Đồ án quy hoạch, thiết kế mới và phát triển mạng điện

Lời nói đầu Quá trình công nghiệp hoá hiện đại hoá đất nước đang phát triển mạnh mẽ đòi hỏi trình độ khoa học kỹ thuật ngày càng cao, đặt ra những yêu cầu bức thiết về xây dựng và phát triển cơ sở hạ tầng. Trong đó ngành điện là ngành hạ tầng cơ sở được ưu tiên phát triển trước hết vì điện năng là không thể thiếu được trong hầu hết các lĩnh vực sản xuất công nghiệp. Để phát triển kinh tế thì ngành điện phải phát triển trước một bước. Cùng với đó có những yêu cầu đặt ra cho ngành điện là theo kịp trình độ kỹ thuật công nghệ trong khu vực và trên thế giới, đáp ứng được yêu cầu sản lượng và chất lượng điện năng cho nhu cầu sản xuất, sinh hoạt. Trong hệ thống điện nước ta hiện nay quá trình phát triển phụ tải ngày càng nhanh nên việc quy hoạch, thiết kế mới và phát triển mạng điện đang là vấn đề cần quan tâm của ngành điện nói riêng và cả nước nói chung. Đồ án tốt nghiệp lưới điện giúp sinh viên ứng dụng những kiến thức đã học khi nghiên cứu lý thuyết vào việc thực hiện một nhiệm vụ cụ thể và toàn diện. Đây là bước tập dượt giúp cho sinh viên những kinh nghiệm quý báu trong công việc sau này. Em rất biết ơn các thầy cô giáo trong bộ môn Hệ thống điện đã giúp em có được những kiến thức cần thiết để làm đồ án. Em xin chân thành cảm ơn PGS- TS Trần Bách đã tận tình hướng dẫn em hoàn thành đồ án này. Sinh viên: Trần Minh Chương I Các định hướng cơ bản I.1. Phân tích nguồn và phụ tải 1. Nguồn điện: Trong thiết kế lưới điện, việc phân tích nguồn cung cấp điện rất quan trọng để nắm vững đặc điểm và số liệu của các nguồn, tạo thuận lợi cho việc tính toán. Việc quyết định sơ đồ nối dây của mạng điện cũng như định phương thức vận hành của các nhà máy điện hoàn toàn phụ thuộc vào vị trí, nhiệm vụ cũng như tính chất của từng nhà máy điện. ở đây nguồn điện là hai nhà máy nhiệt điện có các số liệu như sau: + Nhà máy nhiệt điện I: 4 x 50 MW = 200; cos ( = 0,85 + Nhà máy nhiệt điện II: 3 x 50 MW = 150; cos ( = 0,85 Hai nhà máy điện đều là nhiệt điện ngưng hơi. Loại máy phát điện dùng trong hai nhà máy là máy phát điện đồng bộ tua bin hơi có các thông số như trong bảng sau: Loại  N (v/ ph)  S (MVA)  P (MW)  U (KV )  cos(  I (KA )  X''d  X'd  Xd   TBễ-50-3600  3600  62,5  50  6,3  0,85  5,73  0,1336  0,1786  1,4036   Các đặc điểm chủ yếu của hai nhà máy điện: Làm việc với tua bin hơi và lò đốt nhiên liệu. Muốn làm việc phải có thời gian khởi động lò có thể không đáp ứng được nhu cầu phụ tải. Do đó công suất dự trữ phải là dự trữ nóng. Mặt khác lò có các đặc tính như sau: phụ tải kinh tế là 85% đến 90% phụ tải định mức; phụ tải ổn định > 70%; dưới 70% phải phun thêm dầu, không kinh tế; dưới 30% thì không nên chạy lò, quá tải tối đa là 15%. Do đó nếu ghép một lò một máy phát thì máy phát cũng chỉ nên nhận phụ tải độ 85% là kinh tế, công suất tối thiểu không dưới 30%, quá tải tối đa không quá 15%... Hiệu suất thấp: ( = 30 - 40% Giá thành sản xuất điện năng cao. Hai nhà máy được đặt cách xa nhau và bao lấy các phụ tải điện, điều này rất có lợi cho phân phối tải. - Vì hai