Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu
Điện năng là thành phần thiết yếu trong hệ thống năng lượng quốc gia, giữ vai trò tiền đề cho quá trình công nghiệp hóa và hiện đại hóa cũng như sự phát triển của các ngành sản xuất kinh tế. Trong bối cảnh nhu cầu tiêu thụ điện ngày càng tăng trong khi nguồn phát và lưới truyền tải đòi hỏi vốn đầu tư lớn, việc thiết kế mạng lưới điện truyền tải và phân phối khu vực đòi hỏi phải được tính toán toàn diện nhằm đáp ứng đồng thời hai tiêu chuẩn then chốt: độ tin cậy kỹ thuật và hiệu quả kinh tế.
Đồ án tập trung giải quyết bài toán thiết kế mạng lưới điện khu vực phục vụ việc truyền tải công suất từ một nguồn hệ thống đến năm phụ tải tập trung.
Mục tiêu và các nhiệm vụ kỹ thuật cụ thể được xác định theo các bước sau:
- Phân tích đặc điểm kỹ thuật của nguồn cung cấp và năm điểm phụ tải điện.
- Cân bằng công suất tác dụng và phản kháng, xác định sơ bộ chế độ vận hành của nguồn điện.
- Phân chia nhóm phụ tải, đề xuất các phương án cấu trúc mạng điện và lựa chọn cấp điện áp định mức.
- Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng điện kinh tế ($J_{kt}$), kiểm tra các điều kiện kỹ thuật về phát nóng, vầng quang và tổn thất điện áp.
- Tính toán chỉ tiêu kinh tế (chi phí tính toán quy năm $Z$) để so sánh và lựa chọn phương án nối dây tối ưu.
- Lựa chọn số lượng, chủng loại, dung lượng định mức của máy biến áp và sơ đồ nối dây cho các trạm biến áp hạ áp.
- Mô hình hóa mạng điện và tính toán chính xác dòng phân bố công suất, tổn thất điện năng trong các chế độ: phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và sau sự cố.
- Tính toán điện áp tại các nút và xác định phương thức điều chỉnh điện áp (chọn đầu phân áp máy biến áp dưới tải) theo quy chuẩn.
- Đánh giá tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của mạng lưới điện thiết kế.
Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
- Đối tượng nghiên cứu: Mạng lưới điện khu vực cấp điện áp 110/22 kV gồm 01 nguồn hệ thống và 05 trạm phụ tải.
- Phạm vi không gian: Vị trí địa lý và khoảng cách truyền tải từ nguồn hệ thống ($HT$) đến các nút phụ tải lần lượt là: Phụ tải 1 (44,72 km), Phụ tải 2 (36,05 km), Phụ tải 3 (60,00 km), Phụ tải 4 (31,62 km) và Phụ tải 5 (50,00 km).
- Phạm vi thông số vận hành: Toàn bộ phụ tải có thời gian sử dụng công suất cực đại $T_{max} = 3000$ giờ/năm; hệ số công suất $\cos\varphi = 0,88$; công suất cực tiểu $P_{min} = 0,84 \times P_{max}$; điện áp định mức thanh cái thứ cấp các trạm là 22 kV. Nguồn hệ thống 110 kV có công suất vô cùng lớn với hệ số công suất $\cos\varphi_{HT} = 0,85$.
| Phụ tải |
Loại hộ tiêu thụ |
Khoảng cách đến HT (km) |
$P_{max}$ (MW) |
$P_{min}$ (MW) |
$Q_{max}$ (MVAr) |
$Q_{min}$ (MVAr) |
$S_{max}$ (MVA) |
| Phụ tải 1 |
Loại III |
44,72 |
21,0 |
17,64 |
11,21 |
9,42 |
23,86 |
| Phụ tải 2 |
Loại II |
36,05 |
47,0 |
39,48 |
25,10 |
21,08 |
53,41 |
| Phụ tải 3 |
Loại III |
60,00 |
39,0 |
32,76 |
20,83 |
17,50 |
44,32 |
| Phụ tải 4 |
Loại II |
31,62 |
45,0 |
37,80 |
24,04 |
20,19 |
51,14 |
| Phụ tải 5 |
Loại II |
50,00 |
36,0 |
30,24 |
19,23 |
16,15 |
40,91 |
Cơ sở lý thuyết và phương pháp
Đồ án xây dựng dựa trên các cơ sở lý thuyết truyền tải điện năng, tiêu chuẩn ngành và phương pháp tính toán kỹ thuật điện:
Khung lý thuyết và tiêu chuẩn quy chuẩn:
- Tiêu chuẩn chất lượng điện áp: Áp dụng quy định tại Thông tư 39/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối. Yêu cầu độ lệch điện áp tại thanh góp hạ áp các trạm biến áp:
- Chế độ phụ tải cực đại: $\Delta U_{cp\ max} = +5%$ ($U_{yc\ max} = 23,1\text{ kV}$).
