nguồn cung cấp lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu. Vì vậy không cần bù công suất phản kháng (bù cưỡng bức) trong chế độ phụ tải cực đại. II. CHế độ cực tiểu: Phụ tải cực tiểu: Pmin = 0,5.Pmax Xác định chế độ vận hành của máy biến áp: Trong chế độ vận hành phụ tải cực tiểu, để giảm tổn thất công suất do lõi sắt từ gây ra trong tình trạng non tải của các trạm có 2 máy biến áp vận hành song song. Chế độ này ta có thể cắt bớt 1 máy biến áp tại các trạm có 2 máy vạn hành song song. Điều kiện để cắt bớt 1 máy biến áp trong trạm là: Trong đó: + Spt: là công suất truyền tải qua trạm ở chế độ phụ tải cực tiểu: Pmin = 0,5.Pmax + Sgh: là công suất giới hạn. + SđmBA: là công suất đính mức máy biến áp. + : là tổn thất công suất ngắn mạch của máy biến áp. Ta tính toán công suất giớ hạn cho các máy b9ến áp: SđmBA = 32MVA SđmBA = 40MVA Lần lượt ta tính cho từng trạm: a, Trạm biến áp T1: S1min = 23,9 MVA < Sgh = 27,71 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T1 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. b, Trạm biến áp T2: S2min = 22,8 MVA < Sgh = 27,71 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T2 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. c, Trạm biến áp T4: S4min = 15,82 MVA < Sgh = 23,9 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T4 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. d, Trạm biến áp T5: S5min = 22,22 MVA < Sgh = 22,23 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T5 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. e, Trạm biến áp T7: S7min = 22,22 MVA < Sgh = 22,23 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T7 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. f, Trạm biến áp T8: S8min = 22,22 MVA < Sgh = 22,23 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T8 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. g, Trạm biến áp T9: S9min = 18,89 MVA < Sgh = 22,23 MVA. Vậy ở chế độ phụ tải cực tiểu trạm biến áp T9 chỉ cần vạn hành 1 máy biến áp. Tính toán phan bố công suất trên các trạm đường dây: a, Đường dây NĐI-1: (Lộ kép ) Spt1 = 22 + j.9,37 MVA; QCd = QCc = 1,75 MVAr Z1 = 7 + j.10,59 W Ta có sơ dồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA1 = 2.0,042 +.0,175. + j.(2.0,28 + ) = 0,1 + j.1,31 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB1 = Spt1 + DSBA1 = 22 + j.9,37 + 0,1 + j.1,31 = 22,1 + j.10,58 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’1 = SB1 – j. DQCc = 22,1 + j.10,58 – j.1,75 = 22,1 + j.8,93 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ1 = .( R + j.X ) =.(7 + j.10,59 ) = 0,33 + j.0,5 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’1 = S’’1 + DSZ1 = 22,1 + j.8,93 + 0,33 + j.0,5 = 22,43 + j.9,43 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N1 là: S1 = S’1 – j. DQCc = 22,43 + j.9,43 – j.1,75 = 22,43 + j.7,68 MVA b, Đường dây NĐI-2: (Lộ đường dây kép ) Spt2 = 21 + j.8,95 MVA; QCd = QCc = 1,97 MVAr Z2 = 7,87 + j.11,89 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA2 = 2.0,042 + 0,175. + j.( 2.0,28 + ) = 0,1 + j.1,24 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB2 = Spt2 + DSBA2 = 21 + j.8,95 + 0,1 + j.1,24 = 21,1 + j10,19 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’2 = SB2 – j. DQCc = 21,1 + j.10,19 – j.1,97 = 21,1 + j.8,22 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ2 =.( R + j.X ) =.(7,87 + j.11,89 ) = 0,33 + j.0,5 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’2 = S’’2 + DSZ2 = 21,1 + j.8,22 + 0,33 + j.0,5 = 21,1 + j.8,72 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N2 là: S2 = S’2 – j. DQCc = 21,1 + j.8,72 – j.1,97 = 21,1 + j.6,75 MVA c, Đường dây NĐI-3: (Lộ đơn ) Spt3 = 20 + j.9,68 MVA; j.QCd =j. QCc = 1,09 MVAr Z3 = 7,9 + j.22,87 W Ta có sơ đồ thay thế: Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA3 = 0,059 + 0,26. + j.( 0,41 + ) = 0,15 + j.1,23 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB3 = Spt3 + DSBA3 = 20 + j.9,68 + 0,15 + j.1,23 = 20,15 + j.10,91 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’3 = SB3 – j. DQCc = 20,15 + j.10,91 – j.1,09 = 20,15 + j.9,82 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ3 = .( R + j.X ) = .( 7,9 + j.22,87 ) = 0,33 + j.0,95 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’3 = S’’3 + DSZ3 = 20,15 + j.9,82 + 0,33 + j.0,95 = 20,48+ j.10,77 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N3 là: S3 = S’3 – j. DQCc = 20,48 + j.10,77 – j.1,09 = 20,48 + j.9,88 MVA d, Đường dây NĐI-4: (Lộ kép ) Spt4 = 16 + j.9,91 MVA; QCd = QCc = 2,35 MVAr Z4 = 11,67 + j.14,6 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA4 = 2.0,035 + 0,145. . + j.( 2.0,24 + ) = 0,09 + j.1,06 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB4 = Spt4 + DSBA4 = 16 + j.9,91 + 0,09 + j.1,06 = 16,09 + j10,97 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’4 = SB4 – j.DQCc = 16,09 + j.10,97 – j.2,35 = 16,09 + j.8,62 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ4 = .( R + j.X ) =.