Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu
Trong tiến trình công nghiệp hóa và hiện đại hóa, điện năng giữ vai trò nền tảng đối với sự phát triển của các ngành sản xuất và đời sống xã hội. Tại Việt Nam, do nền kinh tế đang trên đà tăng trưởng nhanh trong khi nguồn năng lượng sơ cấp và khả năng sản xuất điện năng còn nhiều hạn chế so với nhu cầu tiêu thụ ngày càng tăng, bài toán truyền tải và phân phối điện năng đòi hỏi phải được tính toán tối ưu, kết hợp hài hòa giữa độ tin cậy kỹ thuật và hiệu quả kinh tế.
Đồ án môn học "Thiết kế lưới điện" của sinh viên Nguyễn Minh Quang (ngành Kỹ thuật Điện, Trường Đại học Điện Lực, dưới sự hướng dẫn của giảng viên Kiều Thị Thanh Hoa, hoàn thành tháng 6/2024) tập trung giải quyết bài toán thiết kế mạng lưới điện khu vực cấp điện áp 110 kV để truyền tải công suất từ một nguồn điện công suất vô cùng lớn đến các cụm phụ tải công nghiệp và dân dụng.
Nhiệm vụ thiết kế của đồ án bao gồm 7 nội dung chính được đánh số theo văn bản:
- Cân bằng công suất tác dụng, công suất phản kháng và đề xuất các phương án nối dây sơ bộ.
- Lựa chọn cấp điện áp danh định và tính chọn tiết diện dây dẫn cho các phương án.
- So sánh các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật để lựa chọn phương án tối ưu.
- Tính chọn số lượng, dung lượng định mức máy biến áp và sơ đồ nối điện chính cho các trạm hạ áp.
- Phân tích chế độ xác lập của hệ thống điện trong các trạng thái vận hành điển hình (phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố).
- Tính toán điện áp các nút và xác định phương thức điều chỉnh điện áp, chọn nấc phân áp cho các máy biến áp.
- Tính toán các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật hoàn chỉnh và giá thành truyền tải điện năng.
Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
- Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện truyền tải khu vực gồm 01 nguồn điện công suất vô cùng lớn (hệ số công suất $\cos\varphi = 0,85$) và 05 cụm phụ tải tiêu thụ tập trung có tổng công suất cực đại là 201 MW.
- Phạm vi không gian: Vùng địa lý phân bố trên hệ trục tọa độ với kích thước lưới $L_0 = 5\text{ km} \times 5\text{ km}$; khoảng cách từ nguồn đến các phụ tải dao động từ 25 km đến 48,48 km.
- Phạm vi thời gian và vận hành: Chu kỳ tính toán kinh tế theo năm (8.760 giờ vận hành); thời gian sử dụng công suất cực đại $T_{\max} = 5.418\text{ giờ}$ (áp dụng hệ số $T_{\max} = 4.500\text{ giờ}$ khi tra bảng mật độ dòng điện kinh tế); khảo sát 3 chế độ tải điển hình (cực đại, cực tiểu $P_{\min} = 0,68 P_{\max}$, và chế độ sau sự cố đứt một mạch đường dây).
Cơ sở lý thuyết và phương pháp tính toán
Đồ án áp dụng hệ thống lý thuyết mạng điện và tiêu chuẩn kỹ thuật hiện hành của ngành điện lực Việt Nam:
Khung lý thuyết, tiêu chuẩn và công thức áp dụng:
- Quy chuẩn chất lượng điện áp: Quy định độ lệch điện áp theo Thông tư 39/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương. Giới hạn độ lệch điện áp cho phép trên thanh cái hạ áp của các trạm phụ tải là $\Delta U% = \pm 5% U_{\text{đm}}$ trong chế độ bình thường và chế độ sự cố. Tiêu chuẩn tổn thất điện áp cho phép trên lưới truyền tải: $\Delta U_{\text{bt}\max} \le 10%$ (làm việc bình thường) và $\Delta U_{\text{sc}\max} \le 20%$ (sau sự cố).
- Công thức kinh nghiệm Still: Xác định cấp điện áp kinh tế $U = 4,34 \sqrt{L_i + 16 P_i}$, với $L_i$ là chiều dài đường dây (km) và $P_i$ là công suất truyền tải (MW).