- Chế độ phụ tải cực tiểu: $\Delta U_{cp\ min} = 0%$ ($U_{yc\ min} = 22,0\text{ kV}$).
- Chế độ sau sự cố: $\Delta U_{cp\ sc} = 0 \div +5%$ ($U_{yc\ sc} = 23,1\text{ kV}$).
- Phân loại hộ tiêu thụ:
- Phụ tải loại II (Phụ tải 2, 4, 5): Hộ tiêu thụ khi mất điện gây thiệt hại kinh tế hoặc gián đoạn quy trình công nghệ; yêu cầu cấp điện bằng đường dây mạch kép hoặc mạch vòng kín, dự phòng 100%.
- Phụ tải loại III (Phụ tải 1, 3): Hộ tiêu thụ cho phép cấp điện bằng đường dây một mạch đơn để giảm chi phí đầu tư.
- Công thức kinh nghiệm xác định cấp điện áp định mức:
$$U_i = 4,34 \sqrt{L_i + 16 \frac{P_i}{n}}\quad (\text{kV})$$
(với $L_i$ là chiều dài tuyến đường dây tính bằng km, $P_i$ là công suất tác dụng tính bằng MW, $n$ là số mạch).
- Phương pháp mật độ dòng điện kinh tế ($J_{kt}$): Dựa trên giáo trình "Mạng lưới điện" (Nguyễn Văn Đạm). Với dây dẫn nhôm lõi thép (AC) và thời gian sử dụng công suất cực đại $T_{max} = 3000\text{ h} < 5000\text{ h}$, mật độ dòng điện kinh tế quy định là $J_{kt} = 1,1\text{ A/mm}^2$.
- Hàm chi phí tính toán kinh tế quy năm ($Z$):
$$Z = (a_{tc} + a_{vh}) K + C \cdot \Delta A$$
Trong đó:
- $a_{tc} = 0,125$: Hệ số hiệu quả vốn đầu tư định mức.
- $a_{vh} = 0,04$: Hệ số vận hành, bảo dưỡng đường dây hàng năm.
- $K = x \cdot l_i \cdot K_{0i}$: Vốn đầu tư đường dây ($x = 1$ với đường dây đơn, $x = 1,6$ với đường dây kép; $K_{0i}$ là suất đầu tư 1 km đường dây đơn theo Bảng 8.39 tài liệu "Thiết kế các mạng và hệ thống điện", 2008).
- $C = 1500\text{ đồng/kWh}$: Giá thành tổn thất điện năng.
- $\tau = (0,124 + T_{max} \cdot 10^{-4})^2 \cdot 8760$: Thời gian tổn thất công suất cực đại (h).
Phương pháp nghiên cứu và tính toán thực tế:
- Phương pháp phân nhóm địa lý: Chia mạng điện thành 3 nhóm độc lập dựa trên khoảng cách và quan hệ phân bố nguồn – tải để tổng hợp phương án tối ưu (Nhóm 1 gồm HT, 2, 3; Nhóm 2 gồm HT, 1, 4; Nhóm 3 gồm HT, 5).
- Phương pháp giải tích mạng điện: Thiết lập sơ đồ thay thế hình $\Pi$ của đường dây và sơ đồ thay thế có tổn thất lõi thép, tổng trở của máy biến áp. Tính toán dòng công suất từ nút tải quy đổi ngược về nút nguồn.
