Giới thiệu dự án

Trong bối cảnh công nghiệp hóa và hiện đại hóa, nhu cầu tiêu thụ điện năng tại Việt Nam tăng trưởng trung bình từ 8 - 10%/năm theo quy hoạch điện lực quốc gia. Việc thiết kế và phát triển mạng lưới điện truyền tải và phân phối khu vực đóng vai trò then chốt trong việc đảm bảo cung cấp năng lượng an toàn, liên tục và tối ưu hóa chi phí vận hành.

Dự án tập trung giải quyết bài toán thiết kế kỹ thuật và kinh tế cho mạng lưới điện khu vực cấp điện áp 110/22 kV, nhận nguồn từ thanh góp 110 kV của nhà máy điện công suất vô cùng lớn ($\cos\varphi = 0,85$), cung cấp điện liên tục cho 7 phân vùng phụ tải với tổng công suất tác dụng cực đại $P_{\max\sum} = 245 \text{ MW}$ và công suất phản kháng $Q_{\max\sum} = 104,30 \text{ MVAR}$.

                 [ Nhà máy điện / Hệ thống 110 kV ]
                                 |
     +---------+---------+-------+-------+---------+---------+
     |         |         |       |       |         |         |
    (1)       (2)       (3)     (4)     (5)       (6)       (7)
   20 MW     25 MW     30 MW   35 MW   50 MW     45 MW     50 MW
  (Loại I)  (Loại I)  (Loại I)(Loại I)(Loại III)(Loại I)  (Loại I)

Vấn đề kỹ thuật đặt ra (Problem Statement)

Thiết kế mạng điện truyền tải khu vực đối mặt với các thách thức kỹ thuật và kinh tế sau:

  • Đảm bảo tiêu chuẩn độ tin cậy cung cấp điện $N-1$ cho các phụ tải loại I (phụ tải 1, 2, 3, 4, 6, 7 gồm bệnh viện, cơ sở luyện kim, khu công nghiệp) không để xảy ra mất điện khi sự cố một mạch hoặc một máy biến áp.
  • Giảm thiểu tổn thất công suất ($\Delta P$) và tổn thất điện năng ($\Delta A$) trên đường dây truyền tải có cự ly từ 30 km đến 70 km.
  • Đảm bảo chất lượng điện áp tại các nút thanh cái hạ áp 22 kV nằm trong giới hạn cho phép ($\pm 5%$ ở chế độ vận hành bình thường và $-2,5% \div +5%$ ở chế độ sau sự cố).
  • Tối ưu hóa hàm chi phí tính toán hàng năm ($Z_{tt}$), cân đối giữa vốn đầu tư xây dựng ban đầu ($K$) và chi phí tổn thất điện năng trong suốt chu kỳ thu hồi vốn tiêu chuẩn ($T_{tc} = 8 \text{ năm}$).

Mục tiêu dự án

  1. Xác định cấp điện áp định mức tối ưu $U_{\text{đm}} = 110 \text{ kV}$ cho toàn mạng dựa trên công thức thực nghiệm Still.
  2. Đề xuất, tính toán và so sánh kỹ thuật - kinh tế giữa 3 phương án nối dây: Sơ đồ hình tia, Sơ đồ liên thông, và Sơ đồ mạch vòng kín.
  3. Lựa chọn tiết diện dây dẫn nhôm lõi thép (ACSR) theo mật độ dòng điện kinh tế $J_{kt} = 1,1 \text{ A/mm}^2$ và kiểm tra giới hạn phát nóng, tổn thất vầng quang ($F \ge 70 \text{ mm}^2$), tổn thất điện áp cho phép ($\Delta U% \le 10%$).
  4. Chọn số lượng, công suất định mức và chủng loại máy biến áp hạ áp 110/22 kV có điều áp dưới tải (OLTC) cho 7 trạm biến áp.
  5. Kiểm tra phân bố trào lưu công suất, sụt áp và cân bằng công suất phản kháng chính xác trong 3 chế độ vận hành: Phụ tải cực đại ($P_{\max}$), Phụ tải cực tiểu ($P_{\min} = 0,85 P_{\max}$), và Chế độ sau sự cố ($N-1$).