- Phương pháp mật độ dòng điện kinh tế ($J_{\text{kt}}$): Chọn tiết diện dây dẫn theo biểu thức $F_{\text{kt}} = \frac{I_{\max}}{J_{\text{kt}}}$, kết hợp kiểm tra các điều kiện kỹ thuật bắt buộc gồm vầng quang điện tích ($F \ge 70\text{ mm}^2$ ở cấp 110 kV), điều kiện phát nóng phát nhiệt dây dẫn ($I_{\max} \le k_{\text{hc}} I_{\text{cp}}$ với hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ $k_{\text{hc}} = 0,88$ ứng với nhiệt độ môi trường $t = 25^\circ\text{C}$), và độ sụt áp.
- Hàm chi phí tính toán kinh tế hàng năm ($Z$): Đánh giá so sánh phương án theo hàm chi phí quy năm $Z = a_{\text{tc}} K + Y \rightarrow \min$, trong đó $a_{\text{tc}} = 0,125$ (hệ số hiệu quả định mức của vốn đầu tư); $a_{\text{vh}} = 0,04$ (đối với đường dây); $a_{\text{vht}} = 0,1$ (đối với trạm biến áp); giá tổn thất điện năng $C = 1.800\text{ đồng/kWh}$.
- Thời gian tổn thất công suất lớn nhất ($\tau$): Tính theo công thức $\tau = (0,124 + T_{\max} \cdot 10^{-4})^2 \cdot 8.760\text{ (giờ)}$. Với $T_{\max} = 5.418\text{ giờ}$, tính được $\tau = 3.883,21\text{ giờ}$.
Phương pháp nghiên cứu:
- Phương pháp phân tích – tổng hợp và mô hình hóa sơ đồ thay thế hệ thống điện (sơ đồ mạng hình $\Pi$ cho đường dây và sơ đồ hình $\Gamma$ cho máy biến áp).
- Phương pháp giải tích tính toán trào lưu công suất, tổn thất công suất tác dụng ($\Delta P$), tổn thất công suất phản kháng ($\Delta Q$), tổn thất điện áp ($\Delta U$) và tổn thất điện năng ($\Delta A$).
- Phương pháp tối ưu hóa kinh tế – kỹ thuật so sánh đa phương án nối dây.
Nguồn dữ liệu:
Số liệu thông số kỹ thuật, bảng giá dây dẫn, bảng máy biến áp và thiết bị phân phối được trích xuất từ các tài liệu tham khảo chính thức: Sổ tay tra cứu thiết bị điện từ 0,4 đến 500 kV (Ngô Hồng Quang), Thiết kế các mạng và hệ thống điện (Nguyễn Văn Đạm), và Giáo trình Lưới điện.
Thiết kế kỹ thuật và cấu trúc hệ thống
Hệ thống lưới điện thiết kế được xây dựng dựa trên các thông số đầu vào của nguồn và 5 trạm biến áp hạ áp:
| Phụ tải |
Loại hộ tiêu thụ |
Công suất cực đại $P_{\max}$ (MW) |
Hệ số công suất $\cos\varphi$ |
Công suất toàn phần $S_{\max}$ (MVA) |
Chiều dài từ nguồn $L$ (km) |
| Trạm 1 |
Loại I |
45 |
0,9 |
50,00 |
28,28 |
| Trạm 2 |
Loại III |
31 |
0,9 |
34,44 |
25,00 |
| Trạm 3 |
Loại I |
48 |
0,9 |
53,33 |
48,48 |
| Trạm 4 |
Loại I |
39 |
0,9 |
43,33 |
25,00 |
| Trạm 5 |
Loại I |
38 |
0,9 |
42,22 |
39,05 |
| Tổng cộng |
— |
201 |
— |
223,32 |
— |
Cấu trúc kỹ thuật của hệ thống:
- Dây dẫn: Lựa chọn loại dây nhôm lõi thép (AC) có độ bền cơ học cao và khả năng dẫn điện tốt (sử dụng các tiết diện tiêu chuẩn AC-70, AC-95, AC-240).
- Trạm biến áp: Các trạm phụ tải loại I (Trạm 1, 3, 4, 5) trang bị 02 máy biến áp ba pha hai cuộn dây kiểu TDH-32000/110 (công suất định mức 32 MVA/máy, điện áp $115/22\text{ kV}$ hoặc $115/10,5\text{ kV}$, điện áp ngắn mạch $U_{\text{n}}% = 10,5%$, tổn thất không tải $\Delta P_0 = 35\text{ kW}$, tổn thất ngắn mạch $\Delta P_{\text{n}} = 120\text{ kW}$, dòng không tải $I_0% = 0,75%$). Trạm phụ tải loại III (Trạm 2) trang bị 01 máy biến áp TDH-25000/110 (công suất định mức 25 MVA).
