Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu
Đồ án tốt nghiệp chuyên ngành Hệ thống điện (Khoa Kỹ thuật điện, Trường Đại học Điện lực) tập trung giải quyết bài toán thiết kế phần điện cho một nhà máy thủy điện có quy mô công suất $4 \times 100\text{ MW}$ (tổng công suất định mức $400\text{ MW}$). Trong bối cảnh vận hành thực tế của hệ thống điện, nhà máy đóng vai trò cung cấp nguồn công suất lớn lên lưới điện quốc gia ở cấp điện áp cao áp ($220\text{ kV}$), đồng thời đảm bảo cung cấp điện liên tục, ổn định cho phụ tải khu vực trung áp ($110\text{ kV}$), phụ tải địa phương và hệ thống tự dùng nội bộ nhà máy.
Nhiệm vụ và mục tiêu thiết kế được tác giả xác lập cụ thể qua các bước:
- Tính toán cân bằng công suất toàn nhà máy theo biểu đồ phụ tải ngày, xác định nhu cầu phụ tải các cấp điện áp ($220\text{ kV}$, $110\text{ kV}$, địa phương, tự dùng) và lượng công suất thừa phát về hệ thống điện.
- Đề xuất các phương án sơ đồ nối điện chính khả thi, phân tích ưu nhược điểm kỹ thuật của từng phương án nối dây.
- Tính toán lựa chọn chủng loại, dung lượng định mức của máy biến áp hai cuộn dây và máy biến áp tự ngẫu liên lạc; kiểm tra điều kiện quá tải sự cố nghiêm trọng ($n-1$) và xác định tổn thất điện năng hàng năm trong các máy biến áp.
- Lựa chọn sơ đồ thiết bị phân phối điện áp $220\text{ kV}$ và $110\text{ kV}$; tính toán so sánh các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật (vốn đầu tư, chi phí vận hành hàng năm, thời gian hoàn vốn) để lựa chọn phương án tối ưu.
- Xác định các điểm ngắn mạch đặc trưng, tính toán dòng ngắn mạch cưỡng bức và dòng xung kích trên các cấp điện áp.
- Tính chọn và kiểm tra toàn diện các khí cụ điện (máy cắt, dao cách ly, máy biến dòng điện, máy biến điện áp, chống sét van) cùng hệ thống dây dẫn, thanh dẫn cứng đầu cực máy phát, thanh góp mềm và thiết bị tự dùng.
Đối tượng nghiên cứu là toàn bộ hệ thống thiết bị phần điện chính của nhà máy thủy điện công suất $400\text{ MW}$. Phạm vi không gian bao gồm các khối máy phát điện, trạm tăng áp, thiết bị phân phối điện $220\text{ kV}$, $110\text{ kV}$, hệ thống điện tự dùng $0{,}4\text{ kV}$ và các xuất tuyến đường dây liên kết. Phạm vi thời gian tính toán dựa trên chu kỳ biểu đồ phụ tải 24 giờ đặc trưng trong năm và tuổi thọ vận hành tiêu chuẩn với thời gian hoàn vốn quy định $T_{tc} = 8\text{ năm}$.
Cơ sở lý thuyết và phương pháp
Đồ án vận dụng hệ thống lý thuyết chuyên ngành về thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp, tính toán phân tích hệ thống điện và kinh tế năng lượng:
-
Khung lý thuyết và mô hình tính toán:
- Nguyên lý cân bằng công suất nút và cân bằng năng lượng theo thời gian: $S_{VHT}(t) = S_{TNM}(t) - [S_{UT}(t) + S_{UC}(t) + S_{ĐP}(t) + S_{TD}(t)]$.
- Tiêu chuẩn rẽ nhánh công suất phụ tải địa phương từ đầu cực máy phát: giới hạn không vượt quá $15%$ công suất định mức một tổ máy.
- Lý thuyết máy biến áp tự ngẫu liên lạc: tính toán phân bố tải theo hệ số có lợi $\alpha = 0{,}5$, tổn thất ngắn mạch quy đổi cho từng cuộn dây ($\Delta P_N^C, \Delta P_N^T, \Delta P_N^H$) và kiểm tra khả năng mang tải của cuộn nối tiếp, cuộn chung, cuộn hạ trong chế độ sự cố theo hệ số quá tải cho phép $k_{qtsc} = 1{,}4$.