Giải pháp kỹ thuật và kết quả kỳ vọng

  • Cấp điện áp vận hành: Đồng nhất cấp điện áp truyền tải 110 kV và phân phối 22 kV.
  • Cấu trúc mạng: Áp dụng sơ đồ mạng hình tia lộ kép sử dụng dây dẫn AC-70 đến AC-185 cho phụ tải loại I và lộ đơn cho phụ tải loại III.
  • Chỉ số đo lường (KPIs): Tổn thất điện áp cực đại lúc bình thường $\Delta U_{\max} \le 6,61%$, sau sự cố $\Delta U_{sc} \le 13,22%$ (đáp ứng tiêu chuẩn $< 20%$). Chi phí tính toán kinh tế $Z_{tt} = 58,342 \text{ tỷ VNĐ}$, tối ưu hơn các phương án mạch vòng và liên thông từ $7,5% \div 12,3%$.

Phân tích và thiết kế giải pháp

Phân tích hiện trạng và cấu trúc mạng

Việc cấp điện cho các cụm phụ tải công nghiệp - dân dụng có mật độ phụ tải biến thiên đòi hỏi so sánh đa chiều giữa các phương thức nối lưới:

Tiêu chí so sánh Phương án 1: Sơ đồ hình tia Phương án 2: Sơ đồ liên thông Phương án 3: Sơ đồ mạch kín
Độ tin cậy cung cấp điện Rất cao (Độc lập sự cố giữa các tuyến lộ) Trung bình (Sự cố đoạn đầu ảnh hưởng trạm sau) Rất cao (Nguồn cấp từ 2 phía)
Vốn đầu tư xây dựng ($K$) $220.238,65 \times 10^6 \text{ VNĐ}$ (Thấp nhất) $251.652,00 \times 10^6 \text{ VNĐ}$ (Cao nhất) $247.349,40 \times 10^6 \text{ VNĐ}$ (Trung bình)
Tổn thất điện năng ($\Delta A$) $19.847,38 \text{ MWh/năm}$ $21.560,12 \text{ MWh/năm}$ $18.920,45 \text{ MWh/năm}$
Độ phức tạp bảo vệ Rơle Đơn giản, định thời gian quá dòng, khoảng cách Phức tạp (Cần phân đoạn, phối hợp thời gian) Rất phức tạp (Bảo vệ so lệch dọc, định hướng)
Độ linh hoạt vận hành Vận hành độc lập, dễ dàng bảo dưỡng Phụ thuộc vào trạm trung gian Linh hoạt cao, tự động hóa phức tạp 
MoSCoW Prioritization cho Hệ thống:
- Must have: Tiêu chuẩn N-1 cho 6 phụ tải Loại I; Dây dẫn F >= 70mm2 (chống vầng quang); Độ lệch điện áp hạ áp <= 5%.
- Should have: Máy biến áp điều chỉnh dưới tải (OLTC) dải điều chỉnh +-9 x 1.78%; Sơ đồ cầu trong cho trạm cuối.
- Could have: Bù công suất phản kháng cục bộ tại thanh cái 22 kV khi cos phi < 0.85.
- Won't have: Trạm biến áp GIS đắt tiền (ưu tiên trạm ngoài trời AIS truyền thống tối ưu chi phí).

Thiết kế kiến trúc hệ thống

Quy chuẩn công nghệ và thông số thiết bị (Technology Stack)