( 11,67 + j.14,6 ) = 0,32 + j.0,4 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’4 = S’’4 + DSZ4 =16,09 + j.8,62 + 0,31 + j.0,4 = 16,41 +j.9,02 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N4 là: S4 = S’4 – j. DQCc = 16,41 + j.9,02 – j.2,35 = 16,41 + j.6,67 MVA e, Đường dây HT-5: (Lộ kép ) Spt5 = 20 + j.9,68 MVA; QCd = QCc = 1,51 MVAr Z5 = 6,04 + j.9,12 W Ta có sơ đồ thay thế: + Ta có sơ đồ thay thế: DSBA5 = 2.0,035 + 0,145. + j.( 2.0,24 + ) = 0,1 + j.1,29 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB5 = Spt5 + DSBA5 = 20 + j.9,68 + 0,1 + j.1,29 = 20,1 + j.10,97 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’5 = SB5 – j. DQCc = 20,1 + j.10,97 – j.1,51 = 2021+ j.12,48 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ5 = .( R + j.X ) =.( 6,04 + j.9,12 ) = 0,28 + j.0,42 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’5 = S’’5 + DSZ5 = 20,1 + j.14,28 + 0,28 + j.0,42 = 20,38 + j.14,42 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N5 là: S5 = S’5 – j. DQCc = 20,38+ j.14,42 – j.1,51 = 20,38+ j.12,91 MVA f, Đường dây HT-6: (Lộ dường dây đơn ) Spt6 = 19 + j.8,09 MVA; QCd = QCc = 1,11 MVAr Z6 = 10,75 + j.24,92 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA6 = 0,059 + 0,26. + j.( 0,41 + ) = 0,08 + j.1,12 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB6 = Spt6 + DSBA6 = 19 + j.8,09 + 0,08 + j.1,12 = 19,08 + j.9,21 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’6 = SB6 – j. DQCc = 19,08 + j.9,21 – j.1,11 = 19,08 + j.8,1 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ6 = .( R + j.X ) =.( 10,75 + j.24,92 ) = 0,38 + j.0,88 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’6 = S’’6 + DSZ6 = 19,08 + j.8,1 + 0,38 + j.0,88 = 19,46 + j.8,98 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N6 là: S6 = S’6 – j. DQCc = 19,46 + j.8,98– j.1,11 = 19,46 + j.7,87 MVA g, Đường dây HT-7: (Lộ kép ) Spt7 = 20 + j.9,68 MVA; QCd = QCc = 1,82 MVAr Z7 = 7,27 + j.10,98 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA7 = 2.0,035 + 0,145. + j.( 2.0,24 + ) = 0,1 + j.1,29 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB7 = Spt7 + DSBA7 = 20 + j.9,68 + 0,1 + j.1,29 = 20,1 + j.10,97 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’7 = SB7 – j.DQCc = 20,1 + j.10,97 – j.1,82 = 20,1 + j.9,15 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ7 = .( R + j.X ) =.( 7,27 + j.10,98 ) = 0,29 + j.0,44 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’7 = S’’7 + DSZ = 20,1 + j.9,15 + 0,29 + j.0,44 = 20,39 + j.9,59 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N7 là: S7 = S’7 – j. DSCc = 20,39 + j.9,59 – j.1,82 = 20,39 + j.7,77 MVA h, Đường dây HT-8: (Lộ kép ) Spt8 = 20 + j.9,68 MVA; QCd = QCc = 2,04 MVAr Z8 = 8,2 + j.12,4 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA8 = 2.0,035 + 0,145. + j.( 2.0,24 + ) = 0,1 + j.1,29 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB8 = Spt8 + DSBA8 = 20 + j.9,68 + 0,1 + j.1,29 = 20,1 + j.10,97MVA + Công suất cuối đường dây: S’’8 = SB8 – j.DQCc = 20,1 + j.10,97 – j.2,04 = 20,1 + j.8,93 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ8 = .( R + j.X ) =.( 8,2 + j.12,4 ) = 0,33+ j.0,49MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’8 = S’’8 + DSZ8 = 20,1 + j.8,93 + 0,33 + j.0,49 = 20,43 + j.9,42 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N8 là: S8 = S’8 – j. DSCc = 20,1 + j.9,42 – j.2,04 = 20,43 + j.7,38 MVA i, Xác định công suất truyền tải trên đường dây NĐI-9-HT: Khi phụ tải cực tiểu vì phụ tải thấp ta cho nghỉ 1 tổ máy, 3 tổ còn lại phát 80% công suất đặt như vậy tổn công suất do nhà máy nhiệt điện phát ra bằng: PF = 3.0,80.50 = 120 MW QF = 120.0,619 = 74,28MVAr SF = 120 + j.74,28 MVA Tổng công suất tự dùng trong nhà máy nhiệt điện : PTd = 10%.PF = 0,1.120 = 12 MW QTd = 12.0,88 = 10,56 MVAr STd = 12 + j.10,56 MVA + Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp của nhà máy bằng: + Tổn thất công suất trong trạm tăng ápcủa nhà máy điện: DSBA-TA = 3.0,059 +0,26. + j.( 3.0,41 + ) = 0,53 + j.9,96 MVA + Công suất truyền vào thanh góp cao áp của trạm tăng áp bằng: + Tổng công suất cấp cho các phụ tải 1, 2, 3, 4 láy từ thanh góp cao áp của nhà máy nhiệt điện: Như vậy công suất nhiệt điện vào đường dây NĐ - 9 bằng: Sơ đồ thay thế đường dây NĐI-4-HT: Các số liệu về đường dây và máy bién áp T9: + Đường dây NĐI-9: ZNĐI-9 = 16,26 + j.15W BNĐ/2 = 1,89.10 S + Đường dây HT_9: ZHT-9 = 6,39 + j.12,2W BHT/2 = 1,73.10 S + Máy biến áp: Zb = 1,87 + j.43,5 a, Tính dòng công suất từ NĐI chạy vào đường dây 9: + Công suất trước tổng trở đường dây: S’N9 = SN9 + j.DQCNd = 26,72 + j.23,14 - j.2,29 = 26,72 + j.25,43 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZN9 = .( R + j.X ) =.(16,26 + j.15 ) = 1,8 + j.1,68 MVA + Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị: S’’N9 = S’N9 - DSZ9 = 26,72 + j.25,43 – 1,8 - j.1,68 = 24,92 + j.23,75 MVA + Công suất chạy vào nút 9: S’’’N9 = S’’N9 + j. DQCCN = 24,92 + j.23,75 + j.2,29 = 24,92 + j.26,04 MVA b,Tính công suất chạy vào cuộn dây cao áp trạm 9: + Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp: DSB9 = 2.0,035 +0,145. + j.