- Phương pháp tính tổn thất điện năng hàng năm ($\Delta A$) trong máy biến áp dựa trên biểu đồ phụ tải bậc thang 24 giờ.
- Phương pháp so sánh phương án kinh tế kỹ thuật thông qua hàm chi phí tính toán quy đổi và thời gian hoàn vốn bù trừ $T_{hv} = \frac{V_2 - V_1}{P_1 - P_2}$ so với $T_{tc}$.
- Phương pháp tính toán ngắn mạch ba pha duy trì và xung kích theo lý thuyết thành phần đối xứng, áp dụng đường cong tính toán để chọn khí cụ điện theo điều kiện ổn định nhiệt và ổn định động.
-
Phương pháp nghiên cứu: Kết hợp phương pháp giải tích kỹ thuật, phương pháp mô hình hóa chế độ xác lập/chế độ sự cố nghiêm trọng, và phương pháp so sánh tối ưu hóa kinh tế - kỹ thuật.
-
Nguồn dữ liệu: Đồ thị phụ tải ngày đặc trưng; thông số kỹ thuật máy phát thủy điện CB-835/180-36; sổ tay tra cứu máy biến áp tiêu chuẩn Liên Xô (ТДЦ, АТДЦТН); bảng thông số khí cụ điện cao áp (Siemens 3AQ1, 8BK41); định mức kinh tế ngành điện về chi phí suất đầu tư máy cắt, máy biến áp và giá thành điện năng ($C = 1500\text{ đồng/kWh}$, định mức khấu hao $\alpha% = 8{,}4%$).
Nội dung chính theo từng chương
CHƯƠNG 1: TÍNH TOÁN CÂN BẰNG CÔNG SUẤT, ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY
Tác giả tính chọn 4 tổ máy phát thủy điện kiểu CB-835/180-36 với các thông số: $S_{đm} = 111\text{ MVA}$, $P_{đm} = 100\text{ MW}$, $U_{đm} = 13{,}8\text{ kV}$, $\cos\varphi_{đm} = 0{,}9$, tốc độ định mức $n_{đm} = 166{,}7\text{ vòng/phút}$, các điện kháng $X''_d = 0{,}22$, $X'_d = 0{,}3$, $X_d = 0{,}94$.
Tính toán phụ tải cho thấy:
- Phụ tải tự dùng chiếm $\alpha = 0{,}9%$ công suất phát ($\cos\varphi_{TD} = 0{,}88$), ổn định ở mức $S_{TD} = 4{,}091\text{ MVA}$.
- Phụ tải trung áp $110\text{ kV}$ ($P_{max} = 120\text{ MW}$, $\cos\varphi = 0{,}88$) gồm 1 lộ kép, công suất biến thiên từ $109{,}09\text{ MVA}$ đến $136{,}36\text{ MVA}$.
- Phụ tải cao áp $220\text{ kV}$ ($P_{max} = 140\text{ MW}$, $\cos\varphi = 0{,}88$) gồm 1 lộ kép, công suất dao động từ $127{,}27\text{ MVA}$ đến $159{,}09\text{ MVA}$.
- Phụ tải địa phương ($P_{max} = 12\text{ MW}$, $\cos\varphi = 0{,}88$) gồm 2 lộ kép dài $10\text{ km}$, công suất cực đại $13{,}64\text{ MVA}$. Tỷ lệ công suất địa phương chiếm $\frac{13{,}64}{2 \times 111} \times 100% = 6{,}14% \le 15%$, do đó không cần xây dựng cấp điện áp máy phát mà cấp trực tiếp từ đầu cực.