  • Tiêu chuẩn thiết kế: TCVN 394:2007 (Quy phạm trang bị điện), IEC 60076 (Máy biến áp lực), IEC 60865 (Tính toán dòng ngắn mạch).
  • Dây dẫn trên không: Dây nhôm lõi thép ACSR (AC-70/11, AC-95/16, AC-185/29) treo trên cột bê tông cốt thép ly tâm / tháp thép định hình, khoảng cách hình học trung bình $D_{tb} = 4 \text{ m}$.
  • Máy biến áp lực 110/22 kV: Chủng loại ba pha hai cuộn dây ngâm dầu, điều áp dưới tải (OLTC) $\pm 9 \times 1,78%$, gồm các gam máy:
    • Trạm 1: $2 \times \text{TDH-16000/110}$ ($S_{\text{đm}} = 16 \text{ MVA}, U_k% = 10,5, \Delta P_k = 85 \text{ kW}, \Delta P_0 = 21 \text{ kW}, I_0% = 0,85$).
    • Trạm 2, 3: $2 \times \text{TPDH-25000/110}$ ($S_{\text{đm}} = 25 \text{ MVA}, U_k% = 10,5, \Delta P_k = 120 \text{ kW}, \Delta P_0 = 29 \text{ kW}$).
    • Trạm 4: $2 \times \text{TPDH-32000/110}$ ($S_{\text{đm}} = 32 \text{ MVA}, U_k% = 10,5, \Delta P_k = 145 \text{ kW}, \Delta P_0 = 35 \text{ kW}$).
    • Trạm 5: $1 \times \text{TPDH-63000/110}$ ($S_{\text{đm}} = 63 \text{ MVA}, U_k% = 10,5, \Delta P_k = 260 \text{ kW}, \Delta P_0 = 59 \text{ kW}$).
    • Trạm 6, 7: $2 \times \text{TPDH-40000/110}$ ($S_{\text{đm}} = 40 \text{ MVA}, U_k% = 10,5, \Delta P_k = 175 \text{ kW}, \Delta P_0 = 42 \text{ kW}$).
  • Sơ đồ phân phối phía 110 kV:
    • Trạm nguồn: Sơ đồ 2 thanh góp làm việc song song có phân đoạn.
    • Trạm phụ tải Loại I ($L \le 70 \text{ km}$): Sơ đồ cầu trong (Inner Bridge) đặt máy cắt về phía máy biến áp nhằm tối ưu đóng cắt và tự động đóng nguồn dự phòng (ATS).
    • Trạm phụ tải Loại III: Sơ đồ khối đường dây - máy biến áp tối giản chi phí máy cắt.

Phương pháp luận và quy trình tính toán

Quy trình tính toán kỹ thuật điện tuân thủ phương pháp giải tích hệ thống năng lượng theo sơ đồ khối logic 5 giai đoạn:

[Phân tích Phụ tải & Cự ly] 
[Xác định Cấp điện áp (Công thức Still)] 
[Lựa chọn Tiết diện Dây (Mật độ J_kt)] 
[Kiểm tra Kỹ thuật: Phát nóng, Vầng quang, Tổn thất U%]

Các công thức và thuật toán cốt lõi

  1. Xác định cấp điện áp định mức kinh tế theo Still: $$U_i = 4,34 \sqrt{L_i + 16 \cdot \frac{P_i}{n}} \quad (\text{kV})$$ Với $P_i$ là công suất truyền tải (MW), $L_i$ là chiều dài (km), $n$ là số mạch ($n=1, 2$). Giá trị tính toán dao động $60 \div 110 \text{ kV} \rightarrow$ Chuẩn hóa cấp $110 \text{ kV}$.

  2. Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng điện kinh tế: $$I_{\max i} = \frac{S_{\max i}}{\sqrt{3} \cdot n \cdot U_{\text{đm}}} \cdot 10^3 \quad (\text{A}), \qquad F_{kt i} = \frac{I_{\max i}}{J_{kt}} \quad (\text{mm}^2)$$ Với thời gian sử dụng công suất cực đại $T_{\max} = 4000 \div 4800 \text{ h/năm}$, tra cứu $J_{kt} = 1,1 \text{ A/mm}^2$ đối với dây nhôm lõi thép AC.

  3. Kiểm tra phát nóng dây dẫn trong chế độ sau sự cố nặng nề ($N-1$): $$I_{sc} = 2 \cdot I_{\max i} \le K_{hc} \cdot I_{cp}$$ Hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ môi trường tại Việt Nam ($t_{tb} = 25^\circ\text{C}, t_{\max} = 42^\circ\text{C}$): $$K_{hc} = k_1 \cdot k_2 = \sqrt{\frac{70 - t_{xq}}{70 - 25}} = \sqrt{\frac{70 - 35}{70 - 25}} = 0,88$$

  4. Tổn thất điện áp và điều kiện giới hạn: $$\Delta U% = \frac{P_i R_i + Q_i X_i}{U_{\text{đm}}^2} \cdot 100% \le \Delta U_{cp}%$$

  5. Hàm chi phí tính toán kinh tế hàng năm ($Z_{tt}$): $$Z_{tt} = (a_{vh} + a_{tc}) \cdot K + \Delta A_{\sum} \cdot C \quad (\text{VNĐ/năm})$$ Trong đó: $a_{tc} = \frac{1}{T_{tc}} = \frac{1}{8} = 0,125$; $a_{vh} = 0,08$; $C = 800 \text{ VNĐ/kWh}$; thời gian tổn thất công suất cực đại $\tau = (0,124 + T_{\max} \cdot 10^{-4})^2 \cdot 8760 \text{ h}$.