nhà máy đều là nhiệt điện nên có thể chủ động về nguồn nhiên liệu, do đó việc phát công suất luôn ổn định. Đây chính là ưu điểm chính của lưới. 2. Phụ tải: - Theo số liệu ban đầu đã cho thì hai nhà máy nhiệt điện trên cung cấp cho 9 phụ tải; Các phụ tải này có công suất không lớn và có Tmax = 5.500 h, điều này chứng tỏ đây là vùng công, nông nghiệp và dân cư. Mặt khác các phụ tải đều được bố trí nằm giữa hai nhà máy điện, do đó rất thuận tiện cho việc cung cấp điện. Phụ tải ở đây đều là phụ tải loại I nên không được phép mất điện, do đó khi thiết kế lưới điện cần phải đảm bảo yêu cầu cung cấp điện tin cậy cho các phụ tải. Phụ tải lớn nhất: P2 = P6 = 38 ( MW ) Phụ tải nhỏ nhất: P1 = P4 = P7 = 18 ( MW ) * Các số liệu phụ tải cơ bản:  PT1  PT2  PT3  PT4  PT5  PT6  PT7  PT8  PT9   Pmax ( MW)  18  38  29  18  29  38  18  29  29   cos(  0.85  0.85  0.85  0.85  0.85  0.85  0.85  0.85  0.85   Yêu cầu ĐCĐA  KT  KT  KT  KT  KT  KT  KT  KT  KT   Yêu cầu ĐTC  Tất cả các phụ tải đều được cấp điện từ hai nguồn   Điện áp hạ áp: 10 KV Pmin = 50% Pmax Giá 1KWh điện năng tổn thất: 600 đ / KWh Giá tụ bù: 200.000 đ / KVar Ơ đây giả sử những số liệu trên của phụ tải là đã xét đến hệ số sử dụng của từng phụ tải và đã kể đến kế hoạch phát triển trong 10 năm. I.2. Các Lựa chọn kỹ thuật 1.Kết cấu lưới điện Kết cấu lưới điện được thực hiện với các yêu cầu: - Tính kinh tế: Các thiết bị được sử dụng để xây dựng lưới điện với chi phí nhỏ nhất nhưng vẫn thoả mãn các yêu cầu về độ tin cậy, chất lượng điện năng, tổn thất, an toàn... Độ tin cậy cung cấp điện được thoả mãn theo tính chất của phụ tải, ở đây các phụ tải đều là hộ loại I. Chất lượng điện năng: Các giá trị độ lệch tần số và điện áp tại các nút phụ tải phải nằm trong giới hạn cho phép. Giá trị tổn thất công suất và tổn thất điện năng trên các đường dây truyền tải cũng phải nằm trong giới hạn cho phép. Tính vận hành linh hoạt: Lưới điện xây dựng có thể làm việc với nhiều chế độ và phương thức vận hành khác nhau mà vẫn đảm bảo các tiêu chuẩn kinh tế, kỹ thuật, an toàn, đáp ứng được sự phát triển của phụ tải trong 10 năm tới. Ngoài ra còn phải phù hợp với các yếu tố tự nhiên và xã hội như: khí tượng thuỷ văn, địa chất, địa hình, giao thông vận tải... Vì những lý do trên kết cấu của lưới điện khu vực thiết kế như sau: Mỗi trạm phân phối phụ tải được cấp điện từ hai đường dây song song từ hai thanh cái độc lập của trạm phân phối nhà máy điện tại trạm phân phối trung gian hoặc bằng mạch vòng kín gồm nhiều phụ tải hai đầu nối vào nguồn điện hoặc trạm phân phối trung gian. Đường dây liên lạc giữa hai nhà máy điện được thiết kế bằng đường dây song song, cấp điện cho một số phụ tải nằm giữa hai nhà máy điện. Chọn loại đường dây trên không, trong nước sản xuất đảm bảo được tính kinh tế cũng như các tiêu chuẩn kỹ thuật, an toàn... Dây dẫn: chọn loại dây nhôm lõi thép, đảm bảo độ bền cơ, khả năng dẫn điện và rẻ tiền. Loại cột: Tuỳ theo từng vị trí khác nhau mà ta có thể chọn cột bê tông cốt thép hay cột sắt. Địa hình bằng phẳng dùng cột bê tông cốt thép, rẻ tiền, địa hình đồi núi khó