Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu
Trong hệ thống điện, việc thiết kế mạng điện khu vực đóng vai trò then chốt nhằm truyền tải công suất từ hệ thống nguồn đến các trung tâm phụ tải tiêu thụ, đồng thời phải đảm bảo các yêu cầu nghiêm ngặt về độ tin cậy cung cấp điện, chất lượng điện áp và hiệu quả kinh tế trong xây dựng và vận hành. Đồ án tập trung giải quyết bài toán thiết kế kỹ thuật hoàn chỉnh cho một mạng điện khu vực cấp điện áp 110 kV, nhận nguồn từ thanh cái hạ áp của hệ thống điện A để cung cấp điện cho 6 phụ tải tập trung.
Mục tiêu chính của đề tài là xây dựng cấu hình lưới điện tối ưu, lựa chọn thiết bị điện hợp lý và tính toán các chế độ xác lập của hệ thống. Nhiệm vụ nghiên cứu và thiết kế được triển khai theo 6 giai đoạn cụ thể:
- Tính toán cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng trong hệ thống, xác định sơ bộ lượng công suất phản kháng cần bù.
- Đề xuất phương án nối dây của mạng điện, lựa chọn cấp điện áp định mức, xác định tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng điện kinh tế ($j_{kt}$), kiểm tra các điều kiện kỹ thuật về phát nóng và tổn thất điện áp ở chế độ vận hành bình thường cũng như sự cố.
- Tính toán các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của phương án thiết kế (vốn đầu tư xây dựng đường dây, tổn thất công suất, tổn thất điện năng hàng năm, chi phí vận hành quy năm và khối lượng kim loại màu).
- Tính chọn số lượng, chủng loại, công suất định mức của máy biến áp tại các trạm hạ áp và thiết kế sơ đồ nối dây chi tiết cho trạm nguồn, trạm trung gian và các trạm cuối.
- Tính toán tối ưu hóa dung lượng bù kinh tế công suất phản kháng tại các nút phụ tải dựa trên hàm chi phí tính toán cực tiểu.
- Tính toán chính xác phân bố công suất trong mạng điện sau bù kinh tế, kiểm tra điều kiện cân bằng công suất phản kháng và xác định tổn thất công suất, tổn thất điện năng ở các chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu.
Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
- Đối tượng nghiên cứu: Mạng điện khu vực cấp điện áp 110 kV, bao gồm nguồn cung cấp A, 6 trạm phụ tải tiêu thụ và các tuyến đường dây truyền tải liên kết.
- Phạm vi không gian: Vùng địa lý có bán kính truyền tải từ nguồn N đến các phụ tải trong khoảng từ 41,23 km đến 92,2 km.
- Phạm vi thông số và thời gian vận hành: Chế độ phụ tải cực đại với thời gian sử dụng công suất cực đại $T_{max} = 4500\text{ h/năm}$, chế độ phụ tải cực tiểu ($P_{min} = 50% P_{max}$), hệ số đồng thời $m = 1$, thời gian thu hồi vốn tiêu chuẩn $T_{tc} = 8\text{ năm}$ ($a_{tc} = 0,125$).
Cơ sở lý thuyết và phương pháp tính toán
Đồ án ứng dụng hệ thống lý thuyết và phương pháp tính toán chuyên ngành Mạng lưới điện và Hệ thống điện, cụ thể gồm:
- Khung lý thuyết cân bằng công suất:
- Cân bằng công suất tác dụng: $P_{HT} = m \cdot P_{pt} + P_{mđ} + P_{td} + P_{dt}$, trong đó tổn thất công suất tác dụng sơ bộ trong mạng điện được lấy bằng $10% P_{pt}$; công suất tự dùng $P_{td} = 0$ và công suất dự trữ $P_{dt} = 0$ do nhận điện từ nguồn hệ thống có công suất đủ lớn.
- Cân bằng công suất phản kháng: $Q_{HT} + Q_b = m \cdot Q_{pt} + Q_B + Q_{dd} + Q_{td} + Q_{dt} - Q_C$, trong đó tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp lấy sơ bộ $Q_B = 10% Q_{pt}$.