( 2.0,24 + ) = 0,09 + j.1,06 MVA + Công suất trước tổng trở MBA SB9 = S9 + DSB9 = 17 + j.8,23 + 0,09 + j.1,06 = 17,09 + j.9,29 MVA + Dòng công suất chạy vào cuộn dây cao áp áp máy biến áp SC = SB9 + DS0 = 17,09 + j.9,29 + 0,035 + j.0,24 = 17,125 + j.9,53 MVA c, Tính dòng công suất từ hệ thống chạy vào nút 9: S’’’H9 = SC - S’’’N9 = 24,92 + j.23,75 - (17,125 + j.9,53) = 7,795 + j.14,22 MVA + công suất sau tổng trở đường dây bằng: S’’H = S’’’H9 - jDQCH = 7,795 +j.14,22 – j.2,09 = 7,795 + j.12,13 MVA + Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây: DSZH9 = .( R + j.X ) =.( 6,39 + j.12,2 ) = 0,1 + j.0,2 MVA + Công suất trước tổng trở đường dây: S’H9 = S’’H9 + DSZH9 = 7,795 + j.12,13 + 0,1 + j.0,2 = 7,895 + j12,33 MVA + Công suất từ hệ thống chạy vào đường dây: SH9 = S’H9 – j.DQCHC = 7,895 + j.12,33 – j.2,09 = 7,895 + j.10,24 MVA III. Chế độ phụ tải sự cố: Trong chế độ vận hành mạng điện có nhiều trường hợp sự cố nhưng nghiêm trọng và nặng nề nhất là ssự cố đứt 1 dây trong lộ kép khi đó tổng trở đường dây tăng gấp đôi, còn dung kháng đường dây giảm một nửa. Khi tính toán ở chế độ này ta coi như phụ tải cực đại: 1, Đường dây NĐI-1: (Lộ kép bị đứt 1 dây) Spt1 = 44 + j.18,74 MVA; QCd = QCc = 1,75/2 = 0,875 MVAr Z1 = (7 + j.10,59).2 = 14 + j.21,18 W Ta có sơ dồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA = 2.0,042 +.0,175. + j.( 2.0,28 + ) = 0,21 + j.3,56 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB1 = Spt1 + DSBA1 = 44 + j.18,74 + 0,21 + j.3,56 = 44,21 + j.22,3 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’1 = SB1 – j. DQCc = 44,21 + j.22,3 – j.1,75 = 44,21 + j.20,55 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ1 = .( R + j.X ) =.(14 + j.21,48 ) = 2,75 + j.4,16MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’1 = S’’1 + DSZ1 = 44,21 + j.20,55 + 2,75 + j.4,16 = 46,96 + j.24,68 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N1 là: S1 = S’1 – j. DQCc = 46,95 + j.24,68 – j.0,875 = 46,95 + j.23,805 MVA 2, Đường dây NĐI-2: (Lộ kép bị đứt 1 dây) Spt2 = 42 + j.17,89 MVA; QCd = QCc = 1,97/2 = 0,985 MVAr Z2 = (7,87 + j.11,89).2 = 15,74 + j.23,78 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA2 = 2.0,042 + 0,175. + j.( 2.0,28 + ) = 0,2 + j.3,3 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB2 = Spt2 + DSBA2 = 42 + j.17,89 + 0,2 + j.3,3 = 42,2 + j21,19 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’2 = SB2 – j. DQCc = 42,2 + j.21,19 – j.1,97 = 42,2 + j.19,22 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ2 =.( R + j.X ) =.(15,74 + j.23,78 ) = 2,85+ j.4,3 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’2 = S’’2 + DSZ2 = 42,2 + j.19,22 + 2,85 + j.4,3 = 45,05 + j.24,495 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N2 là: S2 = S’2 – j. DQCc = 45,05 + j.24,495 – j.0,985 = 45,05+ j.23,51 MVA 3, Đường dây NĐI-4: (Lộ kép bị đứt 1 dây) Spt4 = 32 + j.19,83 MVA; QCd = QCc = 2,35/2 = 1,175 MVAr Z4 = (11,67 + j.14,6).2 = 23,34 + j.29,2 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA4 = 2.0,035 + 0,145. . + j.( 2.0,24 + ) = 0,17 + j.2,8 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB4 = Spt4 + DSBA4 = 32 + j.19,83 + 0,17 + j.2,8 = 32,17 + j22,63 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’4 = SB4 – j.DQCc = 32,17 + j.22,63 – j.2,35 = 31,17 + j.20,28 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ4 = .( R + j.X ) =.( 23,34 + j.29,2 ) = 2,88 + j.3,6 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’4 = S’’4 + DSZ4 =32,17 + j.22,63 + 2,88 + j.3,6 = 35,05 +j.25,055 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N4 là: S4 = S’4 – j. DQCc = 35,05 + j.25,055 – j.1,175 = 35,05 + j.23,88 MVA 5, Đường dây HT-5: (Lộ kép đứt 1 dây) Spt5 = 40 + j.19,37 MVA; QCd = QCc = 1,51/2 = 0,755 MVAr Z5 = (6,04 + j.9,12).2 = 12,08 + j.18,24 W Ta có sơ đồ thay thế: + Ta có sơ đồ thay thế: DSBA5 = 2.0,035 + 0,145. + j.( 2.0,24 + ) = 0,21 + j.3,72 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB5 = Spt5 + DSBA5 = 40 + j.19,37 + 0,21 + j.3,72 = 40,21 + j.23,09 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’5 = SB5 – j. DQCc = 40,21 + j.23,09 – j.1,51 = 40,21+ j.21,58 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ5 = .( R + j.X ) =.( 12,08 + j.18,24 ) = 2,1 + j.3,19 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’5 = S’’5 + DSZ5 = 40,21 + j.21,58 + 2,1 + j.3,19 = 42,31 + j.25,525 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N5 là: S5 = S’5 – j. DQCc = 42,34+ j.25,525 – j.0,755 = 42,31+ j.24,77 MVA 5, Đường dây HT-7: (Lộ kép bị đứt 1 dây) Spt7 = 40 + j.19,37 MVA; QCd = QCc = 1,82/2 = 0,91 MVAr Z7 = (7,27 + j.10,98).2 = 14,54 + j.21,96 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA7 = 2.0,035 + 0,145. + j.( 2.0,24 + ) = 0,21 + j.3,72 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB7 = Spt7 + DSBA7 = 40 + j.19,37 + 0,21 + j.3,72 = 40,21 + j.23,09 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’7 = SB7 – j.DQCc = 40,21 + j.23,09 – j.1,82 = 40,21 + j.21,27 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ7 = .