- Công suất phát về hệ thống $S_{VHT}$ đạt từ $131{,}26\text{ MVA}$ đến $155{,}40\text{ MVA}$. Với dự trữ quay hệ thống $S_{dtHT} = 180\text{ MVA}$ ($S_{dtHT}/S_{đmS} = 1{,}62$), không thể ghép 2 máy phát vào 1 máy biến áp.
| Khoảng thời gian $t$ (h) | $S_{TNM}$ (MVA) | $S_{UT}$ (MVA) | $S_{UC}$ (MVA) | $S_{TD}$ (MVA) | $S_{ĐP}$ (MVA) | $S_{VHT}$ (MVA) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 ÷ 5 | 413,33 | 109,09 | 135,23 | 4,091 | 11,59 | 153,33 |
| 5 ÷ 8 | 413,33 | 115,91 | 127,27 | 4,091 | 12,955 | 153,11 |
| 8 ÷ 12 | 422,22 | 122,73 | 143,18 | 4,091 | 12,27 | 139,95 |
| 12 ÷ 18 | 431,11 | 129,55 | 151,14 | 4,091 | 12,27 | 134,06 |
| 18 ÷ 20 | 444,00 | 136,36 | 159,09 | 4,091 | 13,64 | 131,26 |
| 20 ÷ 24 | 422,22 | 115,91 | 135,23 | 4,091 | 11,59 | 155,40 |
Tác giả đề xuất 2 phương án nối dây chính:
- Phương án 1: 2 bộ máy phát - máy biến áp hai cuộn dây nối lên thanh góp $110\text{ kV}$; 2 máy phát còn lại nối vào cuộn hạ của 2 máy biến áp tự ngẫu liên lạc $220/110/13{,}8\text{ kV}$.
- Phương án 2: 1 bộ máy phát - máy biến áp hai cuộn dây nối lên $220\text{ kV}$, 1 bộ nối lên $110\text{ kV}$; 2 máy phát còn lại nối vào cuộn hạ của 2 máy biến áp tự ngẫu liên lạc.
CHƯƠNG 2: TÍNH TOÁN CHỌN MÁY BIẾN ÁP
Chương này thực hiện phân bố công suất chi tiết cho từng cuộn dây của máy biến áp theo thời gian và chọn thông số thiết bị:
- Máy biến áp hai cuộn dây ($T_1, T_2$): Chọn loại ТДЦ-125000/110 ($S_{đm} = 125\text{ MVA}$, điện áp $121/13{,}8\text{ kV}$, $\Delta P_0 = 100\text{ kW}$, $\Delta P_N = 400\text{ kW}$, $U_N% = 10{,}5%$, $I_0% = 0{,}5%$). Đối với Phương án 2, máy biến áp $T_1$ nối cấp $220\text{ kV}$ chọn loại ТДЦ-125000/220 ($242/13{,}8\text{ kV}$, $\Delta P_0 = 115\text{ kW}$, $\Delta P_N = 380\text{ kW}$, $U_N% = 11%$).
- Máy biến áp tự ngẫu liên lạc ($AT_1, AT_2$): Chọn loại АТДЦТН-250000/220 ($S_{đm} = 250\text{ MVA}$, điện áp $230/121/13{,}8\text{ kV}$, $\Delta P_0 = 120\text{ kW}$, $\Delta P_{N(C-T)} = 520\text{ kW}$, $U_N% (C-T, C-H, T-H) = 11%, 32%, 20%$).
- Kiểm tra chế độ sự cố nghiêm trọng cho Phương án 1:
- Sự cố 1 (Hỏng 1 bộ máy biến áp hai cuộn dây phía trung $T_2$ lúc phụ tải trung cực đại): Cuộn hạ MBATN mang $S_{CH}^{sc1} = 103{,}15\text{ MVA} < k_{qtsc} \times S_{đmH} = 1{,}4 \times 125 = 175\text{ MVA}$; lượng thiếu hụt phát về hệ thống $S_{thiếu} = 110{,}42\text{ MVA} < S_{dtHT} = 180\text{ MVA}$.
- Sự cố 2 (Hỏng 1 MBATN $AT_1$ lúc phụ tải trung cực đại): Công suất qua cuộn nối tiếp $S_{nt} = 78{,}6\text{ MVA} < 175\text{ MVA}$; công suất thiếu $S_{thiếu} = 133{,}15\text{ MVA} < 180\text{ MVA}$.