- Phương pháp tối ưu hóa kinh tế – kỹ thuật: Sàng lọc các phương án kỹ thuật thỏa mãn điều kiện phát nóng ($I_{max} \le I_{cp}$), tổn thất điện áp cho phép ($\Delta U_{bt\ max} \le 10 \div 15%$, $\Delta U_{sc\ max} \le 15 \div 20%$) và không vầng quang ($F \ge 70\text{ mm}^2$ ở cấp 110 kV), sau đó lựa chọn phương án có hàm chi phí $Z$ và vốn đầu tư $K$ nhỏ nhất.
Thiết kế kỹ thuật và triển khai tính toán
Hệ thống lưới điện khu vực được thiết kế theo cấu trúc hình tia cấp điện áp 110 kV, xuất phát từ thanh cái nguồn hệ thống đến 5 trạm biến áp hạ áp 110/22 kV.
Lựa chọn tiết diện dây dẫn các tuyến đường dây
Dựa trên dòng điện làm việc cực đại bình thường $I_{max}$ và chế độ sự cố $I_{sc} = 2 I_{max}$, dây dẫn nhôm lõi thép tiêu chuẩn (AC) được lựa chọn và kiểm tra:
| Tuyến đường dây |
Số mạch ($n$) |
Chiều dài $L$ (km) |
Dòng điện $I_{max}$ (A) |
Tiết diện tính toán $F_{tt}$ ($\text{mm}^2$) |
Loại dây lựa chọn |
Dòng cho phép $I_{cp}$ (A) |
Điện trở $R$ ($\Omega$) |
Điện kháng $X$ ($\Omega$) |
$\Delta U_{bt}$ (%) |
$\Delta U_{sc}$ (%) |
| N – 1 |
1 |
44,72 |
124,94 |
113,58 |
AC-120 |
380 |
11,18 |
16,23 |
3,44% |
— |
| N – 2 |
2 |
36,05 |
139,83 |
127,12 |
2 $\times$ AC-120 |
380 |
4,50 |
6,54 |
3,12% |
6,24% |
| N – 3 |
1 |
60,00 |
232,06 |
210,96 |
AC-240 |
605 |
9,00 |
21,06 |
6,53% |
— |
| N – 4 |
2 |
31,62 |
133,89 |
121,72 |
2 $\times$ AC-120 |
380 |
3,95 |
5,74 |
2,61% |
5,22% |
| N – 5 |
2 |
50,00 |
107,10 |
97,36 |
2 $\times$ AC-120 |
380 |
6,25 |
9,08 |
3,30% |
6,60% |
Lựa chọn máy biến áp và cấu hình sơ đồ trạm
Dung lượng máy biến áp được chọn theo điều kiện quá tải lúc sự cố ($k_{qt} = 1,4$) đối với trạm 2 máy biến áp (hộ loại II) và điều kiện đầy tải cực đại đối với trạm 1 máy biến áp (hộ loại III). Sơ đồ nối dây được xác định dựa trên so sánh công suất cực tiểu $S_{min}$ và công suất giới hạn kinh tế:
$$S_{gh} = \sqrt{\frac{2 \Delta P_0}{\Delta P_N}} \cdot S_{đm}$$
| Trạm |
Hộ loại |
Số lượng $\times$ Kiểu máy |
Dung lượng định mức $S_{đmB}$ |
Điện áp định mức |
$U_N$ (%) |
$\Delta P_N$ (kW) |
$\Delta P_0$ (kW) |
$I_0$ (%) |
$S_{gh}$ (MVA) |
Loại sơ đồ nối dây |
| Trạm 1 |
III |
$1 \times$ TPDH-25000/110 |
25 MVA |
115/22 kV |
10,5 |
120 |
29 |
0,80 |
12,29 |
Đường dây – Máy biến áp |
| Trạm 2 |
II |
$2 \times$ TPDH-40000/110 |
40 MVA |
115/22 kV |
10,5 |
175 |
42 |
0,70 |
27,71 |
Sơ đồ cầu trong |
| Trạm 3 |
III |
$1 \times$ TDH-63000/110 |
63 MVA |
115/22 kV |
10,5 |
260 |
59 |
0,65 |
30,01 |
Đường dây – Máy biến áp |
| Trạm 4 |
II |
$2 \times$ TPDH-40000/110 |
40 MVA |
115/22 kV |
10,5 |
175 |
42 |
0,70 |
27,71 |
Sơ đồ cầu trong |
| Trạm 5 |
II |
$2 \times$ TPDH-32000/110 |
32 MVA |
115/22 kV |
10,5 |
145 |
35 |
0,75 |
22,23 |
Sơ đồ cầu trong |
Ghi chú sơ đồ trạm:
- Các trạm phụ tải loại II (Trạm 2, 4, 5) có đồ thị phụ tải ngày đêm bằng phẳng và $S_{min} > S_{gh}$, do đó sử dụng sơ đồ cầu trong.