Kịch bản tự động hóa tính toán tối ưu lưới điện (Python Engine)

import math

class PowerGridDesign:
    def __init__(self, u_dm=110.0, j_kt=1.1, c_kwh=800.0, a_tc=0.125, a_vh=0.08):
        self.u_dm = u_dm
        self.j_kt = j_kt
        self.c_kwh = c_kwh
        self.a_total = a_tc + a_vh

    def still_voltage(self, p_mw, l_km, n_circuits=2):
        return 4.34 * math.sqrt(l_km + 16 * (p_mw / n_circuits))

    def calculate_conductor(self, s_mva, n_circuits=2):
        i_max = (s_mva * 1e3) / (math.sqrt(3) * n_circuits * self.u_dm)
        f_kt = i_max / self.j_kt
        return i_max, f_kt

    def annual_cost(self, capital_vnd, delta_p_mw, t_max):
        tau = ((0.124 + t_max * 1e-4) ** 2) * 8760
        delta_a_mwh = delta_p_mw * tau
        delta_a_kwh = delta_a_mwh * 1e3
        annual_z = (self.a_total * capital_vnd) + (delta_a_kwh * self.c_kwh)
        return delta_a_mwh, annual_z

# Thực thi kiểm thử tính toán cho tuyến lộ N-1 (P=20MW, Q=8.58MVAR, L=30km, Lộ kép)
grid = PowerGridDesign()
s_load1 = math.sqrt(20**2 + 8.5761**2)
i_max1, f_kt1 = grid.calculate_conductor(s_load1, n_circuits=2)
print(f"Lộ N-1: Smax={s_load1:.2f} MVA | Imax={i_max1:.2f} A | Fkt={f_kt1:.2f} mm2 -> Chọn AC-70")

Implementation và kết quả

Thông số kỹ thuật chi tiết các tuyến đường dây (Phương án tối ưu 1)

Sau khi áp dụng tiêu chuẩn lựa chọn dây dẫn và kiểm tra cơ - nhiệt, toàn bộ các tuyến đường dây 110 kV trong phương án hình tia được cấu hình như sau:

Tuyến dây Chiều dài $L$ (km) Số mạch Loại dây AC $R_0$ ($\Omega/\text{km}$) $X_0$ ($\Omega/\text{km}$) Điện trở tổng $R$ ($\Omega$) Điện kháng tổng $X$ ($\Omega$) $I_{sc}$ ($N-1$) (A) $K_{hc} \cdot I_{cp}$ (A) $\Delta U_{\max}%$
N - 1 30,00 2 AC-70 0,460 0,440 6,900 6,600 114,40 233,20 1,67%
N - 2 56,57 2 AC-70 0,460 0,440 13,011 12,445 143,00 233,20 3,93%
N - 3 42,43 2 AC-70 0,460 0,440 9,759 9,335 171,60 233,20 3,86%
N - 4 40,00 2 AC-70 0,460 0,440 9,200 8,800 200,20 233,20 4,21%
N - 5 60,00 1 AC-95 0,330 0,429 19,800 25,740 285,10 294,80 6,61%
N - 6 70,00 2 AC-95 0,330 0,429 11,550 15,015 257,40 294,80 6,42%
N - 7 36,06 2 AC-95 0,330 0,429 5,950 7,735 286,00 294,80 3,89%

Kiểm nghiệm chế độ vận hành và cân bằng công suất

Mô hình hệ thống được kiểm nghiệm qua 3 chế độ vận hành trọng yếu:

Chế độ 1: Phụ tải Cực đại (P_max)
- Tổng công suất yêu cầu: S_yc = 251,41 + j155,65 MVA
- Khả năng cấp của nguồn: S_nguon = 251,41 + j155,87 MVA (cos phi = 0.85)
- Kết luận: Nguồn cấp đủ công suất tác dụng và phản kháng (Không cần bù cưỡng bức).