- Sự cố 3 (Hỏng 1 MBATN $AT_1$ lúc phụ tải trung cực tiểu): $S_{thiếu} = 79{,}31\text{ MVA} < 180\text{ MVA}$.
- Tính toán tổn thất điện năng hàng năm trong toàn bộ máy biến áp:
- Phương án 1: $\Delta A_{PA1} = 2 \times \Delta A_T + 2 \times \Delta A_{AT} = 2 \times 3.588.376{,}44 + 2 \times 2.847.135{,}05 = 12.871.022{,}97\text{ kWh/năm}$.
- Phương án 2: $\Delta A_{PA2} = \Delta A_{T1} + \Delta A_{T2} + 2 \times \Delta A_{AT} = 3.584.157{,}61 + 3.588.376{,}44 + 2 \times 2.294.932{,}59 = 11.762.399{,}24\text{ kWh/năm}$.
CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN KINH TẾ - KỸ THUẬT, CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU
Cả hai cấp điện áp $220\text{ kV}$ và $110\text{ kV}$ đều sử dụng sơ đồ thiết bị phân phối hai hệ thống thanh góp có thanh góp vòng nhằm đảm bảo tính liên tục cấp điện khi bảo dưỡng, sửa chữa máy cắt.
Tổng hợp tính toán chi phí đầu tư và vận hành hàng năm giữa 2 phương án:
| Chỉ tiêu kinh tế | Phương án 1 | Phương án 2 |
|---|---|---|
| Vốn đầu tư máy biến áp $V_B$ ($10^9$ đồng) | 40,44 | 43,32 |
| Vốn đầu tư thiết bị phân phối $V_{TBPP}$ ($10^9$ đồng) | 49,80 | 52,20 |
| Tổng vốn đầu tư $V$ ($10^9$ đồng) | 90,24 | 95,52 |
| Chi phí tổn thất điện năng hàng năm $P_2$ ($10^9$ đồng) | 19,31 | 17,64 |
| Chi phí khấu hao và vận hành $P_1$ ($10^9$ đồng) | 7,58 | 8,02 |
| Tổng chi phí vận hành hàng năm $P$ ($10^9$ đồng) | 26,88 | 25,66 |
Thời gian hoàn vốn tính toán giữa hai phương án là $T_{hv} = 8{,}32\text{ năm} > T_{tc} = 8\text{ năm}$. Do thời gian hoàn vốn lớn hơn thời gian hoàn vốn tiêu chuẩn, mức chênh lệch đầu tư ban đầu của Phương án 2 không mang lại hiệu quả kinh tế bù đắp. Tác giả kết luận lựa chọn Phương án 1 làm phương án thiết kế chính thức.
CHƯƠNG 4: TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH
Tác giả thiết lập sơ đồ tính toán và xác định các điểm ngắn mạch nguy hiểm nhất để phục vụ lựa chọn khí cụ điện:
- Điểm $N_1$: Ngắn mạch tại thanh góp cao áp $220\text{ kV}$.
- Điểm $N_2$: Ngắn mạch tại thanh góp trung áp $110\text{ kV}$.
- Điểm $N_3$: Ngắn mạch tại cấp điện áp máy phát $13{,}8\text{ kV}$ (nguồn từ hệ thống và các tổ máy khác đổ về).
- Điểm $N_3'$: Ngắn mạch tại cấp $13{,}8\text{ kV}$ (nguồn cung cấp từ tổ máy phát $H_2$).
- Điểm $N_4$: Ngắn mạch tại thanh góp tự dùng $0{,}4\text{ kV}$.
| Điểm ngắn mạch | Cấp điện áp (kV) | Dòng ngắn mạch chu kỳ $I_N$ (kA) | Dòng ngắn mạch xung kích $i_{xk}$ (kA) |
|---|---|---|---|
| $N_1$ | 220 | 4,74 | 12,06 |
| $N_2$ | 110 | 10,59 | 26,96 |
| $N_3$ | 13,8 | 30,09 | 76,59 |
| $N_3'$ | 13,8 | 21,11 | 56,72 |
| $N_4$ | 0,4 | 51,20 | 130,32 |
CHƯƠNG 5: CHỌN CÁC KHÍ CỤ ĐIỆN VÀ DÂY DẪN
Tính toán dòng điện làm việc cưỡng bức ở các chế độ:
- Phía $220\text{ kV}$: $I_{cb} = 0{,}549\text{ kA}$ (chế độ sự cố MBATN truyền tải cực đại $209{,}25\text{ MVA}$).