- Phía 110 kV nguồn hệ thống áp dụng sơ đồ hệ thống 2 thanh góp có máy cắt liên lạc (MCLL) làm việc song song (một thanh góp vận hành, một thanh góp dự trữ) nhằm bảo đảm tính liên tục và linh hoạt cung cấp điện.
Nội dung chính theo từng chương
Chương 1: Phân tích nguồn và phụ tải
Chương này khảo sát các thông số kỹ thuật đầu vào của khu vực thiết kế. Nguồn cung cấp là thanh góp hệ thống điện 110 kV có công suất vô cùng lớn, hệ số công suất $\cos\varphi = 0,85$. Mạng lưới cấp điện cho 5 phụ tải phân bố trong phạm vi bán kính 31,62 km đến 60 km. Tổng công suất cực đại của hệ thống phụ tải đạt $\sum P_{max} = 188\text{ MW}$. Các phụ tải được phân loại theo độ tin cậy: 3 phụ tải loại II (Phụ tải 2: 47 MW; Phụ tải 4: 45 MW; Phụ tải 5: 36 MW) và 2 phụ tải loại III (Phụ tải 1: 21 MW; Phụ tải 3: 39 MW). Phụ tải cực tiểu được xác định đồng nhất bằng $P_{min} = 0,84 P_{max}$, hệ số công suất $\cos\varphi = 0,88$, thời gian sử dụng công suất cực đại $T_{max} = 3000\text{ h}$.
Chương 2: Cân bằng nguồn và phụ tải. Xác định sơ bộ chế độ làm việc của nguồn
Chương 2 thực hiện tính toán cân bằng công suất tác dụng và phản kháng toàn mạng:
- Cân bằng công suất tác dụng: Tổng công suất tác dụng yêu cầu tại nguồn ở chế độ cực đại được xác định với hệ số đồng thời $m = 1$ và tổn thất công suất ước tính sơ bộ $\sum\Delta P = 5% \sum P_{max} = 9,4\text{ MW}$, đưa đến tổng công suất nguồn cần phát là $P_N = 188 + 9,4 = 197,4\text{ MW}$. Do nguồn có công suất vô cùng lớn, nguồn hoàn toàn đáp ứng đủ công suất tác dụng.
- Cân bằng công suất phản kháng sơ bộ: Tính toán công suất phản kháng tự nhiên của nguồn $Q_N = 18,36\text{ MVAr}$ kết hợp với tổng nhu cầu phản kháng và tổn thất máy biến áp cho ra lượng công suất bù sơ bộ $Q_{bù} = -3,618\text{ MVAr} < 0$. Do giá trị âm, hệ thống không cần lắp đặt thiết bị bù sơ bộ.
- Xác định điện áp yêu cầu: Thiết lập điện áp yêu cầu tại thanh cái 22 kV theo các chế độ: cực đại (+5% đạt 23,1 kV), cực tiểu (0% đạt 22,0 kV), sau sự cố (+5% đạt 23,1 kV).
Chương 3: Đề xuất phương án nối dây và tính chỉ tiêu kỹ thuật
Tác giả phân chia mạng điện thành 3 nhóm độc lập:
- Nhóm 1 (Phụ tải 2 và 3): Đề xuất phương án 1a (hình tia: đường dây kép N-2 và đường dây đơn N-3) và phương án 1b (liên thông: đường dây kép N-2 và đường dây đơn 2-3 dài 36,06 km).