- Phương pháp chọn tiết diện dây dẫn: Dựa trên mật độ dòng điện kinh tế $j_{kt} = 1,1\text{ A/mm}^2$ (áp dụng cho dây nhôm lõi thép AC với $T_{max} = 4500\text{ h}$). Tiết diện tối thiểu được kiểm tra theo điều kiện chống phát sinh vầng quang điện cho cấp 110 kV ($F \ge 70\text{ mm}^2$).
- Phương pháp kiểm tra điều kiện kỹ thuật:
- Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn khi xảy ra sự cố nguy hiểm nhất: $k \cdot I_{cp} \ge I_{sc-max}$ (với hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ môi trường $k = 0,88$ ở khoảng nhiệt độ ngoài trời từ $25^\circ\text{C}$ đến $35^\circ\text{C}$).
- Kiểm tra tổn thất điện áp định mức: $\Delta U_{bt%} \le 10 \div 15%$ trong chế độ vận hành bình thường và $\Delta U_{sc%} \le 15 \div 20%$ trong chế độ sau sự cố.
- Mô hình tính toán kinh tế và tối ưu hóa bù phản kháng:
- Hàm chi phí tính toán hàng năm: $Z = (a_{vh} + a_{tc}) \cdot K_d + C \cdot \Delta A$.
- Tối ưu hóa dung lượng bù kinh tế: Thiết lập phương trình đạo hàm riêng của hàm chi phí theo dung lượng bù $\frac{\partial Z}{\partial Q_{bi}} = 0$ có xét đến chi phí thiết bị bù ($Z_1$), chi phí tổn thất điện năng do tụ điện tiêu thụ ($Z_2$) và chi phí tổn thất điện năng trên lưới ($Z_3$), kết hợp điều kiện ràng buộc kỹ thuật $\cos\varphi \le 0,95$.
- Nguồn dữ liệu: Các công thức, bảng tra cứu thông số kỹ thuật của dây dẫn AC, máy biến áp 110 kV và các hệ số tiêu chuẩn kinh tế - kỹ thuật được trích xuất từ tài liệu chuyên khảo "Thiết kế mạng điện" (Tài liệu I của tác giả Hồ Văn Hiến và Tài liệu II).
Nội dung chính theo từng chương
Chương 1: Cân bằng công suất trong hệ thống & xác định sơ bộ công suất phản kháng cần bù theo điều kiện cân bằng công suất phản kháng
Chương này thực hiện tổng hợp phụ tải và tính toán sơ bộ cân bằng công suất nguồn - tải:
- Tổng phụ tải tác dụng cực đại của 6 phụ tải là $\sum P_{pt} = 25 + 22 + 23 + 16 + 26 + 27 = 139\text{ MW}$.
- Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện lấy sơ bộ $P_{mđ} = 10% P_{pt} = 13,9\text{ MW}$. Lượng công suất tác dụng hệ thống A cần cung cấp là $\sum P_{HT} = 139 + 13,9 = 152,9\text{ MW}$.
- Tổng phụ tải phản kháng cực đại là $\sum Q_{pt} = 106,36\text{ MVAr}$. Với hệ số công suất của nguồn $\cos\varphi = 0,8$ ($\text{tg}\varphi = 0,75$), công suất phản kháng do hệ thống cung cấp là $Q_{HT} = 152,9 \times 0,75 = 114,675\text{ MVAr}$.
- Tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp lấy sơ bộ $Q_B = 10% \times 106,36 = 10,636\text{ MVAr}$.
- Tổng công suất phản kháng cần bù sơ bộ cho toàn hệ thống là: $$Q_b = Q_{pt} + Q_B - Q_{HT} = 106,36 + 10,636 - 114,675 = 2,321\text{ MVAr}$$
- Tác giả thực hiện bù sơ bộ toàn bộ lượng $Q_b = 2,321\text{ MVAr}$ vào phụ tải 4 (phụ tải ở khoảng cách xa nhất 92,19 km và có $\cos\varphi = 0,75$ thấp nhất). Sau bù sơ bộ, phụ tải 4 có $Q_4' = 11,789\text{ MVAr}$ và hệ số công suất nâng lên thành $\cos\varphi_4' = 0,805$.
Chương 2: Đề xuất phương án nối dây của mạng điện. Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật
Chương này phân tích vị trí địa lý, tính chất phụ tải và kiểm tra kỹ thuật của lưới điện:
- Dựa trên công suất truyền tải và khoảng cách địa lý, cấp điện áp định mức được lựa chọn sơ bộ là $U_{đm} = 110\text{ kV}$.