- Phía $110\text{ kV}$: $I_{cb} = 0{,}716\text{ kA}$ (mạch đường dây lộ kép khi 1 mạch gặp sự cố).
- Phía máy phát $13{,}8\text{ kV}$: $I_{cb} = 4{,}876\text{ kA}$ (khi máy phát làm việc quá tải $105%$).
Lựa chọn thiết bị đóng cắt và khí cụ đo lường:
- Phía $220\text{ kV}$: Máy cắt khí $\text{SF}6$ ngoài trời loại 3AQ1 ($U{đm} = 245\text{ kV}$, $I_{đm} = 4\text{ kA}$, $I_{cắt} = 40\text{ kA}$, $i_{lđđ} = 100\text{ kA}$).
- Phía $110\text{ kV}$: Máy cắt khí $\text{SF}6$ ngoài trời loại 3AQ1 ($U{đm} = 145\text{ kV}$, $I_{đm} = 4\text{ kA}$, $I_{cắt} = 40\text{ kA}$, $i_{lđđ} = 100\text{ kA}$).
- Phía đầu cực máy phát $13{,}8\text{ kV}$: Máy cắt hợp bộ trong nhà loại 8BK41 ($U_{đm} = 15\text{ kV}$, $I_{đm} = 4\text{ kA}$, $I_{cắt} = 80\text{ kA}$, $i_{lđđ} = 225\text{ kA}$).
- Chọn thanh dẫn cứng hình máng cho đầu cực máy phát (kiểm tra ổn định động, ổn định nhiệt và sứ đỡ); chọn thanh góp mềm phân phối $220\text{ kV}$ và $110\text{ kV}$; chọn máy biến dòng điện (BI), máy biến điện áp (BU) và chống sét van (CSV) theo đúng yêu cầu cấp chính xác và phụ tải thứ cấp.
CHƯƠNG 6: TÍNH TOÁN LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN VÀ SƠ ĐỒ CUNG CẤP ĐIỆN TỰ DÙNG
Thiết kế sơ đồ tự dùng cấp điện áp $0{,}4\text{ kV}$ cho nhà máy thủy điện gồm các máy biến áp tự dùng riêng và máy biến áp tự dùng chung, phân đoạn thanh góp bằng máy cắt liên lạc; tính chọn máy cắt hạ áp, dao cách ly và aptomat bảo vệ phụ tải động lực trong nhà máy.
Kết quả và đóng góp
Đồ án hoàn thành trọn vẹn bản thiết kế kỹ thuật phần điện nhà máy thủy điện $4 \times 100\text{ MW}$ với các kết quả định lượng cụ thể:
- Xác lập được cấu hình nối điện tối ưu (Phương án 1) gồm 2 bộ khối MPĐ - MBA $125\text{ MVA}$ nối thanh góp $110\text{ kV}$ và 2 bộ MBATN $250\text{ MVA}$ liên lạc giữa các cấp $220\text{ kV}$, $110\text{ kV}$ và $13{,}8\text{ kV}$.
- Chứng minh tính khả thi kỹ thuật qua các chế độ sự cố nghiêm trọng ($n-1$): khi hỏng 1 MBATN hoặc 1 MBA khối, hệ thống điện vẫn đảm bảo truyền tải liên tục công suất với mức huy động công suất bù tối đa $133{,}15\text{ MVA}$ (nằm trong giới hạn dự trữ quay $180\text{ MVA}$ của hệ thống).
- Chứng minh tính tối ưu kinh tế với tổng mức đầu tư $90{,}24 \times 10^9\text{ đồng}$ và chi phí vận hành hàng năm $26{,}88 \times 10^9\text{ đồng}$, giúp tiết kiệm $5{,}28 \times 10^9\text{ đồng}$ vốn đầu tư ban đầu so với Phương án 2.