( R + j.X ) =.( 14,54 + j.21,96 ) = 2,53 + j.3,83 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’7 = S’’7 + DSZ = 40,21 + j.21,27 + 2,53 + j.3,8 = 42,74 + j.26,01 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N7 là: S7 = S’7 – j. DSCc = 42,74 + j.26,01 – j.0,92 = 42,74 + j.25,1 MVA 8, Đường dây HT-8: (Lộ kép bị đứt 1 dây) Spt8 = 40 + j.19,37 MVA; QCd = QCc = 2,04/2 = 1,02 MVAr Z8 = (8,2 + j.12,4).2 = 16,4 + j.24,8 W Ta có sơ đồ thay thế: + Tổn hao công suất trên máy biến áp: DSBA8 = 2.0,035 + 0,145. + j.( 2.0,24 + ) = 0,21 + j.3,72 MVA + Công suất đầu vào máy biến áp: SB8 = Spt8 + DSBA8 = 40 + j.19,37 + 0,21 + j.3,72 = 40,21 + j.23,09 MVA + Công suất cuối đường dây: S’’8 = SB8 – j.DQCc = 40,21 + j.23,09 – j.2,04 = 40,21 + j.21,05 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZ8 = .( R + j.X ) =.( 16,4 + j.24,8) = 2,85+ j.4,3 MVA + Công suất đầu tổng trở đường dây: S’8 = S’’8 + DSZ8 = 40,21 + j.21,05 + 2,85+ j.4,3 = 43,06 + j.26,37 MVA + Công suất được cung cấp tại điểm N8 là: S8 = S’8 – j. DSCc = 43,06 + j.26,37 – j.1,02 = 43,06 + j.25,35 MVA 7, Xác định công suất truyền tải trên đường dây NĐI-9-HT: Trong ché độ phụ tải cực đại ta tính được: + Công suất truyền vào thanh góp hạ áp của trạm tăng áp của nhà máy: + Tổn thất công suất trong trạm tăng áp bằng: DSBA-TA = 4.0,059 +0,26. + j.(4.0,41 + ) = 0,73 + j.14,22 MVA + Công suất truyền vào thanh góp cao áp của trạm tăng áp bằng: + Tổng công suất cấp cho các phụ tải 1, 2, 3, 4 ở chế độ sự cố: Như vậy công suất nhiệt điện vào đường dây 9 bằng: Như vậy ở chế độ phụ tải sự cố hệ thống cần cung cấp cho NĐI một lượng công suất là 29,72 MVA Sơ đồ thay thế đường dây NĐI-4-HT: Thông số đường dây NĐI-9-HT giống phụ tải cực đại: + Máy biến áo có: DS0 = 2(DP0 + j. DQ0) = 2(0,035+j.0,24) = 0,07 + j.0,48 MVA Zb = .(Rb + j.Xb) = .(1,87 +j.43,5) = 0,935 + j.21,75 MVA + Đường dây NĐI-9: ZNĐI-9 = 16,26 + j.15W; BNĐ/2 = 1,89.10 S + Đường dây HT_9: ZHT-9 = 6,39 + j.12,2W; BHT/2 = 1,73.10 S a, Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây 9: + Công suất trước tổng trở đường dây: S’N9 = SN9 - j.DQCNd = 19,34 + j.22,565 - j.2,29 = 19,34 + j.20,275 MVA + Tổn thất công suất trên đường dây: DSZN9 = .( R + j.X ) =.(16,26 + j.15 ) = 1,05 + j.0,97 MVA + Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị: S’’N9 = S’N9 - DSZN = 19,34 + j.20,275 + 1,05 + j.0,97 = 19,39 + j.21,245 MVA + Công suất chạy vào nút 9: S’’’N9 = S’’N9 – j. DQCCN = 19,39 + j.21,245 – j.2,29 = 19,39 + j.18,955 MVA b,Tính công suất chạy vào cuộn dây cao áp trong: + Tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp: DSB9 = 0,21 + j.3,72 MVA + Công suất trước tổng trở MBA SB9 = S9 + DSB9 = 34 + j.16,47 + 0,17 + j.3,72 = 34,21 + j.20,19 MVA + Dòng công suất chạy vào cuộn dây cao áp áp máy biến áp SC = SB9 + DS0 = 34,21 + j.20,19 + 0,07 + j.0,48 = 34,28 + j.20,67 MVA c, Tính dòng công suất từ hệ thống chạy vào nút 9: S’’’H9 = SC + S’’’N9 = 19,39 + j.18,955 + 34,28 + j.20,67 = 53,67 + j.39,625 MVA + công suất sau tổng trở đường dây bằng: S’’H = S’’’H9 - jDQCHd = 53,67 +j.39,625 – j.2,09 = 53,67 + j.37,535 MVA + Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây: DSZH9 = .( R + j.X ) =.( 6,39 + j.12,2 ) = 2,26 + j.4,32 MVA + Công suất trước tổng trở đường dây: S’H9 = S’’H9 + DSZH9 = 53,67 + j.37,535 + 2,26 + j.4,32 = 55,93 + j41,855 MVA + Công suất từ hệ thống chạy vào đường dây: SH9 = S’H9 – j.DQCHC = 55,93 + j.41,855 – j.2,09 = 55,93 + j.39,765MVA Chương VIII: tính toán điện áp tại các điểm của mạng điện và lựa chọn phương thức điện áp. 8.1. tính toán điện áp tại các nút của mạng điện: ở chương III, ta đã lấy điện áp tại các nút là Uđm = 110 kV để tính các dòng công suất chạy trong mạng. Bây giờ ta phải tiến hành xác định lại chính xác điện áp tại các nút phụ tải, thông qua các dòng công suất đã tính được ở chương VII. Trong mạng điện thiết kế có 2 nguồn cung cấp, nhưng vì hệ thống có công suất vô cùng lớn cho nên chọn thanh góp 110 kV của hệ thống làm nút điện áp cơ sở để tính điện áp các nút còn lại. 8.1.1. chế độ phụ tải cuc đại: Chế độ phụ tải cực đại lấy điện áp thanh cái cao áp ở nhà máy chủ đạo là 121 kV : Ucs = 121 kV Sử dụng công thức: Đường dây NĐI-9-HT: Để tính điện áp trên thanh góp cao áp trong trạm tăng áp của nhà máy điện, trước hết cần tính điện áp trên thanh góp cao áp của trạm trung giân 9. Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 9 bằng: Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 9 quy về cao áp: Điện áp trên thanh góp cao áp của nhiệt điện bằng: . Đường dây NĐI-1: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 1: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây NĐI-2: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 2: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây NĐI-3: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 3: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây NĐI-4: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 4: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây HT-5: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 5: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây HT-6: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 6: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây HT-7: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 7: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây HT-8: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 8: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Bảng 8.1: Giá trị điện áp trên thanh góp quy về cao áp được tổng hợp ở bảng sau: Trạm BA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Uq (kV) 105,8 106,83 106,2 103,29 107,98 108,85 107,12 106,47 106,94 8.1.2. Chế độ phụ tải cực tiểu: Chọn Ucs = 105%.110 = 115,5 kV 1. Đường dây NĐI-9-HT: Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 9 bằng: Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 9 quy về cao áp: Điện áp trên thanh góp cao áp của nhiệt điện bằng: 2. Đường dây NĐI-1: Trên cơ sở điện áp trên thanh góp cao áp của nhiệt điện vừa tính được: UNĐ = 118,26 kV, ta tiến hành tính điện áp trên đường dây NĐI-1: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 1: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây NĐI-2: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 2: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây NĐI-3: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 3: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây NĐI-4: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 4: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây HT-5: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 5: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây HT-6: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 6: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây HT-7: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 7: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Đường dây HT-8: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 8: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Bảng 8.1: Giá trị điện áp trên thanh góp quy về cao áp được tổng hợp ở bảng sau: Trạm BA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Uq (kV) 112,75 113,23 113,95 111,76 108,75 109,79 108,75 108,47 109,86 8.2.3. Chế độ sau sự cố: Điện áp trên thanh góp cao áp là: Ucs = 121 kV. Chế độ sự cố có thể xảy ra khi ngừng 1 mạch trên các đường dây nối từ các nguồn cung sấp đến các phụ tải tiêu thụ. ở đây ta chỉ xét sự cố khi ngừng 1 mạch trên các đường dây nối từ các nguồn cung cấp đến các phụ tải và không xét sự cố xếp chồng. Đường dây NĐI-9-HT: Từ chương trước ta đã tính được: Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 9 bằng: Điện áp trên thanh góp cao áp trạm 9 quy về cao áp: Điện áp trên thanh góp cao áp của nhiệt điện bằng: . 2.Đường dây NĐI-1: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 1: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: 3.Đường dây NĐI-2: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 2: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: 4.Đường dây NĐI-3: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 3: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: 5. Đường dây NĐI-4: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 4: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: 6. Đường dây HT-5: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 5: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: 7. Đường dây HT-6: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 6: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: 8. Đường dây HT-7: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 7: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: 9. Đường dây HT-8: Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 8: . Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: Bảng 8.1: Giá trị điện áp trên thanh góp quy về cao áp được tổng hợp ở bảng sau: Trạm BA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Uq (kV) 102,1 101,22 106,8 96,58 103,37 108,85 101,43 100,33 105,55 8.2. Chọn đầu phân áp của các máy biến áp: Điện áp là một chỉ tiêu quan trọng đánh giá chất lượng điện năng, điều chỉnh điên áp nhằm đảm bảo được các giá trị độ lệch điện áp phù hợp với các chế độ vận hành và thoả mãn yêu cầu của phụ tải. Có nhiều biện pháp điều chỉnh điện áp như: điều chỉnh điện áp đầu cực máy phát, đặt thiết bị bù công suất phản kháng… Nhưng biện pháp chủ yếu và có hiệu quả là thay đổi và lựa chọn đầu phan áp của các trạm tăng áp và giảm áp một cách hợp lý, nghĩa là chọn tỷ số biến đổi sao cho có lợi nhất trong việc điều chỉnh điẹn áp, việc điều chỉnh điện áp trong các trạm giảm áp được tiến hành xuất phát từ nhu cầu và đòi hỏi của các hộ tiêu thụ. ở đây các hộ tiêu thụ yêu cầu điều chỉnh điện áp thường và khác thường: + Đối với trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp thường độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy định như sau: Phụ tải cực đại: dUmax% + 2,5% Phụ tải cực tiểu: dUmin% + 7,5% Phụ tải sự cố: dUsc% - 2,5%. Đối với mạng điện thiết kế: Uđm = 22 kV. Vì vậy điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp trong các chế độ ở các trạm yêu cầu điều chỉnh điện áp thường: Do yêu cầu điều chỉnh điện áp thường nên ta sử dụng máy biến áp không có điều áp dưoqí tải nên các đầu phân áp và điện áp định mức của máy biến áp như sau: điện áp đầu điều chỉnh tiêu chuẩn được xác định như sau: , với Ucđm = 110kV. Vậy ta có đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: n -2 -1 0 1 2 Utc (kV) 115,5 112,75 110 107,25 104,5 + 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: Phụ tải cực đại: dUmax% 5% Phụ tải cực tiểu: dUmin% = 0% Phụ tải sự cố: dUmax% = (0 5)%. Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp trong các chế độ ở trạm yêu cầu điều chỉnh điẹn áp khác thường: . Do yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường nên ta chọn máy biến áp có điều áp dưới tải, nên ta có phạm vi điều chỉnh điện áp là: 1159.1,78% Ta có bảng hệ thống các đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: N 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 Utc (kV) 117,047 119,09 121,14 123,12 125,24 127,28 129,37 131,37 133,42 115 N -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 Utc (kV) 112,94 110,91 108,86 106,81 104,76 102,72 100,67 98,924 96,57 8.2.1. chọn đầu phân áp cho máy biến áp hạ áp: 1. Trạm biến áp số 1: Phụ tải là hộ loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, giá trị điện áp phía thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp trong các chế độ vận hành là: U1q max = 106,8 kV U1q min = 112,75 kV U1q sc = 102,1 kV. a, Chế độ phụ tải cực đại: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số 6, n = -6 có Utc = 102,718 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. b, Chế độ phụ tải cực tiểu: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -1, n = -1 có Utc = 112,953 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. c, Chế độ phụ tải sự cố: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -6, n = - 6 có Utc = 102,718 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. Trạm biến áp số 2: Phụ tải yêu cầu hộ tiêu thụ loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường, giá trị điện áp phía thanh góp hạ áp của trạm đã quy đổi về phía thanh góp điện áp cao trong các chế độ vận hành là: U2q max = 106,83 kV U2q min = 113,23 kV U2q sc = 101,22 kV. Vì máy biến áp không có điều áp dưới tải nên ta chọn một đầu điều chỉnh trung bình trong các chế độ cực đại và cực tiểu các đầu điều cnhỉnh trong máy biến áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trung bình cho cả hai chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu: Chọn đầu điều chỉnh số 2, n = 2, có Utc = 104,5kV. Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ như sau: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ: Như vậy đầu điều chỉnh đã chọn không thoả mãn điều kiện đã cho trong trường hợp phụ tải sự cố. Do đó ta phải sử dụng máy biến áp có điều áp dưới tải, khi đó ta phải chọn lại đầu phân áp có điều áp dưới tải, khi đó ta phải chọn lại đầu phân áp cho máy biến áp trong các chế độ vận hành. a, Chế độ phụ tải cực đại: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -6, n = -6 có Utc = 102,718 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. b, Chế độ phụ tải cực tiểu: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -1, n = -1 có Utc = 112,953 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. c, Chế độ phụ tải sự cố: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số 7, n = -7 có Utc = 100,671 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. Trạm biến áp số 3: Phụ tải yêu cầu hộ tiêu thụ loại III, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường, giá trị điện áp phía thanh góp hạ áp của trạm đã quy đổi về phía thanh góp điện áp cao trong các chế độ vận hành là: U3q max = 106,2 kV U3q min = 113,95 kV U3q sc = 106,8 kV. Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trung bình cho cả hai chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu: Chọn đầu điều chỉnh số 2, n = 2, có Utc = 104,5kV. Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ như sau: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ: Như vậy đầu điều chỉnh đã chọn không thoả mãn điều kiện đã cho trong trường hợp phụ tải sự cố. Do đó ta phải sử dụng máy biến áp có điều áp dưới tải, khi đó ta phải chọn lại đầu phân áp có điều áp dưới tải, khi đó ta phải chọn lại đầu phân áp cho máy biến áp trong các chế độ vận hành. a, Chế độ phụ tải cực đại: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -6, n = -6 có Utc = 102,718 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. b, Chế độ phụ tải cực tiểu: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -1, n = -1 có Utc = 112,953 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. c, Chế độ phụ tải sự cố: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số 4, n = -4 có Utc = 106,812 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. Trạm biến áp số 4: Phụ tải yêu cầu hộ tiêu thụ loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, giá trị điện