- Cấu trúc mạng điện (Phương án 1) được phân chia theo độ tin cậy cung cấp điện:
- Phụ tải loại 1 (Phụ tải 1, 2, 3, 5, 6): Cấp điện bằng đường dây kép hoặc mạch vòng để đảm bảo tính liên tục. Tuyến N-1, N-2, N-3 thiết kế đường dây kép; cụm phụ tải 5 và 6 tạo thành mạch vòng kín N-5-6-N.
- Phụ tải loại 3 (Phụ tải 4): Cấp điện bằng đường dây đơn hình tia liên thông từ trạm 3 (tuyến 3-4).
- Tính chọn tiết diện dây dẫn theo $j_{kt} = 1,1\text{ A/mm}^2$:
- Nhánh N-1: Tuyến kép, chọn dây AC-70 ($I_{cp} = 265\text{ A}$, $F_{kt} = 74,6\text{ mm}^2$).
- Nhánh N-2: Tuyến kép, chọn dây AC-70 ($I_{cp} = 265\text{ A}$, $F_{kt} = 65,6\text{ mm}^2$).
- Nhánh N-3: Tuyến kép, chọn dây AC-120 ($I_{cp} = 380\text{ A}$, $F_{kt} = 116\text{ mm}^2$).
- Nhánh 3-4 (N-4): Tuyến đơn, chọn dây AC-95 ($I_{cp} = 330\text{ A}$, $F_{kt} = 94,8\text{ mm}^2$).
- Nhánh N-5: Tuyến đơn, chọn dây AC-185 ($I_{cp} = 510\text{ A}$, $F_{kt} = 159,74\text{ mm}^2$).
- Nhánh N-6: Tuyến đơn, chọn dây AC-185 ($I_{cp} = 510\text{ A}$, $F_{kt} = 156,36\text{ mm}^2$).
- Nhánh 5-6: Tuyến đơn, chọn dây AC-70 ($I_{cp} = 265\text{ A}$, $F_{kt} = 4,67\text{ mm}^2$).
- Kiểm tra phát nóng trong chế độ sự cố: Dòng điện sự cố cực đại trên các nhánh đều nhỏ hơn dòng cho phép hiệu chỉnh ($k \cdot I_{cp}$). Ví dụ, khi đứt mạch N-5, dòng sự cố trên nhánh N-6 là $347,72\text{ A} < 0,88 \times 510 = 448,8\text{ A}$.
- Kiểm tra tổn thất điện áp:
- Chế độ bình thường: Tổn thất điện áp lớn nhất xuất hiện tại nhánh N-6 với $\Delta U_{bt-max}% = 6,6% < 10 \div 15%$.
- Chế độ sự cố: Tổn thất điện áp lớn nhất xuất hiện tại mạch vòng N-6-5 khi đứt đường dây N-5 là $\Delta U_{sc-max}% = 18,77% < \Delta U_{sccp}% = 20%$.
Chương 3: So sánh các phương án về mặt kinh tế
Tác giả thực hiện tính toán chi tiết các đại lượng kinh tế cho Phương án 1:
- Thời gian tổn thất công suất cực đại: $\tau = (0,124 + 4500 \times 10^{-4})^2 \times 8760 = 2886\text{ h}$.
- Tổng vốn đầu tư xây dựng các tuyến đường dây: $K_d = 167.223,25 \times 10^6\text{ đồng}$.
- Tổng tổn thất công suất tác dụng trong toàn mạng điện: $\sum \Delta P = 6,1463\text{ MW}$.
- Tổng tổn thất điện năng hàng năm: $\Delta A = \sum \Delta P \times \tau = 6,1463 \times 2886 = 17738,222\text{ MWh}$.
- Tổng chi phí tính toán quy năm: $Z = (a_{vh} + a_{tc}) \cdot K_d + C \cdot \Delta A = (0,07 + 0,125) \times 167.223,25 \times 10^6 + 0,5 \times 10^6 \times 17738,222 = 41477,64 \times 10^6\text{ đồng}$.
- Tổng khối lượng kim loại màu (nhôm) sử dụng cho toàn bộ đường dây: $M = 782004,39\text{ kg}$.