- Nhóm 2 (Phụ tải 1 và 4): Đề xuất phương án 2a (hình tia: đường dây đơn N-1 và đường dây kép N-4) và phương án 2b (liên thông: đường dây kép N-4 và đường dây đơn 4-1 dài 31,62 km).
- Nhóm 3 (Phụ tải 5): Đề xuất phương án 3 (hình tia: đường dây kép N-5).
Tính toán điện áp định mức kinh tế dao động từ 79,79 kV đến 113,5 kV, tác giả thống nhất lựa chọn cấp điện áp chuẩn quốc gia là $U_{đm} = 110\text{ kV}$. Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo $J_{kt} = 1,1\text{ A/mm}^2$, xác định các chủng loại AC-120, AC-185, AC-240 và kiểm tra đạt toàn bộ yêu cầu về vầng quang ($F \ge 70\text{ mm}^2$), phát nóng và sụt áp ($\Delta U < 15%$ khi bình thường, $\Delta U < 20%$ khi sự cố).
Chương 4: Tính chỉ tiêu kinh tế
Sử dụng phương pháp chi phí tính toán hằng năm $Z = (a_{tc} + a_{vh})K + C \cdot \Delta A$ để so sánh các phương án trong từng nhóm:
- Nhóm 1: Phương án 1a có vốn đầu tư xây dựng nhỏ hơn phương án 1b (đoạn N-2 của phương án 1b đòi hỏi dây dẫn tiết diện lớn hơn AC-240 dẫn đến chi phí vốn $K_{1b} = 2,88 \times 10^{10}\text{ đồng}$).
- Nhóm 2: Phương án 2a có vốn đầu tư nhỏ hơn phương án 2b ($K_{2b} = 1,12 \times 10^{10}\text{ đồng}$).
- Tổng hợp: Tác giả lựa chọn kết hợp phương án tối ưu toàn mạng gồm các tuyến hình tia: 1a + 2a + 3 với tổng vốn đầu tư đường dây đạt $K = 2,98 \times 10^{10}\text{ đồng}$.
Chương 5: Chọn máy biến áp và sơ đồ nối dây
Chương 5 xác định dung lượng định mức máy biến áp cho 5 trạm hạ áp 110/22 kV:
- Trạm 1 (loại III): Lắp 1 máy TPDH-25000/110 ($S_{đm} = 25\text{ MVA}$).
- Trạm 2 (loại II): Lắp 2 máy TPDH-40000/110 ($S_{đm} = 40\text{ MVA}$, tổng 80 MVA).
- Trạm 3 (loại III): Lắp 1 máy TDH-63000/110 ($S_{đm} = 63\text{ MVA}$).
- Trạm 4 (loại II): Lắp 2 máy TPDH-40000/110 ($S_{đm} = 40\text{ MVA}$, tổng 80 MVA).
- Trạm 5 (loại II): Lắp 2 máy TPDH-32000/110 ($S_{đm} = 32\text{ MVA}$, tổng 64 MVA).
Tổng số lượng thiết bị gồm 8 máy biến áp 3 pha 2 cuộn dây. Sơ đồ nối dây được thiết lập gồm sơ đồ hệ thống 2 thanh góp 110 kV có máy cắt liên lạc tại trạm nguồn, sơ đồ cầu trong cho các trạm 2, 4, 5 và sơ đồ khối đường dây – máy biến áp cho các trạm 1, 3.
Chương 6: Tính toán xác định cân bằng công suất trong các chế độ
Chương 6 tính toán dòng công suất và tổn thất công suất xác lập trên từng phần tử trong 3 chế độ vận hành:
- Tính tổn thất công suất không tải trong lõi thép máy biến áp $\Delta \dot{S}_0 = \Delta P_0 + j\Delta Q_0$.
- Tính tổn thất công suất trong cuộn dây máy biến áp $\Delta \dot{S}_B$ và tổng hợp công suất tại thanh góp cao áp trạm biến áp $\dot{S}_C$.
- Tính công suất điện dung sinh ra trên đường dây $Q_{cđ} = Q_{cc} = \frac{1}{2} b_0 L U^2$ (ví dụ tuyến N-2 đạt $Q_c = 1,173\text{ MVAr}$).
- Tính tổn thất công suất trên đường dây $\Delta \dot{S}N$ và công suất truyền tải từ đầu nguồn $\dot{S}{Nđ}$.