- Sơ đồ nối điện chính: Phía cao áp của các trạm biến áp loại I sử dụng sơ đồ cầu trong nhằm đảm bảo độ tin cậy và linh hoạt khi đóng cắt; Trạm 2 sử dụng sơ đồ bộ đường dây – máy biến áp để tiết kiệm chi phí thiết bị đóng cắt. Thanh cái trạm nguồn sử dụng sơ đồ hệ thống hai thanh góp có dao cách ly phân đoạn và máy cắt liên lạc.
Nội dung chính theo từng chương
Chương I: Phân tích và đề xuất phương án cho lưới điện
Tác giả phân tích đặc tính của nguồn và các hộ tiêu thụ. Do nguồn có công suất vô cùng lớn, điện áp trên thanh góp nguồn được giữ ổn định ở mức $U_{\text{cực đại}} = 1,1 U_{\text{đm}} = 121\text{ kV}$ và $U_{\text{cực tiểu}} = 1,05 U_{\text{đm}} = 115\text{ kV}$. Các phụ tải 1, 3, 4, 5 là hộ loại I nên bắt buộc cấp điện bằng đường dây mạch kép lộ kép hoặc mạch vòng kín có dự phòng 100%. Phụ tải 2 là hộ loại III được cấp điện bằng lộ đơn.
Kết quả tính toán cân bằng công suất sơ bộ:
- Cân bằng công suất tác dụng: Tổng công suất phụ tải $\sum P_{\text{pt}} = 201\text{ MW}$; dự tính tổn thất công suất tác dụng trong mạng $\Delta P_{\text{mđ}} = 5% \sum P_{\text{pt}} = 10,05\text{ MW}$; tổng công suất phát yêu cầu của nguồn là $P_{\text{yc}} = 211,05\text{ MW}$.
- Cân bằng công suất phản kháng: Tổng công suất phản kháng phụ tải $\sum Q_{\text{pt}} = 97,15\text{ MVAr}$; tổn thất phản kháng trên biến áp $\Delta Q_{\text{ba}} = 5% \sum Q_{\text{pt}} = 4,85\text{ MVAr}$; tổng công suất phản kháng yêu cầu $\sum Q_{\text{yc}} = 102\text{ MVAr}$. Nguồn phát có $\cos\varphi = 0,85$ có khả năng phát ra $\sum Q_{\text{F}} = 201 \times \tan(\arccos 0,85) = 113,427\text{ MVAr} > \sum Q_{\text{yc}} = 102\text{ MVAr}$. Do đó, toàn hệ thống không cần lắp đặt thiết bị bù công suất phản kháng.
Tác giả đề xuất 3 phương án đi dây:
- Phương án 1: Mạng hình tia toàn bộ (các đường dây kép đi từ nguồn N đến tải 1, 3, 4, 5 và đường dây đơn đến tải 2).
- Phương án 2: Mạng kết hợp mạch kín vòng (nguồn – 1 – 3 – nguồn) và mạch liên thông phân nhánh (nguồn – 4 – 2 – 5).
- Phương án 3: Mạng hình tia cải tiến kết hợp phân nhánh tối ưu khoảng cách (N-1 kép, N-3 kép, N-4 kép, N-5 kép và liên lạc 2-5).
Chương II: Tính toán kỹ thuật
Tác giả áp dụng công thức Still, tính toán điện áp kinh tế cho các tuyến dao động trong khoảng $59,1\text{ kV} \div 110\text{ kV}$, từ đó lựa chọn cấp điện áp định mức thống nhất toàn mạng là $U_{\text{đm}} = 110\text{ kV}$.
Với mật độ dòng điện kinh tế $J_{\text{kt}} = 1,1\text{ A/mm}^2$, tiết diện dây dẫn của từng đoạn mạch trên các phương án được xác định và kiểm tra kỹ thuật:
- Phương án 1 sử dụng dây AC-95 (cho đoạn N-1), AC-240 (cho đoạn N-2, N-3, N-4, N-5). Độ sụt áp lớn nhất ở chế độ bình thường là $\Delta U_{\text{bt}\max} = 7,14% < 10%$, và chế độ sau sự cố là $\Delta U_{\text{sc}\max} = 14,28% < 20%$.
- Phương án 2 qua tính toán phân bố công suất phát hiện điểm phân công suất tại nút 3 và nút 4. Sử dụng dây AC-70, AC-95 và AC-240; tổn thất điện áp sau sự cố lớn nhất đạt $8,06% < 20%$.