Chương 4: Chọn máy biến áp và sơ đồ nối dây mạng điện thiết kế
Chương này xác định chủng loại máy biến áp và cấu hình trạm:
- Số lượng máy biến áp: Các trạm 1, 2, 3, 5, 6 là hộ loại 1 nên lắp đặt 2 máy biến áp làm việc song song để đảm bảo cung cấp điện liên tục; trạm 4 là hộ loại 3 nên lắp đặt 1 máy biến áp.
- Chọn công suất máy biến áp theo điều kiện quá tải sự cố $140%$ ($k_{qt} = 1,4$) trong 5 ngày đêm:
- Trạm 1: Chọn 2 máy biến áp TDH-25000/110 ($S_{B1} \ge 22,32\text{ MVA}$).
- Trạm 2: Chọn 2 máy biến áp TDH-25000/110 ($S_{B2} \ge 19,6\text{ MVA}$).
- Trạm 3: Chọn 2 máy biến áp TDH-25000/110 ($S_{B3} \ge 20,54\text{ MVA}$).
- Trạm 4: Chọn 1 máy biến áp TD-25000/110 ($S_{B4} \ge 19,87\text{ MVA}$).
- Trạm 5: Chọn 2 máy biến áp TDH-25000/110 ($S_{B5} \ge 23,2\text{ MVA}$).
- Trạm 6: Chọn 2 máy biến áp TDH-25000/110 ($S_{B6} \ge 24,1\text{ MVA}$).
- Thông số kỹ thuật của máy biến áp 25000 kVA - 110 kV: $U_n% = 10,5%$, $I_0% = 0,8%$, $\Delta P_n = 120\text{ kW}$, $\Delta P_0 = 29\text{ kW}$, $\Delta Q_0 = 200\text{ kVAr}$, $R = 2,54\ \Omega$, $X = 55,9\ \Omega$.
- Sơ đồ nối dây tại các trạm:
- Trạm nguồn: Sơ đồ hai hệ thống thanh góp có máy cắt liên lạc.
- Trạm trung gian: Sơ đồ hệ thống phân đoạn hai thanh góp nối qua máy cắt phân đoạn.
- Trạm cuối: Với đường dây $l \ge 70\text{ km}$ sử dụng sơ đồ cầu ngoài (máy cắt đặt phía đường dây); với đường dây $l \le 70\text{ km}$ sử dụng sơ đồ cầu trong (máy cắt đặt phía máy biến áp).
Chương 5: Tính bù kinh tế mạng điện
Tác giả giải bài toán tối ưu hóa giải tích để xác định dung lượng tụ bù tĩnh cần lắp đặt:
- Các thông số kinh tế của thiết bị bù: $K_0 = 200 \times 10^6\text{ đ/MVAr}$, $a_{vh} = 0,1$, $a_{tc} = 0,125$, suất tổn thất tác dụng của tụ $\Delta P_b^* = 0,005\text{ MW/MVAr}$, thời gian làm việc $T = 4500\text{ h}$.
- Kết quả giải đạo hàm riêng hàm chi phí cho từng trạm:
- Phụ tải 1: $Q_{b1} = 3,97\text{ MVAr} \Rightarrow Q_1' = 14,78\text{ MVAr}$, nâng hệ số công suất lên $\cos\varphi_1' = 0,86$.
- Phụ tải 2: $Q_{b2} = 4,134\text{ MVAr} \Rightarrow Q_2' = 12,336\text{ MVAr}$, nâng hệ số công suất lên $\cos\varphi_2' = 0,85$.
- Phụ tải 3: Nghiệm giải tích $Q_{b3} = -6,8\text{ MVAr} < 0 \Rightarrow$ không cần bù kinh tế ($Q_{b3} = 0$).
- Phụ tải 4: Giải tích cho nghiệm $Q_{b4} = 9,7\text{ MVAr}$ dẫn đến $\cos\varphi_4' = 0,965 > 0,95$. Tác giả khống chế hệ số công suất ở mức chuẩn $\cos\varphi_4' = 0,95$, tính lại được $Q_{b4} = 8,85\text{ MVAr}$ ($Q_4' = 5,26\text{ MVAr}$).