Dữ liệu tính toán chế độ cực đại trên tuyến N-2: $\dot{S}2 = 47 + j25,1\text{ MVA}$; $\Delta \dot{S}{B2} = 0,17 + j4,08\text{ MVA}$; $\Delta \dot{S}0 = 0,084 + j0,56\text{ MVA}$; $\dot{S}C = 47,254 + j29,74\text{ MVA}$; tổn thất trên đường dây $\Delta \dot{S}{N-2} = 1,13 + j1,65\text{ MVA}$; công suất đầu nguồn $\dot{S}{N-2đ} = 48,384 + j30,217\text{ MVA}$.
Chương 7: Tính điện áp tại các nút phụ tải và lựa chọn phương thức điều chỉnh điện áp
Từ kết quả phân bố dòng công suất, tác giả tính toán điện áp thanh cái hạ áp quy đổi về phía cao áp $U'{ha}$ trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố. Đối chiếu với điện áp yêu cầu $U{yc}$ theo Thông tư 39/2015/TT-BCT, tác giả tính toán và chọn đầu phân áp ($W%$) cho máy biến áp có điều chỉnh dưới tải (bộ OLTC), đảm bảo sai số điện áp thực tế luôn nằm trong phạm vi cho phép:
$$U_{đpa} = \frac{U'{ha} \cdot U{đmH}}{U_{yc}}$$
Chương 8: Tính các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của mạng điện
Chương cuối cùng tổng hợp toàn diện các chỉ tiêu hiệu quả kỹ thuật và tài chính của toàn bộ hệ thống thiết kế:
- Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện ($K_{\sum}$ bao gồm vốn đường dây $K_{đd}$ và vốn các trạm biến áp $K_{ba}$).
- Tổng tổn thất công suất tác dụng trong lưới điện ($\sum \Delta P$).
- Tổng tổn thất điện năng hàng năm ($\Delta A = \sum \Delta P_i \cdot \tau$).
- Chi phí vận hành hàng năm ($Y = a_{vh} K + C \cdot \Delta A$).
- Chi phí tính toán hàng năm ($Z$).
- Giá thành truyền tải 1 kWh điện năng ($Z_0 = \frac{Y}{A}$).
Kết quả và đóng góp
Kết quả kỹ thuật và kinh tế chính
Đồ án đã hoàn thành thiết kế mạng lưới điện khu vực 110/22 kV với các kết quả định lượng cụ thể:
| Hạng mục chỉ tiêu |
Đơn vị tính |
Giá trị thiết kế |
| Cấp điện áp truyền tải định mức |
kV |
110 |
| Cấp điện áp phân phối thứ cấp |
kV |
22 |
| Tổng công suất truyền tải cực đại ($\sum P_{max}$) |
MW |
188,0 |
| Tổng công suất phát yêu cầu tại nguồn ($P_N$) |
MW |
197,4 |
| Cấu trúc mạng điện tối ưu |
— |
Sơ đồ hình tia (1a + 2a + 3) |
| Tổng số tuyến đường dây 110 kV |
Tuyến |
5 (3 tuyến mạch kép, 2 tuyến mạch đơn) |
| Tổng chiều dài lưới đường dây |
km |
222,39 |
| Chủng loại dây dẫn sử dụng |
— |
AC-120 (4 tuyến), AC-240 (1 tuyến) |
| Tổng số máy biến áp hạ áp 110/22 kV |
Máy |
8 máy biến áp 3 pha 2 cuộn dây |
| Tổng dung lượng đặt máy biến áp |
MVA |
309 |
| Vốn đầu tư xây dựng đường dây ($K_{đd}$) |
Đồng |
$2,98 \times 10^{10}$ |
| Độ lệch điện áp vận hành tại nút hạ áp |
% |
Thỏa mãn $+5%$ (max), $0%$ (min), $0 \div +5%$ (sự cố) |
Giải pháp kỹ thuật tác giả đề xuất
- Áp dụng sơ đồ phân nhóm độc lập để tối ưu hóa việc so sánh các phương án cấu trúc mạng điện hình tia và liên thông, giúp quá trình lựa chọn phương án nối dây đạt tính chuẩn xác cao.