áp phía thanh góp hạ áp của trạm đã quy đổi về phía thanh góp điện áp cao trong các chế độ vận hành là: U4q max = 103,29 kV U4q min = 111,76 kV U4q sc = 96,58 kV. a, Chế độ phụ tải cực đại: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -8, n = -8 có Utc = 98,924 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. b, Chế độ phụ tải cực tiểu: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -2, n = -2 có Utc = 110,906 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. c, Chế độ phụ tải sự cố: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -9, n = -9 có Utc = 96,57 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. Trạm biến áp số 4: Phụ tải yêu cầu hộ tiêu thụ loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường, giá trị điện áp phía thanh góp hạ áp của trạm đã quy đổi về phía thanh góp điện áp cao trong các chế độ vận hành là: U5q max = 107,98 kV U5q min = 108,75 kV U5q sc = 103,37 kV. Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trung bình cho cả hai chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu: Chọn đầu điều chỉnh số 2, n = 2, có Utc = 104,5kV. Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ như sau: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ: Như vậy đầu điều chỉnh đã chọn thoả mãn điều kiện đã cho. Trạm biến áp số 6: Phụ tải yêu cầu hộ tiêu thụ loại III, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường, giá trị điện áp phía thanh góp hạ áp của trạm đã quy đổi về phía thanh góp điện áp cao trong các chế độ vận hành là: U6q max = 108,85 kV U6q min = 109,79 kV U6q sc = 108,85 kV. Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trung bình cho cả hai chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu: Chọn đầu điều chỉnh số 2, n = 2, có Utc = 104,5kV. Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ như sau: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ: Như vậy đầu điều chỉnh đã chọn thoả mãn điều kiện đã cho. Trạm biến áp số 7: Phụ tải yêu cầu hộ tiêu thụ loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, giá trị điện áp phía thanh góp hạ áp của trạm đã quy đổi về phía thanh góp điện áp cao trong các chế độ vận hành là: U7q max = 107,12 kV U7q min = 108,75 kV U7q sc = 101,43 kV. a, Chế độ phụ tải cực đại: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -6, n = -6 có Utc = 102,718 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. b, Chế độ phụ tải cực tiểu: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -3, n = -3 có Utc = 108,859 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. c, Chế độ phụ tải sự cố: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -7, n = -7 có Utc = 100,671 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. Trạm biến áp số 8: Phụ tải yêu cầu hộ tiêu thụ loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường, giá trị điện áp phía thanh góp hạ áp của trạm đã quy đổi về phía thanh góp điện áp cao trong các chế độ vận hành là: U8q max = 106,47 kV U8q min = 108,47 kV U8q sc = 100,33 kV. Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trung bình cho cả hai chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu: Ta thấy với yêu cầu điều chỉnh điện áp thường thì phạm vi đièu chỉnh là: 110 2.2,5%. Do đó sẽ không thoả mãn yêu cầu điều chỉnh điện áp trên, cho nên ta phải điều chỉnh điện áp theo yêu câu điều chỉnh khác thường: a, Chế độ phụ tải cực đại: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -7, n = -7 có Utc = 100,671 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. b, Chế độ phụ tải cực tiểu: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -3, n = -3 có Utc = 108,47 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. c, Chế độ phụ tải sự cố: Điện áp điều chỉnh trong máy biến áp: Chọn đầu điều chỉnh số -7, n = -7 có Utc = 100,671 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp: Vậy đầu điều chỉnh đã chọn là phù hợp. Trạm biến áp số 9: Phụ tải yêu cầu hộ tiêu thụ loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường, giá trị điện áp phía thanh góp hạ áp của trạm đã quy đổi về phía thanh góp điện áp cao trong các chế độ vận hành là: U9q max = 106,94 kV U9q min = 109,86 kV U9q sc = 105,55 kV. Tính các đầu điều chỉnh trong máy biến áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh trung bình cho cả hai chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu: Chọn đầu điều chỉnh số 2, n = 2, có Utc = 104,5kV. Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ như sau: Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ: Như vậy đầu điều chỉnh đã chọn thoả mãn điều kiện đã cho. Sau khi tính toán lựa chọn đầu điều chỉnh cho các trạm, ta có bảng tổng kết sau: Đầu điều chỉnh cho trạm biến áp có yêu cầu đièu chỉnh điện áp thường với máy biến áp thường: Trạm biến áp 5 6 9 Đầu phân áp 2 2 2 Đầu điều chỉnh cho trạm biến áp có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường được tổng kết bảng sau: Trạm biến áp Đầu phân áp Max Min Sự cố 1 -6 -1 -6 2 -6 -1 -7 3 -6 -1 -4 4 -8 -2 -9 7 -6 -3 -7 8 -7 -3 -7 .8.2.2. Chọn đầu phân áp cho máy biến áp tăng áp: Công suất trên thanh góp cao áp của nhà máy nhiệt điện trong chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu là: Smax = 164,3 + j.87,1 MVA Smin = 80,75 + j.30,98 MVA Khi phụ tải cực đại nhà máy nhiệt điện vận hành 4 tổ máy do vậy điện trở và phản điện kháng tương đương của máy biến áp tăng áp là: RTmax = XTmax = Phụ tải cực tiểu vận hành 3 tổ máy nên điện trở và điện kháng tương đương của máy biến áp tăng áp: RTmin = XTmax = Tổn thất điện áp trong các chế độ: Tính các đầu điều chỉnh trong các máy biến áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu: Tính đầu điều chỉnh chung cho cả 2 chế độ: Chọn nấc điều chỉnh số 0. Điện áp đầu điều chỉnh có giá trị: Điện áp thực trên thanh góp điện áp máy phát trong các chế độ: Độ lệch điện áp trên thanh góp điện áp máy phát trong các chế độ: Ta thấy độ lệch điện áp trên thanh góp điện áp máy phát điện thoả mãn điều kiện nằm trong giới hạn điều chỉnh được của máy phát nên đầu phân áp đã chọn phù hợp với yêu cầu điều chỉnh. Chương IX: Tính toán các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của mạng điện. Tính tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong mạng điện: Tính tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện: Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện gồm tổn thất công suất trên đường dây và tổn thất công suất trong các trạm biến áp ở chế độ phụ tải cực đại. + Trong chương VII ta đã tính được tổn thất công suất trên các lộ như sau: Lộ NĐI-1 NĐI-2 NĐI-3 NĐI-4 HT-5 HT-6 HT-7 HT-8 HT-9 NĐI-9 1,37 1,4 1,37 1,39 1,04 1,59 1,24 1,4 1,67 0,47 Vậy tổng tổn thất công suất tác dụng treưn các dường dây là: + Cũng ở chương VII, ta tính được tổn thất công suất trong máy biến áp như sau: TBA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0,21 0,2 0,19 0,17 0,21 0,17 0,21 0,21 0,17 Vậy tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là: + Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện là: + Tổng tổn thất công suất tác dụng tính theo phần trăm là: Tính tổn thất điện năng trong mạng điện: Tổn thất điện năng trong mạng gồm tổn thất năng trên đường dây và trong các máy biến áp ở chế độ phụ tải cực đại. Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện được tính theo công thức: + Tổng tổn thất điện năng trên các đường dây: Trong đó: : Thời gian tổn thất công suất lớn nhất. , với: Tmax = 4900h + Do các máy biến áp vận hành song song trong cả năm nên T = 8760h Vậy + Tổn thất điện năng trong các máy biến áp:  Tính cho từng trạm như sau: Trạm BA1:  Trạm BA2: Trạm BA3: Trạm BA4: Trạm BA5: Trạm BA6: Trạm BA7: Trạm BA8: Trạm BA9: Vậy tổng tổn thất điện năng trong các máy biến áp: + Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện: . + Tổng điện năng cácd hộ tiêu thụ nhận được trong năm bằng: + Tổng tổn thất điện năng tính theo phần trăm điện năng của phụ tải là: Tính vốn đầu tư xây dựng cho mạng điện: Vốn đầu tư cho mạng điện bao gồm vốn đầu tư cho đường dây và vốn đầu tư cho các trạm biến áp. K = Kđd + KTBA 1, Vốn đầu tư cho đường dây: Trong chương V, ta đã tính được vốn đầu tư cho đường dây là: Kđd = 349,6.10 đồng. 2, Vốn đầu tư cho các trạm biến áp: Bảng suất giá đầu tư xây dựng trạm biến áp có 1 máy biến áp: Công suất đm MW 32 40 63 Suất giá đầu tư .109đ/trạm 22 25 35 Với giá trạm có 2 máy biến áp bằng 1,8 lần trạm có 1 máy biến áp. Ta thấy mạng có 2 trạm 2x40 MVA, 2 trạm 1x63 MVA và 5 trạm 2x32 MVA, nên ta có vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp: KTBA = (2.1,8.2,5 + 2.35 + 5.1,8.22).109 = 358.109 đồng 3, Vốn đầu tư xây dựng mạng điện: K = Kđd + KTBA = 349,6.109 + 358.109 = 707,6.109 đồng 9.3. Tình giá thành tải điện: + Phí tổn vận hành hàng năm của mạng điện Y = avhdd.Kdd + avhB. KTba + SDA.C Trong đố: avhdd: là hệ số vận hành đường dây cột bê tông ta lấy giá trị avhdd = 0,04 avhB : là hệ số vận hành trạm biến áp lẫy giá trị avhB = 0,1 Kdd : vốn xây dựng đường dây Kdd = 349,6. 109 đồng KTba = là vốn đầu tư xây dựng biến áp KTba = 358.109 đồng C = 500 đồng /kWh, là giá trị điện năng tổn thất SDA là tổng tổn thất điện năng trong mạng điện SDA = 51934,976MWh Thay vào ta có phí tổn thất hàng năm là : Y = 0,04.394,6. 109 + 0.1.358.109 + 51934,976 . 500.103 = 77,55. 109 đồng. + Giá thành tải điện: đồng/kWh + Giá thành xây dựng mạng điện tính cho 1 MW công suất phụ tải cực đại: đồng/ MW Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng: STT Các chỉ tiêu Giá trị Đơn vị Ghi chú 1 6,53 % 2 13,05 % 3 Tổng chiều dài đường dây 471,86 km Lộ đơn 124,07 Lộ kép 4 Tổng dung lượng các trạm máy biến áp hạ áp 606 MVA 5 Tổng vốn đầu tư cho đường dây 349,6 x109 đ 6 Tổng vốn đầu tư cho trạm biến áp 358,9 x109đ 7 Tổng vốn đầu tư cho mạng điện 707,6 x109 đ 8 Tổng công suất phụ tải max 350 MW 9 Tổng điện năng tải hàng năm 1715 x103 MWh 10 Tổng tổn thất công suất 14,68 x103 MWh 11 Tổng tổn thất công suất % 4,19 % 12 Tổng tổn thất điện năng 51934,976 MWh 13 Tổng tổn thất điện năng 3,03 % 14 Giá thành mạng điện cho 1 MW 2,02 x109đ/MW 15 Phí tổn vận hành hàng năm Y 75,55 x109đồng 16 Giá thành tải điện 45,22 đ/ kWh