vận chuyển dùng cột sắt đắt tiền nhưng có thể tạo tại chỗ. ở những vị trí cột góc, cột néo, cột vượt đường giao thông ... ta dùng cột sắt. ở những vị trí đỡ ta dùng cột ly tâm bê tông cốt thép. - Cách bố trí dây dẫn trên cột: + Nếu là đường dây đơn: Ta bố trí dây dẫn theo hình tam giác đều. + Nếu là đường dây kép: Ta bố trí dây dẫn theo hình tam giác vuông cân. Các loại thiết bị khác như xà, sứ, nối đất,... dùng loại trong nước sản xuất. 2. Kết cấu trạm biến áp Trạm biến áp nên xây dựng ở những nơi có mật độ dân cư tương đối thấp. Do tất cả các hộ phụ tải đều là hộ tiêu thụ loại I nên trạm biến áp cấp điện cho mỗi hộ phụ tải sẽ có hai máy biến áp làm việc song song để đảm bảo cung cấp điện liên tục khi bảo quản hoặc sự cố một máy biến áp. Dùng máy biến áp do ABB sản xuất. Sử dụng máy cắt khí SF6 do Siemens sản xuất để đóng cắt và bảovệ cho các máy biến áp. I.3 Chọn cấp điện áp định mức của lưới điện Một công việc trong thiết kế lưới điện là lựa chọn đúng điện áp của đường dây tải điện. Vấn đề này rất quan trọng vì nó ảnh hưởng trực tiếp đến tính kỹ thuật và kinh tế của mạng điện. Ta dựa vào công thức kinh nghiệm để xác định điện áp tải điện U thông qua công suất và chiều dài đường dây truyền tải:
 PT1  PT2  PT3  PT4  PT5  PT6  PT7  PT8  PT9   Pmax (MW)  18  38  29  18  29  38  18  29  29   L ( km )  58,31  90,55  108,17  63,25  114,18  64,03  70  56,59  50   U ( KV )  80,77  114,71  103,81  81,34  104,36  112,51  82,12  99,02  98,4   Ta dự kiến: NM I cung cấp điện cho phụ tải: 1, 2, 3, 5, 6 NM II cung cấp điện cho phụ tải: 4, 7, 8, 9 Dựa vào bảng tổng kết trên ta chọn Uđm = 110 KV Chương Ii Cân bằng công suất - Tính bù sơ bộ công suất phản kháng Việc cân bằng công suất hệ thống điện là xem khả năng cung cấp và tiêu thụ điện trong hệ thống có cân bằng hay không. Từ đó xác định phương thức vận hành giữa các nhà máy trong hệ thống. Việc xác định phương thức vận hành là bài toán phức tạp và phụ thuộc vào nhiều yếu tố, nhưng ở đây ta chỉ xác định sơ bộ để đề ra phương án nối dây giữa các hộ tiêu thụ điện. Trong hệ thống điện chế độ vận hành ổn định chỉ tồn tại khi có sự cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng. Cân bằng công suất tác dụng trước hết cần thiết để giữ ổn định tần số, còn cân bằng công suất phản kháng trong hệ thống điện để giữ ổn định điện áp. II.1. cân bằng công suất tác dụng Sự cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống được biểu diễn bằng biểu thức: ( PF = m. ( Ppt + ( Pmđ + ( Ptd + ( Pdt Trong đó: + m là hệ số đồng thời, ở đây để đơn giản ta cho m = 1 + Theo đầu đề thiết kế tốt nghiệp đã cho số liệu của nhà máy nhiệt điện I và II, nên ta xác định được công suất phát tổng ( PG ( PG = 4 x 50 + 3 x 50 = 350 MW + Tổng công suất phụ tải: PPt = (
= 18 + 38 + 29+ 18 + 29 + 38 + 18 + 29 + 29 = 246 MW + (Pmđ: Là tổn thất công suất trong mạng điện. Tổn thất này phụ thuộc phụ tải nhưng khi thiết kế sơ bộ ta coi là không đổi và tạm thời ước lượng là 8%
(MW) + Ptd: Là công suất tự dùng của hai nhà máy điện được lấy bằng 8% của tổng công suất phụ tải và tổn thất của mạng.