- Sử dụng sơ đồ cầu trong cho các trạm phụ tải loại II có đồ thị phụ tải ngày đêm bằng phẳng ($S_{min} > S_{gh}$), giúp giảm số lượng máy cắt cao áp 110 kV đắt tiền trong khi vẫn duy trì độ tin cậy cung cấp điện.
- Trang bị máy biến áp có bộ điều chỉnh điện áp dưới tải (OLTC) kết hợp tính toán nấc phân áp chi tiết, giải quyết triệt để bài toán dao động điện áp theo mùa và theo chu kỳ phụ tải ngày đêm.
Đóng góp của đồ án
Đồ án thiết lập một tài liệu tính toán thiết kế hoàn chỉnh cho mạng lưới điện khu vực cấp 110 kV, tích hợp đầy đủ quy chuẩn hiện hành của ngành điện lực Việt Nam (Thông tư 39/2015/TT-BCT) vào bài toán chọn nấc phân áp và đánh giá chế độ xác lập của hệ thống.
Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp
- Hạn chế:
- Các tính toán chế độ dựa trên giả thiết phụ tải tĩnh tại một thời điểm quy hoạch, chưa xét đến mô hình dự báo tăng trưởng nhu cầu phụ tải nhiều năm.
- Nguồn hệ thống được giả định có công suất vô cùng lớn với hệ số công suất cố định ($\cos\varphi = 0,85$), chưa mô phỏng chi tiết các dao động tần số và điện áp từ nguồn truyền tải liên kết.
- Đồ án chưa đi sâu vào tính toán dòng ngắn mạch chi tiết, thiết kế hệ thống bảo vệ rơle và tự động hóa trạm.
- Hướng phát triển tiếp theo:
- Mở rộng tính toán các dạng ngắn mạch (ngắn mạch 3 pha, 1 pha chạm đất) để lựa chọn thiết bị đóng cắt và khí cụ điện (dao cách ly, biến dòng, biến điện áp).
- Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle số và tự động hóa trạm biến áp theo tiêu chuẩn IEC 61850.
- Nghiên cứu tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo phân tán (điện mặt trời, điện gió) vào lưới phân phối 22 kV và đánh giá ảnh hưởng đến độ lệch điện áp.
Giá trị tham khảo
Bản đồ án là tài liệu tham khảo chuyên ngành hữu ích đối với:
- Sinh viên, học viên ngành Kỹ thuật Điện, Công nghệ Kỹ thuật Điện - Điện tử, chuyên ngành Hệ thống điện khi thực hiện Đồ án môn học Thiết kế mạng lưới điện hoặc Khóa luận tốt nghiệp kỹ sư điện.
- Kỹ sư thiết kế điện, cán bộ kỹ thuật tại các công ty tư vấn điện lực khi cần tài liệu mẫu về quy trình tính toán mạng điện khu vực 110/22 kV.
- Phần nội dung có giá trị tham khảo cao nhất: Quy trình phân nhóm phụ tải để lựa chọn sơ đồ nối dây tối ưu (Chương 3 và Chương 4); thuật toán giải tích chế độ xác lập trên sơ đồ thay thế hình $\Pi$ kết hợp chọn nấc phân áp máy biến áp dưới tải theo Thông tư 39/2015/TT-BCT (Chương 6 và Chương 7).
Câu hỏi thường gặp
1. Vì sao đồ án xác định không cần lắp đặt thiết bị bù công suất phản kháng sơ bộ tại các trạm?
Trong bước cân bằng công suất phản kháng ở Chương 2, công suất phản kháng tự nhiên do nguồn hệ thống cung cấp ($Q_N = 18,36\text{ MVAr}$) cùng với đặc tính của nguồn vô cùng lớn đã đáp ứng đủ tổng nhu cầu phản kháng của 5 phụ tải và tổn thất trong máy biến áp. Giá trị tính toán công suất bù yêu cầu cho kết quả âm ($Q_{bù} = -3,618\text{ MVAr} < 0$), do đó hệ thống không bị thiếu hụt công suất phản kháng sơ bộ.