- Phụ tải 5: Nghiệm giải tích $Q_{b5} = -0,82\text{ MVAr} < 0 \Rightarrow$ không cần bù kinh tế ($Q_{b5} = 0$).
- Phụ tải 6: $Q_{b6} = 3,4\text{ MVAr}$ (tính toán sau khi gán $Q_{b5} = 0$) $\Rightarrow Q_6' = 16,85\text{ MVAr}$, nâng hệ số công suất lên $\cos\varphi_6' = 0,84$.
- Tổng dung lượng công suất phản kháng bù kinh tế cho toàn mạng là $\sum Q_{bkt} = 3,97 + 4,134 + 8,85 + 3,4 = 20,354\text{ MVAr}$.
Chương 6: Tính toán chính xác phân bố công suất trong mạng kiểm tra cân bằng công suất phản kháng tính tổn thất công suất và tổn thất điện năng
Chương này thiết lập mô hình tính toán chế độ vận hành xác lập sau bù kinh tế:
- Tổng hợp số liệu phụ tải tính toán ở chế độ cực đại ($S_{max}$) và chế độ cực tiểu ($P_{min} = 50% P_{max}$, $Q_{min} = 50% Q_{max}$).
- Ở chế độ cực tiểu, thiết bị bù được cắt ra khỏi vận hành. Điều kiện kỹ thuật để cắt bớt 1 máy biến áp tại các trạm 2 máy nhằm giảm tổn hao sắt được xác định theo công suất giới hạn: $$S_{gh} = S_{đm} \sqrt{\frac{2 \Delta P_0}{\Delta P_n}}$$ Nếu $S_{pt-min} < S_{gh}$, trạm được chuyển sang chế độ vận hành 1 máy biến áp.
- Thiết lập sơ đồ thay thế hình $\Pi$ có tính đến dung dẫn đường dây ($\Delta Q_C$), tổn thất không tải (tổn thất sắt $\Delta S_{FeB}$) và tổn thất ngắn mạch (tổn thất đồng $\Delta S_{CuB}$) của trạm biến áp.
- Thực hiện tính toán cụ thể cho phân đoạn nhánh N-1: với chiều dài $64,03\text{ km}$, đường dây kép AC-70 ($R/2 = 14,73\ \Omega$, $X/2 = 14,09\ \Omega$, $\Delta Q_C = 1,98\text{ MVAr}$), trạm 2 máy biến áp TDH-25000/110 tải công suất $S_1 = 25 + j14,78\text{ MVA}$, tính được tổn thất đồng $\Delta S_{CuB1} = 0,09 + j1,45\text{ MVA}$ và tổn thất sắt $\Delta S_{FeB1} = 0,058 + j0,4\text{ MVA}$.
Thiết kế kỹ thuật và thông số vận hành
Bảng 1: Thông số đường dây và lựa chọn dây dẫn trong mạng điện 110 kV
| Phân đoạn | Chiều dài (km) | Loại cấu trúc | Loại dây dẫn AC | $r_0$ ($\Omega/\text{km}$) | $x_0$ ($\Omega/\text{km}$) | $I_{cp}$ (A) | $\Delta U_{bt}%$ | $\Delta U_{sc}%$ |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| N-1 | 64,03 | Kép ($n=2$) | AC-70 | 0,46 | 0,44 | 265 | 5,23 | 10,46 |
| N-2 | 70,00 | Kép ($n=2$) | AC-70 | 0,46 | 0,44 | 265 | 5,03 | 10,06 |
| N-3 | 58,31 | Kép ($n=2$) | AC-120 | 0,27 | 0,423 | 380 | 5,50 | 14,53 |
| N-4 (3-4) | 41,23 | Đơn ($n=1$) | AC-95 | 0,33 | 0,43 | 330 | 3,53 | - |
| N-5 | 60,83 | Đơn ($n=1$) | AC-185 | 0,17 | 0,41 | 510 | 6,50 | - |
| N-6 | 64,03 | Đơn ($n=1$) | AC-185 | 0,17 | 0,41 | 510 | 6,60 | 13,40 |
| 5-6 | 63,25 | Đơn ($n=1$) | AC-70 | 0,46 | 0,44 | 265 | 0,00 | 5,37 |
Bảng 2: Kết quả tính toán bù kinh tế công suất phản kháng tại các trạm phụ tải