(MW) - Công suất dự trữ bằng công suất của tổ máy lớn nhất : (Pdt = 50 MW   ( PF = 1.246 + 19,68 + 21,25 + 50 = 336,93 MW Tổng công suất đặt của hai nhà máy là 350 MW > ( PF = 336,93 MW Nguồn điện cung cấp đủ cho nhu cầu công suất tác dụng của phụ tải nên hệ thống tồn tại sự cân bằng công suất tác dụng. II.2. cân bằng công suất phản kháng Như ta đã biết điện áp là một trong hai chỉ tiêu phản ánh chất lượng điện năng. Điện áp của lưới phụ thuộc rất nhiều vào công suất phản kháng của hệ thống điện. Sự thiếu hụt công suất phản kháng sẽ dẫn đến làm cho điện áp của lưới điện bị giảm thấp, gây ảnh hưởng xấu đến các phụ tải tiêu thụ điện. Vì vậy ta phải cân bằng công suất phản kháng để xem xét sự thiếu hụt công suất phản kháng, từ đó đưa ra phương pháp bù công suất phản kháng cho hệ thống điện. Sự cân bằng công suất phản kháng trong hệ thống điện được xác định bằng biểu thức sau: (Qyc = (QF + (Qb Trong đó: + m là hệ số đồng thời m = 1 +(Qyc là tổng CSPK yêu cầu của hệ thống điện (Qyc = m. (Qpt + (QB + ((Ql + (Qtd + (Qdt - (Qc + (Qpt : Là tổng công suất phản kháng của phụ tải ( Qpt =
x tg(i Theo số liệu ban đầu thì cos( của các phụ tải đều = 0,85, do đó tg( của chúng đều bằng 0,6197 ( Qpt = 246 x 0,6197 = 152,46 MVAR + (QB: Tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp. ((QB = 15% ( Qpt = 15% x 152,46 = 22,87 MVAR + ( (Ql: Là tổn thất công suất phản kháng trên đường dây. + ( (QC: Là công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra. Vì ở đây là tính sơ bộ nên ta giả thiết tổn thất công suất phản kháng trên đường dây cân bằng với công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra. + ( Qtd: Là công suất phản kháng tự dùng ( Qtd = ( Ptd x tg(td ở đây ta lấy cos(td = 0,85 ( tg(td = 0,6197 ( Qtd = 21,25 x 0,6197 = 13,17 MVAR + ( Qdt : là tổng CSPK dự trữ của hệ thống ( lấy bằng CSPK dự trữ của tổ máy lớn nhất ) ( Qdt = 50 . 0,6197 = 30,99 MVAR Vậy (Qyc = 152,46 + 22,87 + 13,17 + 30,99 = 219,49 MVAR + (QF là tổng CSPK phát của các máy phát điện Ta có: (QF = (PF x tg(F Vì cos(F = 0,85 ( tg(F = 0,6197 nên: (QF = 336,93 .0,6197 = 208,81 MWAR + (Qb là tổng CSPK cần bù sơ bộ cho hệ thống nếu thiếu do máy phát điện phát ra (Qb = (Qyc - (QF = 219,49 - 208,81 = 10,68 MVAR Vậy cần phải bù sơ bộ CSPK cho phụ tải. II.3. Bù sơ bộ công suất phản kháng - Dung lượng cần bù: (Qb = 10,68 MVAR. Ta thấy rằng (Qb ( 0 nghĩa là nguồn điện thiếu công suất phản kháng. Lượng công suất phản kháng thiếu hụt là 10,68 MVAR, ta