Chế độ 2: Phụ tải Cực tiểu (P_min = 0.85 P_max)
- Tổng công suất yêu cầu: S_yc = 215,88 + j133,05 MVA
- Điều kiện kinh tế TBA: Cả 2 MBA duy trì vận hành do S_ptmin > S_gh.

Chế độ 3: Sau sự cố đứt 1 mạch (N-1)
- Tuyến N-1: Điện áp thanh cái 110 kV sụt giảm xuống U_1 = 117,65 kV (Quy đổi về thứ cấp U_1qd = 113,62 kV).
- Dải điều chỉnh OLTC (+-9 nấc) kéo điện áp hạ áp về 22,15 kV (Đạt chuẩn kỹ thuật sai lệch < 1%).

           ĐẶC TUYẾN ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP HẠ ÁP QUA BỘ OLTC (TBA 1)
     Điện áp (kV)
                      P_min                P_max               Sau sự cố

Tổng hợp chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật 3 phương án

Chỉ tiêu kỹ thuật & kinh tế Phương án 1 (Hình tia) Phương án 2 (Liên thông) Phương án 3 (Mạch kín) Đánh giá tối ưu
Tổng vốn đầu tư $K$ ($10^6$ VNĐ) 220.238,65 251.652,00 247.349,40 Phương án 1 tiết kiệm 12,48% vốn
Tổn thất công suất $\Delta P_{\max}$ (MW) 6,21 6,75 5,92 Phương án 3 thấp nhất (-4,6%)
Tổn thất điện năng $\Delta A$ (MWh/năm) 19.847,38 21.560,12 18.920,45 Phương án 3 giảm tổn thất 4,67%
Chi phí tính toán hàng năm $Z$ (Tỷ VNĐ) 58,342 68,837 65,840 Phương án 1 tối ưu nhất (Thấp hơn 15,2%)
Độ phức tạp bảo vệ rơle Cấp 1 (Đơn giản) Cấp 2 (Trung bình) Cấp 3 (Rất cao) Phương án 1 thi công & quản lý tốt nhất

Kết luận lựa chọn: Phương án 1 (Sơ đồ hình tia) đạt hiệu quả toàn diện nhất về chỉ tiêu hàm chi phí $Z_{tt}$, độ tin cậy cung cấp điện độc lập và tính khả thi trong thi công lắp đặt thực tế.

Đổi mới và đóng góp

  • Tối ưu hóa tiết diện kinh tế phối hợp: Thay vì chọn dây dẫn theo mật độ dòng điện định mức cực đại $I_{cp}$, đồ án áp dụng chính xác $J_{kt} = 1,1 \text{ A/mm}^2$ kết hợp kiểm tra điều kiện phát nóng sau sự cố ($N-1$). Kết quả giúp giảm kích thước tiết diện từ AC-120 xuống AC-70 trên các tuyến ngắn mà vẫn đảm bảo an toàn nhiệt ($I_{sc} \le K_{hc} \cdot I_{cp}$).
  • Ứng dụng linh hoạt sơ đồ Cầu trong (Inner Bridge): Căn cứ vào chiều dài truyền tải ($L < 70 \text{ km}$ cho 6/7 trạm) và đặc tính phụ tải công nghiệp ít đóng cắt đường dây nhưng thường xuyên thay đổi chế độ vận hành máy biến áp, việc bố trí máy cắt về phía MBA giúp giảm số lượng máy cắt 110 kV đắt tiền, tiết kiệm hàng chục tỷ đồng chi phí thiết bị đóng cắt.
  • Chiến lược điều áp dưới tải (OLTC) đa tầng: Khai thác toàn diện 19 nấc phân áp của máy biến áp 110/22 kV ($\pm 9 \times 1,78%$), loại bỏ nhu cầu lắp đặt các tụ bù ngang dung lượng lớn tại thanh góp 110 kV, tiết kiệm chi phí đầu tư ban đầu mà vẫn giữ độ lệch điện áp thanh cái 22 kV dưới $2,5%$.

Ứng dụng thực tế và triển khai

Khả năng ứng dụng thực tế

Hồ sơ thiết kế này có thể ứng dụng trực tiếp cho các dự án phát triển hạ tầng lưới điện phân phối tại các khu công nghiệp tập trung (như Bắc Ninh, Bình Dương, Hải Phòng) hoặc quy hoạch mở rộng lưới điện 110 kV khu vực nông thôn kết hợp đô thị hóa.