| Phụ tải | $P_{max}$ (MW) | $Q_{max}$ trước bù (MVAr) | $\cos\varphi$ trước bù | $Q_b$ bù kinh tế (MVAr) | $Q_{max}'$ sau bù (MVAr) | $\cos\varphi'$ sau bù |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | 25 | 18,75 | 0,80 | 3,970 | 14,780 | 0,86 |
| 2 | 22 | 16,50 | 0,80 | 4,134 | 12,336 | 0,85 |
| 3 | 23 | 17,25 | 0,80 | 0,000 | 17,250 | 0,80 |
| 4 | 16 | 14,11 | 0,75 | 8,850 | 5,260 | 0,95 |
| 5 | 26 | 19,50 | 0,80 | 0,000 | 19,500 | 0,80 |
| 6 | 27 | 20,25 | 0,80 | 3,400 | 16,850 | 0,84 |
| Tổng | 139 | 106,36 | - | 20,354 | 85,976 | - |
Bảng 3: Cấu hình trang bị máy biến áp tại các trạm hạ áp
| Trạm biến áp | Phân loại hộ | Chủng loại MBA | Số lượng | Công suất định mức ($S_{đm}$) | Điện áp định mức | $U_n%$ | $\Delta P_n$ (kW) | $\Delta P_0$ (kW) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Trạm 1 | Hộ loại 1 | TDH-25000/110 | 2 | 25 MVA | 110 kV | 10,5% | 120 | 29 |
| Trạm 2 | Hộ loại 1 | TDH-25000/110 | 2 | 25 MVA | 110 kV | 10,5% | 120 | 29 |
| Trạm 3 | Hộ loại 1 | TDH-25000/110 | 2 | 25 MVA | 110 kV | 10,5% | 120 | 29 |
| Trạm 4 | Hộ loại 3 | TD-25000/110 | 1 | 25 MVA | 110 kV | 10,5% | 120 | 29 |
| Trạm 5 | Hộ loại 1 | TDH-25000/110 | 2 | 25 MVA | 110 kV | 10,5% | 120 | 29 |
| Trạm 6 | Hộ loại 1 | TDH-25000/110 | 2 | 25 MVA | 110 kV | 10,5% | 120 | 29 |
Kết quả và đóng góp
Kết quả kỹ thuật chính
- Hoàn thành thiết kế kỹ thuật lưới điện 110 kV liên kết 6 trạm phụ tải đạt chuẩn độ tin cậy và chất lượng điện năng:
- Cân bằng sơ bộ xác định nhu cầu bù $2,321\text{ MVAr}$ tại phụ tải 4.
- Tổn thất điện áp chế độ bình thường đạt cực đại $6,6%$ (tại nhánh N-6) và chế độ sự cố đạt cực đại $18,77%$ (tại mạch vòng N-6-5 khi đứt nhánh N-5), đều nằm trong giới hạn kỹ thuật cho phép ($\le 20%$).
- Mọi phân đoạn đường dây đều đáp ứng điều kiện phát nóng trong chế độ sự cố nặng nề nhất.
- Xác định cấu hình máy biến áp đồng bộ hóa toàn mạng: Sử dụng thống nhất gam công suất định mức 25 MVA với tổng cộng 11 máy biến áp (10 máy 3 pha ba cuộn dây/điều áp dưới tải loại TDH-25000/110 và 1 máy loại TD-25000/110).
- Tối ưu hóa kinh tế thông qua bài toán bù công suất phản kháng: Lắp đặt tổng cộng $20,354\text{ MVAr}$ tụ bù phân tán tại các phụ tải 1, 2, 4, 6 giúp nâng hệ số công suất của các phụ tải lên từ $0,84$ đến $0,95$, giảm truyền tải dòng phản kháng vô công trên đường dây.
- Tổng hợp chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật toàn mạng:
- Tổng vốn đầu tư đường dây: $K_d = 167.223,25 \times 10^6\text{ đồng}$.
- Tổng tổn thất công suất tác dụng: $\sum \Delta P = 6,1463\text{ MW}$.
- Tổn thất điện năng hàng năm: $\Delta A = 17738,222\text{ MWh}$.
- Phí tổn tính toán quy năm: $Z = 41477,64 \times 10^6\text{ đồng}$.