phải dùng các tụ điện đặt tại các nút phụ tải để bù vào cho đủ. - Nguyên tắc đặt bù: + Bù ở hộ xa nhất (tính từ 2 nguồn điện đến), nếu chưa đủ thì tiếp tục bù ở hộ gần hơn, quá trình tiếp tục như vậy cho đến khi bù hết số lượng cần bù. + Khi ta bù đến cos(' = 0,95 (tg(' = 0,3287). Nếu công suất phản kháng cần bù lần cuối nhỏ hơn công suất phản kháng lúc đến cos(' = 0,95 thì chỉ bù đến số lượng cần bù, sau đó tính cos(' sau khi bù. Sau đây ta lần lượt bù tại các phụ tải theo nguyên tắc đã nêu: + Phụ tải 5: Bù đến cos(' = 0,95 (tg(' = 0,3287) Qb5 = ( tg(5 - tg(5' ) = 29x( 0,6197 - 0,3287 ) = 8,439 MVAR Sau khi bù cho phụ tải 5 thì lượng công suất phản kháng của hệ thống còn thiếu là: Q'b = Qb - Qb5 = 10,68 – 8,439 = 2,241 MVAR Ta bù cho nút phụ tải 3: Trước khi bù ta có: Ppt 3 = 29 MW; cos( = 0,85 Qpt 4 = 29 . 0,6197 = 17,9713 MVAR. Sau khi bù ta có: cos('3 = cos (arctg  Qpt 3 - Q'b  )    Ppt 3    = cos (arctg  17,9713 – 2,241  ) = 0,879    29    Kết luận: Sau khi bù ta có: + Phụ tải 5 được bù đến cos(' = 0,95 + Phụ tải 3 được bù đến cos(' = 0,879 Tổng dung lượng bù: 10,68 MVAR Từ kết quả tính toán trên, ta có bảng các thông số cos( và dung lượng bù tại các nút phụ tải như sau: Phụ tải  Pi ( MW)  Qi (MVAR)  cos( (trước khi bù)  Q'i (MVAR)  cos( (sau khi bù)  Qb (MVAR)   1  18  11,16  0,85  11,16  0,85  0   2  38  23,57  0,85  23,57  0,85  0   3  29  17,97  0,85  15,729  0,879  2,241   4  18  11,16  0,85  11,16  0,85  0   5  29  17,97  0,85  9,531  0,95  8,439   6  38  23,57  0,85  23,57  0,85  0   7  18  11,16  0,85  11,16  0.85  0   8  29  17,97  0,85  17,97  0,85  0   9  29  17,97  0,85  17,97  0,85  0   Những số liệu phụ tải sau khi bù sơ bộ sẽ được dùng để tính toán trong phần so sánh phương án, tìm sơ đồ nối dây chi tiết tối ưu của mạng điện. Chương Iii Thành lập các phương án nối điện Tính toán kỹ thuật các phương án III.1. Dự KIếN PHƯƠNG THứC VậN HàNH CáC NHà MáY ĐIệN Phương thức vận hành các nhà máy điện trong hệ thống phải thoả mãn điều kiện vận hành kinh tế hệ thống điện, nhằm mục đích giảm chi phí sản xuất điện năng. Phương thức huy động nguồn trong toàn hệ thống cũng như việc xác định trình tự vận hành của từng nhà máy điện phải chính xác, hợp lý, chặt chẽ về kinh tế kỹ thuật. Xác định phương thức vận hành là bài toán phức tạp và phụ thuộc vào nhiều yếu tố, nhưng ở đây ta chỉ xác định sơ bộ để giúp cho việc đề ra các phương án nối dây lưới điện khu vực thiết kế. Việc xác định phương thức vận hành bao gồm: dự kiến số tổ máy làm việc và công suất phát của các nhà máy điện trong các chế độ vận hành khác nhau. Yêu cầu công suất tải phần trăm của hai nhà máy điện gần bằng nhau. Nhà máy điện có đặc tính tải tốt hơn phát nhiều hơn. Như trình bày trong phần trên, ta tính được giá trị công suất giới hạn cho một tổ máy phát: P1F kt = 85% . Pđm = 0,85 . 