Lộ trình triển khai dự án (Implementation Roadmap)

Giai đoạn 1: Khảo sát & Thiết kế kỹ thuật (Tháng 1 - Tháng 3)
- Đo đạc địa hình, hướng tuyến hành lang an toàn lưới điện 110 kV.
- Hoàn thiện bản vẽ thiết kế thi công và phê duyệt thỏa thuận đấu nối với EVN.

Giai đoạn 2: Mua sắm & Xây lắp móng cột (Tháng 4 - Tháng 8)
- Đúc móng trụ bê tông ly tâm, dựng tháp thép chịu lực.
- Đấu thầu mua sắm máy biến áp lực 110/22 kV (TPDH Series) và dây dẫn ACSR.

Giai đoạn 3: Rải căng dây & Lắp đặt trạm (Tháng 9 - Tháng 11)
- Kéo rải căng dây nhôm lõi thép AC-70, AC-95; lắp đặt chuỗi sứ cách điện polymer.
- Lắp đặt máy biến áp, máy cắt SF6, dao cách ly, biến dòng (CT), biến điện áp (VT).

Giai đoạn 4: Thử nghiệm, Cài đặt Rơle & Đóng điện (Tháng 12)
- Thí nghiệm hiệu chỉnh thiết bị nhất thứ, nhị thứ; cấu hình rơle bảo vệ SEL/Siemens.
- Đóng điện không tải, mang tải và nghiệm thu bàn giao vận hành.

Hạn chế và hướng phát triển

  • Hạn chế kỹ thuật hiện tại: Mô hình tính toán coi nguồn 110 kV có công suất vô cùng lớn và góc công suất $\delta = 0$, chưa xét đến biến động tần số hệ thống hoặc dao động ngắn mạch từ hệ thống điện quốc gia. Tính toán trào lưu công suất dựa trên phương pháp gần đúng công suất định mức, chưa chạy trào lưu phi tuyến lặp Newton-Raphson hoàn chỉnh trên máy tính số.
  • Hướng phát triển nâng cao:
    • Tích hợp nguồn năng lượng tái tạo phân tán (Điện mặt trời mái nhà, điện gió cục bộ) kết nối vào thanh cái 22 kV.
    • Ứng dụng phần mềm chuyên dụng (ETAP, PSS/E, DigSILENT PowerFactory) để mô phỏng động học quá độ, tính toán ngắn mạch 3 pha, chạm đất và phân tích sóng hài bậc cao.
    • Thiết kế hệ thống tự động hóa trạm biến áp không người trực theo tiêu chuẩn truyền thông IEC 61850 và tích hợp SCADA/EMS về Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Miền.

Đối tượng hưởng lợi

  • Sinh viên ngành Kỹ thuật Điện / Hệ thống Điện: Tài liệu tham khảo chuẩn mực về phương pháp luận tính toán đồ án lưới điện, lựa chọn khí cụ điện và máy biến áp 110 kV.
  • Kỹ sư tư vấn thiết kế điện: Nắm bắt quy trình phân tích kinh tế - kỹ thuật so sánh sơ đồ hình tia/liên thông/mạch kín, các thông số bảng tra suất đầu tư và định mức dây dẫn thực tế.
  • Công ty Điện lực (PC) / Đơn vị quản lý vận hành: Bộ số liệu tham chiếu về phương thức vận hành kinh tế trạm biến áp nhiều máy, quy luật tổn thất điện năng và phương án điều chỉnh nấc phân áp OLTC theo biểu đồ phụ tải.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao đối với cấp điện áp 110 kV lại bắt buộc chọn tiết diện dây dẫn $F \ge 70 \text{ mm}^2$?

Để ngăn ngừa hiện tượng phóng điện vầng quang (Corona discharge) trong không khí xung quanh bề mặt dây dẫn. Ở cấp điện áp 110 kV, cường độ điện trường bề mặt của dây dẫn có tiết diện dưới $70 \text{ mm}^2$ sẽ vượt quá cường độ điện trường tự nhiên của không khí ($E_0 \approx 30 \text{ kV/cm}$), gây tổn thất công suất tác dụng do vầng quang, phát sinh tiếng rít và gây nhiễu sóng vô tuyến. Do đó, dây tiêu chuẩn tối thiểu là AC-70.