2. Căn cứ vào các chỉ tiêu nào để tác giả lựa chọn cấp điện áp định mức 110 kV cho mạng điện?
Dựa vào công thức kinh nghiệm $U_i = 4,34 \sqrt{L_i + 16 \frac{P_i}{n}}$, dải điện áp tính toán cho 5 tuyến đường dây nằm trong khoảng từ 79,79 kV (tuyến N-5) đến 113,5 kV (tuyến N-3). Kết hợp với tiêu chuẩn cấp điện áp truyền tải hiện hành của hệ thống điện Việt Nam, cấp điện áp định mức 110 kV được lựa chọn là cấp điện áp danh định tối ưu kỹ thuật và kinh tế cho toàn bộ mạng điện khu vực.
3. Tiêu chuẩn nào được áp dụng để lựa chọn sơ đồ cầu trong cho các trạm biến áp 2, 4 và 5?
Tác giả áp dụng công thức xác định công suất giới hạn kinh tế $S_{gh} = \sqrt{\frac{2\Delta P_0}{\Delta P_N}} \cdot S_{đm}$. Đối với các trạm 2, 4 và 5 (đều là phụ tải loại II có 2 máy biến áp), giá trị công suất cực tiểu của phụ tải $S_{min}$ đều lớn hơn $S_{gh}$ ($S_{min2} = 44,86 > 27,71\text{ MVA}$; $S_{min4} = 42,95 > 27,71\text{ MVA}$; $S_{min5} = 34,36 > 22,23\text{ MVA}$) và đồ thị phụ tải ngày đêm bằng phẳng, nên việc chọn sơ đồ cầu trong giúp giảm số lượng máy cắt 110 kV mà vẫn bảo đảm vận hành kinh tế và an toàn.
4. Phương án cấu trúc mạng điện tối ưu cuối cùng được lựa chọn là gì và có tổng vốn đầu tư đường dây là bao nhiêu?
Sau khi so sánh hàm chi phí tính toán hằng năm $Z$ giữa các phương án hình tia và liên thông tại từng nhóm, phương án tối ưu được chọn là mạng hình tia toàn phần (kết hợp phương án 1a, 2a và 3) gồm 3 tuyến mạch kép (N-2, N-4, N-5 dùng dây AC-120) và 2 tuyến mạch đơn (N-1 dùng AC-120, N-3 dùng AC-240). Tổng vốn đầu tư xây dựng các tuyến đường dây là $K = 2,98 \times 10^{10}\text{ đồng}$.
5. Yêu cầu điều chỉnh điện áp tại các thanh góp hạ áp được thực hiện theo tiêu chuẩn nào?
Yêu cầu điều chỉnh điện áp được thực hiện theo quy định của Thông tư 39/2015/TT-BCT. Điện áp định mức thứ cấp là 22 kV; độ lệch điện áp cho phép ở chế độ cực đại là $+5%$ ($U_{yc} = 23,1\text{ kV}$), ở chế độ cực tiểu là $0%$ ($U_{yc} = 22,0\text{ kV}$), và ở chế độ sau sự cố là từ $0%$ đến $+5%$ ($U_{yc} = 23,1\text{ kV}$).
Kết luận
Đồ án môn học "Thiết kế lưới điện" của sinh viên Lưu Xuân Huy (Trường Đại học Điện Lực) đã hoàn thành toàn diện việc xây dựng một mạng lưới điện truyền tải và phân phối khu vực cấp điện áp 110/22 kV gồm 1 nguồn hệ thống và 5 nút phụ tải. Thông qua việc phân tích kỹ thuật, cân bằng công suất, so sánh kinh tế chi phí quy năm và kiểm tra nghiêm ngặt các chế độ vận hành xác lập, công trình đã đề xuất cấu hình lưới điện hình tia tối ưu sử dụng dây dẫn AC-120, AC-240 cùng hệ thống 8 máy biến áp hạ áp. Các giải pháp lựa chọn sơ đồ trạm cầu trong và điều chỉnh điện áp dưới tải đã bảo đảm hoàn toàn các tiêu chuẩn kỹ thuật về độ sụt áp, độ tin cậy cung cấp điện theo Thông tư 39/2015/TT-BCT và mang lại hiệu quả đầu tư kinh tế cao.