50 = 42,5 ( MW ) P1F min = 30% . Pđm = 0,3 . 50 = 15 ( MW ) P1F max = Pđm = 50 ( MW ) Từ đó phương thức vận hành 2 nhà máy nhiệt điện của lưới điện khu vực thiết kế trong các chế độ vận hành khác nhau được xác định như sau: Giả sử nhà máy nhiệt điện II có đặc tính kinh tế tốt hơn. 1. Chế độ phụ tải cực đại Công suất yêu cầu trong chế độ max: ( Pmax yc = ( PF - ( Pdt = 336,93 - 50 = 286,93 ( MW ) Công suất phát % của cả hệ thống là :
+ Nhà máy nhiệt điện I: Cho phát 80% công suất đặt của nó, nghĩa là: PFNDI = 80% x 200 = 160 (MVA) Trong đó tự dùng của nhà máy là (8% x 160)/1,08 = 11,83 MW, phát lên lưới là PHT I = 160 – 11,83 = 148,15 MW. + Nhà máy nhiệt điện II: Đảm nhiệm phần công suất còn lại và làm nhiệm vụ cân bằng công suất khi tính toán ... PFNĐII = 286,93 - 160 = 126,93 MW Phần trăm công suất phát của NĐII là: (126,93 / 150 )x 100% = 84,62% Trong đó tự dùng của NĐ II là 21,25 – 11,85 = 9,67 MW. Công suất phát lên lưới của NĐ II là: PHT II = 126,93 – 9,67 = 117,26 MW Như vậy, ở chế độ này nhà máy nhiệt điện II phát 84,62% công suất đặt của nó, nhà máy nhiệt điện I phát 80% công suất đặt. Việc phân phối công suất như trên là hợp lý đảm bảo cho các nhà máy làm việc kinh tế. 2. Chế độ phụ tải cực tiểu Yêu cầu là tổng công suất đặt của tất cả các tổ máy phát điện phải lớn hơn hoặc bằng công suất yêu cầu trong chế độ min cộng với công suất tổ máy lớn nhất. Theo số liệu ban đầu thì công suất ở chế độ phụ tải min 50% công suất trong chế độ max. Nghĩa là: P min =  50  x 246 = 123 MW    100    Tổn thất công suất tác dụng : (Pmin mđ = 8% x 123 = 9,84 ( MW ) Tổng công suất tự dùng: Pmin td = 8% x ( 123 + 9,84 ) = 10,63 ( MW ) Công suất yêu cầu trong chế độ min: Pmin yc = 123 + 9,84 + 10,63 = 143,47 ( MW ) Phần trăm công suất phát của cả HT là: (143,47/350) x 100% = 40,99%