- Lập bảng tra cứu thông số ngắn mạch toàn diện trên 5 điểm đo và danh mục quy cách thiết bị đóng cắt (3AQ1, 8BK41) đáp ứng đầy đủ tiêu chuẩn ổn định động và ổn định nhiệt.
Đóng góp chính của đồ án là xây dựng một quy trình tính toán thiết kế đồng bộ, từ phân tích biểu đồ phụ tải 24 giờ, cân bằng công suất, kiểm tra điều kiện sự cố phức tạp của máy biến áp tự ngẫu theo hệ số có lợi $\alpha$, đến lựa chọn khí cụ điện hiện đại phù hợp với tiêu chuẩn vận hành lưới điện Việt Nam.
Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp
- Hạn chế:
- Tính toán tổn thất điện năng và cân bằng công suất dựa trên biểu đồ phụ tải ngày đặc trưng giả định phân bố đều cho cả năm, chưa xét đến tính chu kỳ mùa khô - mùa lũ ảnh hưởng trực tiếp đến lưu lượng nước và công suất phát thực tế của nhà máy thủy điện.
- Đánh giá kinh tế kỹ thuật sử dụng phương pháp thời gian hoàn vốn giản đơn ($T_{hv}$), chưa tính đến hệ số chiết khấu dòng tiền theo thời gian (NPV, IRR).
- Hướng mở rộng:
- Nghiên cứu mô phỏng chi tiết các chế độ quá độ điện từ và ổn định động của tổ máy phát khi ngắn mạch nhiều pha bằng phần mềm chuyên dụng.
- Tính toán thiết kế hệ thống rơ-le bảo vệ kỹ thuật số và tích hợp hệ thống điều khiển tự động hóa trạm theo tiêu chuẩn IEC 61850.
Giá trị tham khảo
Đồ án là tài liệu tham khảo trực tiếp và có giá trị chuyên môn cao đối với:
- Sinh viên các ngành Kỹ thuật điện, Công nghệ kỹ thuật điện - điện tử, Hệ thống điện đang thực hiện đồ án môn học hoặc đồ án tốt nghiệp về thiết kế trạm biến áp và nhà máy điện.
- Kỹ sư thiết kế, tư vấn điện cần nguồn tài liệu tham khảo về phương pháp luận tính chọn máy biến áp tự ngẫu 3 cuộn dây, kiểm tra chế độ sự cố $n-1$, phân bố công suất và quy trình tính chọn khí cụ điện cao áp $\text{SF}_6$.
- Nội dung đáng tham khảo nhất là Chương 2 (các bước thiết lập công thức và kiểm tra quá tải sự cố MBATN theo hệ số có lợi $\alpha$) và Chương 5 (hệ thống công thức kiểm tra lực điện động, ứng suất cơ học cho thanh dẫn cứng đầu cực máy phát).
Câu hỏi thường gặp
1. Vì sao đồ án không bố trí thanh góp điện áp máy phát ở cấp $13{,}8\text{ kV}$?
Theo quy chuẩn thiết kế, khi phụ tải địa phương có công suất nhỏ (rẽ nhánh không quá $15%$ công suất định mức một tổ máy phát), phụ tải sẽ được cấp trực tiếp từ đầu cực máy phát mà không cần xây dựng hệ thống thanh góp điện áp máy phát riêng. Trong đồ án, tỷ lệ công suất phụ tải địa phương cực đại chỉ chiếm $6{,}14%$ công suất của 2 tổ máy phát ($13{,}64\text{ MVA} / 222\text{ MVA}$), thỏa mãn điều kiện rẽ nhánh trực tiếp, giúp tiết kiệm đáng kể chi phí xây dựng thiết bị phân phối cấp máy phát.
2. Tiêu chuẩn nào được sử dụng để kiểm tra khả năng mang tải của máy biến áp tự ngẫu khi xảy ra sự cố một máy biến áp trong trạm?