- Khối lượng kim loại màu: $M = 782004,39\text{ kg}$.
Giải pháp kỹ thuật tác giả đề xuất
- Kết hợp cấu trúc mạng hình tia lộ kép cho các phụ tải độc lập quan trọng (Trạm 1, 2, 3) và cấu trúc mạch vòng kín cho cụm phụ tải lân cận (Trạm 5 và 6) nhằm giảm vốn đầu tư xây dựng mà vẫn đảm bảo tiêu chuẩn vận hành loại 1.
- Áp dụng nguyên tắc lựa chọn sơ đồ trạm biến áp linh hoạt theo chiều dài đường dây cấp điện: sử dụng sơ đồ cầu ngoài cho các tuyến $l \ge 70\text{ km}$ để thuận tiện cách ly sự cố đường dây và sơ đồ cầu trong cho các tuyến $l \le 70\text{ km}$ để giảm thiểu tổn hao khi đóng cắt máy biến áp ở chế độ phụ tải thấp.
- Sử dụng phương pháp vận hành kinh tế trạm biến áp bằng cách xác định ngưỡng công suất giới hạn $S_{gh}$ để chủ động cắt bớt 1 máy biến áp ở chế độ phụ tải cực tiểu ($P_{min} = 50% P_{max}$).
Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp
Hạn chế của đề tài
- Trong các bước tính toán tổn thất điện áp và phân bố trào lưu công suất, tác giả giả thiết điện áp tại các nút bằng điện áp định mức ($U_{đm} = 110\text{ kV}$), chưa giải bài toán trào lưu công suất phi tuyến để xác định điện áp nút thực tế.
- Văn bản mới chỉ dừng lại ở việc tính toán chi tiết cho một phương án nối dây (Phương án 1), chưa trình bày bảng so sánh đối chứng toàn diện về mặt kinh tế - kỹ thuật với các phương án nối dây dự kiến khác.
- Phần tính toán chính xác tổn thất ở Chương 6 mới chỉ thực hiện mẫu chi tiết cho phân đoạn nhánh N-1, chưa hoàn thiện bảng tổng hợp trào lưu công suất cho toàn bộ 5 nhánh còn lại của lưới điện.
Hạn chế và hướng mở rộng
- Cần áp dụng các thuật toán giải tích hệ thống điện (như Newton-Raphson, Gauss-Seidel) hoặc phần mềm chuyên dụng (PSS/E, ETAP, PowerWorld) để mô phỏng chính xác trào lưu công suất và phân tích ngắn mạch toàn hệ thống.
- Bổ sung bài toán tính toán điều chỉnh điện áp chi tiết tại các đầu phân áp dưới tải (OLTC) của máy biến áp 110 kV trong các chế độ vận hành cực đại, cực tiểu và sau sự cố.
Giá trị tham khảo
Tài liệu là nguồn tư liệu hữu ích cho:
- Sinh viên ngành Kỹ thuật Điện, Hệ thống điện, Mạng và Nhà máy điện: Tham khảo làm mẫu quy trình thiết kế đồ án môn học và đồ án tốt nghiệp mạng điện từ bước thu thập số liệu, cân bằng công suất, chọn dây dẫn, chọn máy biến áp đến tối ưu hóa bù kinh tế.
- Kỹ sư thiết kế và vận hành hệ thống điện: Tham khảo phương pháp tính toán giải tích xác định dung lượng bù kinh tế và thuật toán đóng cắt máy biến áp theo điều kiện công suất giới hạn $S_{gh}$ để nâng cao hiệu quả vận hành thực tế của trạm hạ áp 110 kV.
Câu hỏi thường gặp
1. Tổng phụ tải cực đại của toàn mạng điện là bao nhiêu và lượng công suất bù sơ bộ được tính ra như thế nào?
Tổng phụ tải tác dụng cực đại của 6 phụ tải là $139\text{ MW}$, tổng phụ tải phản kháng là $106,36\text{ MVAr}$. Sau khi tính thêm tổn thất sơ bộ trong mạng điện ($P_{mđ} = 13,9\text{ MW}$) và trong máy biến áp ($Q_B = 10,636\text{ MVAr}$), công suất phản kháng do nguồn cấp là $114,675\text{ MVAr}$ (với $\cos\varphi = 0,8$). Lượng công suất phản kháng cần bù sơ bộ xác định theo công thức cân bằng là $Q_b = 106,36 + 10,636 - 114,675 = 2,321\text{ MVAr}$ và được phân bổ toàn bộ cho phụ tải 4.