Nhận xét: Ta thấy rằng nếu cho tất cả các tổ máy của hai nhà máy điện cùng làm việc thì các nhà máy sẽ làm việc non tải. Để nâng hiệu quả kinh tế khi vận hành lưới điện, trong trường hợp này ta sơ bộ định công suất phát cho từng nhà máy như sau: + Nhà máy nhiệt điện II: Cho làm việc 2 tổ máy, 1 tổ máy nghỉ. Phát 75% công suất đặt của 3 tổ máy Pmin NĐII =  75  x 100 = 75 MW    100    Trong đó tự dùng của nhà máy là : Pmin td II = ( 8% x 75) / 1,08 = 5,56 ( MW ) Công suất phát lên lưới là: 75 - 5,56 = 69,44 ( MW ) + Nhà máy nhiệt điện I: Đảm nhiệm phần công suất còn lại Pmin NĐI = 143,47 - 69,44 = 74,03 MW và làm nhiệm vụ cân bằng công suất sau khi tính chính xác. Ta cho nhà máy I phát 2 tổ máy, 2 tổ máy nghỉ. Phần trăm công suất phát của 2 tổ máy còn lại là: 74,03% Công suất tự dùng của nhiệt điện I: Ptd NĐI = 10,63 - 5,56 = 5,07 ( MW ) Công suất phát lên hệ thống của NĐI: 74,03 - 5,07 = 68,96 ( MW ) Xét điều kiện: ( Pmin F = 2 x 50 + 2 x 50 = 200 ( MW ) ( Pmin yc = 143,47 + 50 = 193,47 ( MW ) Ta thấy ( Pmin F > ( Pmin yc nên thoả mãn điều kiện Vậy trong chế độ phụ tải cực tiểu: NĐII làm việc với 2 tổ máy phát 75% công suất định mức NĐI làm việc với 2 tổ máy phát 74,03% công suất định mức Phương thức vận hành của chế độ phụ tải cực tiểu là hợp lý thoả mãn các yêu cầu về kinh tế kỹ thuật. 3. Chế độ sự cố ở đây ta chỉ xác định phương thức vận hành trong trường hợp sự cố nguy hiểm nhất: trong chế độ phụ tải max tổ máy có công suất phát lớn nhất ngừng làm việc ( 1 tổ máy của NĐII bị sự cố ). Lúc này NĐI làm việc với 4 tổ máy và NĐII làm việc với 2 tổ máy. Công suất yêu cầu trong chế độ max: Pmax yc = 286,93 ( MW ) NĐI làm việc với 2 tổ máy còn lại với P = Pđm Psc FNĐI = 2 x 50 = 100 ( MW ) Công suất tự dùng của NĐI: Psc td II =( 8% x 100)/1,08 = 7,41 ( MW ) Công suất phát lên hệ thống: Psc HT II =100 - 7,41 = 92,59 ( MW ) Công suất phát của NĐI: Psc F NĐI = 286,93 - 100 = 186,93 ( MW ) Phần trăm công suất phát của NĐII là: (186,93/200 ) x 100% = 93,47% Công suất tự dùng của NĐII là: Psc td I = 21,25 - 7,41 = 13,84 ( MW ) Công suất phát lên hệ thống của NĐI: Psc HT I = 186,93 - 13,84 = 173,09 ( MW ) Vậy trong chế độ sự cố 1 tổ máy của NĐII thì NĐI làm việc với 4 tổ máy phát 93,47% công suất định mức khi đó NĐII làm việc với 2 tổ máy và phát 100% công suất định mức. Trong trường hợp sự cố nguy hiểm nhất nguồn điện vẫn có phương thức vận hành đáp ứng nhu cầu phụ tải. Từ kết quả tính toán trên ta có bảng phương thức vận hành của từng nhà máy điện ở các chế độ tải như sau: Các chế độ vận hành nhà máy điện  Chế độ tải max  Chế độ tải min  Chế độ sự cố   NĐ I  - 4 tổ máy làm việc - Phát 80% Pđm - PF NĐ I = 160 MW - Phát 148,15 MW lên lưới - P td = 11,83 MW  - 2 tổ máy làm việc, 2 tổ máy nghỉ - Phát 74,03% Pđm - PF NĐ I = 74,03 MW -