Tác giả áp dụng tiêu chuẩn quá tải sự cố cho phép với hệ số $k_{qtsc} = 1{,}4$ trong điều kiện làm việc sự cố không quá 6 giờ/ngày và không kéo dài quá 5 ngày đêm liên tục. Ngoài ra, lượng công suất thiếu hụt phát về hệ thống điện ở mọi kịch bản sự cố ($S_{thiếu} \le 133{,}15\text{ MVA}$) đều được đối soát và đảm bảo nhỏ hơn công suất dự trữ quay của hệ thống ($S_{dtHT} = 180\text{ MVA}$).
3. Sự khác biệt cơ bản giữa Phương án 1 và Phương án 2 trong việc bố trí các khối máy biến áp là gì?
Ở Phương án 1, cả 2 bộ máy phát - máy biến áp hai cuộn dây đều nối lên thanh góp $110\text{ kV}$. Ở Phương án 2, 1 bộ nối lên thanh góp $220\text{ kV}$ và 1 bộ nối lên thanh góp $110\text{ kV}$. Mặc dù Phương án 2 giảm được tổn thất điện năng hàng năm ($\Delta A_{PA2} = 11.762.399{,}24\text{ kWh}$ so với $12.871.022{,}97\text{ kWh}$ của Phương án 1), nhưng Phương án 2 đòi hỏi vốn đầu tư ban đầu cao hơn ($95{,}52 \times 10^9\text{ đồng}$ so với $90{,}24 \times 10^9\text{ đồng}$) dẫn đến thời gian hoàn vốn chênh lệch $T_{hv} = 8{,}32\text{ năm} > 8\text{ năm}$, do đó Phương án 1 được chọn.
4. Dòng ngắn mạch lớn nhất xuất hiện tại vị trí nào trong sơ đồ thiết kế?
Dòng ngắn mạch lớn nhất xuất hiện tại điểm $N_4$ (cấp điện áp tự dùng $0{,}4\text{ kV}$) với dòng ngắn mạch chu kỳ $I_N = 51{,}20\text{ kA}$ và dòng xung kích $i_{xk} = 130{,}32\text{ kA}$. Ở cấp điện áp cao, dòng ngắn mạch trên thanh góp $13{,}8\text{ kV}$ (điểm $N_3$) đạt $I_N = 30{,}09\text{ kA}$ ($i_{xk} = 76{,}59\text{ kA}$), thanh góp $110\text{ kV}$ (điểm $N_2$) đạt $I_N = 10{,}59\text{ kA}$ ($i_{xk} = 26{,}96\text{ kA}$), và thanh góp $220\text{ kV}$ (điểm $N_1$) đạt $I_N = 4{,}74\text{ kA}$ ($i_{xk} = 12{,}06\text{ kA}$).
5. Các loại máy cắt điện nào đã được lựa chọn cho các cấp điện áp của nhà máy?
Cấp $220\text{ kV}$ và $110\text{ kV}$ sử dụng máy cắt khí $\text{SF}6$ ngoài trời loại 3AQ1 của Siemens ($U{đm}$ lần lượt là $245\text{ kV}$ và $145\text{ kV}$, $I_{đm} = 4\text{ kA}$, $I_{cắt} = 40\text{ kA}$). Cấp điện áp máy phát $13{,}8\text{ kV}$ sử dụng máy cắt không khí hợp bộ đặt trong nhà loại 8BK41 ($U_{đm} = 15\text{ kV}$, $I_{đm} = 4\text{ kA}$, $I_{cắt} = 80\text{ kA}$).
Kết luận
Đồ án đã giải quyết hoàn chỉnh bài toán thiết kế kỹ thuật phần điện cho nhà máy thủy điện công suất $4 \times 100\text{ MW}$ hòa lưới ở hai cấp điện áp $220\text{ kV}$ và $110\text{ kV}$. Qua tính toán so sánh kinh tế - kỹ thuật, tác giả đã lựa chọn phương án nối dây tối ưu sử dụng 2 máy biến áp hai cuộn dây ТДЦ-125 MVA và 2 máy biến áp tự ngẫu АТДЦТН-250 MVA, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cao và khả năng dự phòng khi sự cố. Hệ thống khí cụ điện, thanh dẫn và sơ đồ tự dùng được tính chọn đồng bộ theo đúng các tiêu chuẩn kỹ thuật hiện hành của ngành điện.