2. Tiết diện dây dẫn trong mạng điện được lựa chọn theo tiêu chuẩn nào và kết quả cụ thể cho từng nhánh ra sao?
Tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ dòng điện kinh tế $j_{kt} = 1,1\text{ A/mm}^2$ (với $T_{max} = 4500\text{ h}$) và thỏa mãn điều kiện chống vầng quang ($F \ge 70\text{ mm}^2$). Kết quả chọn dây dẫn nhôm lõi thép AC như sau: nhánh N-1 dùng AC-70 (kép), N-2 dùng AC-70 (kép), N-3 dùng AC-120 (kép), 3-4 dùng AC-95 (đơn), N-5 dùng AC-185 (đơn), N-6 dùng AC-185 (đơn) và 5-6 dùng AC-70 (đơn).
3. Tại sao các trạm 1, 2, 3, 5, 6 lại chọn 2 máy biến áp công suất 25 MVA trong khi trạm 4 chỉ chọn 1 máy biến áp?
Các trạm 1, 2, 3, 5, 6 cấp điện cho hộ tiêu thụ loại 1 (yêu cầu cung cấp điện liên tục), do đó phải đặt 2 máy biến áp làm việc song song để khi 1 máy gặp sự cố, máy còn lại quá tải $140%$ vẫn gánh được toàn bộ phụ tải cực đại. Trạm 4 là hộ loại 3 (yêu cầu cung cấp điện không liên tục) nên chỉ cần trang bị 1 máy biến áp vận hành đơn lẻ.
4. Phương pháp xác định dung lượng bù kinh tế cho các trạm phụ tải được thực hiện ra sao và kết quả tổng dung lượng bù là bao nhiêu?
Dung lượng bù kinh tế được xác định bằng cách giải phương trình đạo hàm riêng của hàm chi phí tính toán theo dung lượng bù $\frac{\partial Z}{\partial Q_{bi}} = 0$. Các nút có nghiệm âm ($Q_{b3} < 0, Q_{b5} < 0$) thì không đặt bù. Nút 4 có hệ số công suất tính toán vượt quá giới hạn kỹ thuật được cố định tại $\cos\varphi_4' = 0,95$ ($Q_{b4} = 8,85\text{ MVAr}$). Kết quả tổng dung lượng bù kinh tế của toàn mạng là $\sum Q_{bkt} = 3,97 + 4,134 + 8,85 + 3,4 = 20,354\text{ MVAr}$.
5. Điều kiện để cắt bớt một máy biến áp vận hành ở chế độ phụ tải cực tiểu được xác định theo nguyên tắc nào?
Để giảm tổn thất không tải (tổn hao sắt), trạm có 2 máy biến áp sẽ so sánh công suất phụ tải cực tiểu $S_{pt-min}$ với công suất giới hạn kinh tế $S_{gh} = S_{đm} \sqrt{\frac{2 \Delta P_0}{\Delta P_n}}$. Khi $S_{pt-min} < S_{gh}$, hệ thống sẽ cắt bớt 1 máy biến áp và chỉ duy trì 1 máy biến áp vận hành.
Kết luận
Đồ án của tác giả Trương Thiết Lâm đã hoàn thành trọn vẹn việc thiết kế kỹ thuật cho mạng điện khu vực cấp điện áp 110 kV cấp điện cho 6 phụ tải với tổng công suất 139 MW. Công trình đã kết hợp chặt chẽ giữa các chỉ tiêu kỹ thuật về kiểm tra phát nóng, độ sụt áp sự cố và bài toán tối ưu hóa kinh tế thông qua việc bù $20,354\text{ MVAr}$ công suất phản kháng và chuẩn hóa cấu hình 11 máy biến áp 25 MVA. Đây là bản thuyết minh thiết kế hoàn chỉnh, cung cấp phương pháp tính toán giải tích rõ ràng và hệ thống số liệu mẫu chuẩn xác cho các bài toán thiết kế mạng lưới điện truyền tải và phân phối.