2. Sự khác biệt căn bản giữa sơ đồ cầu trong và cầu ngoài khi nào nên dùng?

  • Sơ đồ cầu trong: Máy cắt cầu nối nằm phía trong (phía MBA). Dùng khi đường dây dài ($L \ge 70 \text{ km}$), sự cố đường dây nhiều hơn sự cố MBA, hoặc khi phụ tải ít phải đóng cắt MBA.
  • Sơ đồ cầu ngoài: Máy cắt cầu nối nằm phía ngoài (phía đường dây). Dùng khi đường dây ngắn ($L < 70 \text{ km}$), MBA thường xuyên phải đóng cắt theo biểu đồ phụ tải kinh tế ($S_{pt\min} < S_{gh}$).

3. Công thức tính công suất giới hạn ($S_{gh}$) để cắt bớt 1 máy biến áp khi non tải là gì?

$$S_{gh} = S_{\text{đmB}} \cdot \sqrt{\frac{\Delta P_0}{\Delta P_k}}$$ Nếu công suất phụ tải cực tiểu $S_{pt\min} < S_{gh}$, việc cắt bớt 1 máy biến áp sẽ giúp giảm tổn thất không tải $\Delta P_0$, nâng cao hiệu suất vận hành kinh tế của trạm. Trong đồ án, do $S_{pt\min} > S_{gh}$ ở tất cả các trạm nên cả 2 MBA luôn vận hành song song.

4. Hệ số quá tải cho phép $k = 1,4$ trong lựa chọn dung lượng máy biến áp có ý nghĩa gì?

Theo tiêu chuẩn vận hành sự cố máy biến áp lực ngâm dầu, khi một máy biến áp trong trạm 2 máy bị sự cố tách khỏi lưới ($N-1$), máy biến áp còn lại được phép quá tải tạm thời $140%$ định mức ($k=1,4$) trong thời gian xử lý sự cố (tối đa vài giờ) mà không làm suy giảm nghiêm trọng tuổi thọ cách điện, đảm bảo cấp điện liên tục cho $100%$ phụ tải loại I.

5. Tiêu chuẩn thu hồi vốn $T_{tc} = 8 \text{ năm}$ tương ứng với hệ số hiệu quả đầu tư $a_{tc}$ bằng bao nhiêu?

Hệ số hiệu quả thu hồi vốn tiêu chuẩn được tính bằng $a_{tc} = \frac{1}{T_{tc}} = \frac{1}{8} = 0,125$ (tương đương $12,5%$/năm). Đây là đại lượng tài chính kỹ thuật bắt buộc để quy đổi tổng mức đầu tư ban đầu $K$ thành chi phí phân bổ hàng năm trong hàm chi phí tính toán $Z_{tt}$.

Kết luận

Đồ án môn học "Thiết kế mạng lưới điện khu vực 110/22 kV" đã hoàn thành toàn diện các mục tiêu nghiên cứu và ứng dụng kỹ thuật:

  • Chứng minh tính ưu việt vượt trội của Phương án 1 (Sơ đồ hình tia lộ kép) với hàm chi phí tính toán kinh tế thấp nhất ($Z = 58,342 \text{ tỷ VNĐ}$), tiết kiệm $12,48%$ vốn đầu tư xây lắp so với phương án liên thông.
  • Đảm bảo tiêu chuẩn an toàn cung cấp điện $N-1$ cho 6 phân vùng phụ tải Loại I, kiểm soát độ sụt áp cực đại trong chế độ sự cố luôn nằm trong giới hạn cho phép ($\le 13,22% < 20%$).
  • Cấu hình thành công hệ thống trạm biến áp 110/22 kV sử dụng sơ đồ cầu trong kết hợp bộ điều áp dưới tải OLTC $\pm 9 \times 1,78%$, giải quyết triệt để bài toán ổn định điện áp cho phụ tải mà không phát sinh chi phí bù cưỡng bức.

Công trình là bản thiết kế hoàn chỉnh, đáp ứng đầy đủ các tiêu chuẩn kỹ thuật điện hiện hành của EVN và quy phạm trang bị điện Việt Nam, sẵn sàng làm cơ sở ứng dụng vào thực tiễn quy hoạch và thi công lưới điện khu vực.