- Phương án 3 kiểm tra đường dây 2-5 (AC-240) và N-5 (2xAC-240), sụt áp sau sự cố lớn nhất là $\Delta U_{\text{sc}} = 7,9% < 20%$.
Tất cả 3 phương án đều đạt tiêu chuẩn kỹ thuật về vầng quang ($F \ge 70\text{ mm}^2$), phát nóng ($I_{\max} \le 0,88 I_{\text{cp}}$) và sụt áp.
Chương III: Tính toán chỉ tiêu kinh tế
Chương này thực hiện so sánh kinh tế chi tiết giữa 3 phương án dựa trên bảng giá chuẩn của dây dẫn ($10^6\text{ đồng/km}$: AC-70 giá 208; AC-95 giá 283; AC-120 giá 354; AC-150 giá 403; AC-185 giá 441; AC-240 giá 500):
| Chỉ tiêu kinh tế |
Phương án 1 |
Phương án 2 |
Phương án 3 |
| Tổng vốn đầu tư đường dây $K_{\text{d}}$ ($10^9$ đồng) |
35,70 |
38,20 |
31,24 |
| Tổn thất công suất tác dụng $\Delta P$ (MW) |
4,56 |
5,80 |
5,20 |
| Tổn thất điện năng hàng năm $\Delta A$ (MWh) |
17.785 |
22.522 |
20.192 |
| Chi phí tính toán hàng năm $Z$ ($10^9$ đồng) |
36,44 |
45,10 |
39,50 |
Dựa trên kết quả so sánh, Phương án 3 có vốn đầu tư ban đầu thấp nhất ($K_{\text{d}} = 31,24 \times 10^9\text{ đồng}$), cấu trúc vận hành linh hoạt và chi phí quy năm hợp lý nhất, do đó được chọn làm phương án tối ưu để thiết kế chi tiết ở các chương sau.
Chương IV: Lựa chọn số lượng, công suất máy biến áp và sơ đồ nối điện chính
Tác giả lựa chọn dung lượng máy biến áp theo điều kiện quá tải sự cố $k_{\text{qt}} = 1,4$:
- Với trạm có 2 máy biến áp (hộ loại I): $S_{\text{đmB}} \ge \frac{S_{\max}}{1,4 \cdot (n-1)} = \frac{S_{\max}}{1,4}$.
- Trạm 1 ($S_{\max} = 50\text{ MVA}$): $S_{\text{đmB}} \ge 35,71\text{ MVA} \rightarrow$ Chọn 02 máy TDH-32000/110.
- Trạm 3 ($S_{\max} = 53,33\text{ MVA}$), Trạm 4 ($S_{\max} = 43,33\text{ MVA}$), Trạm 5 ($S_{\max} = 42,22\text{ MVA}$): Đều chọn 02 máy TDH-32000/110 cho mỗi trạm.
- Trạm 2 ($S_{\max} = 34,44\text{ MVA}$, loại III): Chọn 01 máy TDH-25000/110.
Tổng số lượng máy biến áp toàn mạng gồm 08 máy 32 MVA và 01 máy 25 MVA. Sơ đồ trạm sử dụng hệ thống hai thanh góp tại nguồn, sơ đồ cầu trong tại các trạm 1, 3, 4, 5 và sơ đồ khối đường dây – máy biến áp tại trạm 2.
Chương V: Phân tích các chế độ điển hình của hệ thống điện và điều chỉnh điện áp
Tác giả thành lập sơ đồ thay thế chính xác gồm điện trở, điện kháng và dung dẫn của đường dây kết hợp với tổn thất sắt $\Delta P_0, \Delta Q_0$ và tổn thất đồng $\Delta P_{\text{cu}}, \Delta Q_{\text{cu}}$ của máy biến áp để tính trào lưu công suất:
- Chế độ cực đại ($U_{\text{nguồn}} = 121\text{ kV}$): Tổng công suất yêu cầu tại thanh cái nguồn là $\dot{S}{\text{N}} = 175,67 + j 82,4\text{ MVA}$. Nguồn phát có khả năng cung cấp $P{\text{ng}} = 175,67\text{ MW}$ và $Q_{\text{ng}} = 108,87\text{ MVAr} > 82,4\text{ MVAr} \rightarrow$ Đảm bảo cân bằng, không cần bù.
- Chế độ cực tiểu ($U_{\text{nguồn}} = 115\text{ kV}$): Tổng công suất yêu cầu tại thanh cái nguồn là $\dot{S}{\text{N}} = 130,48 + j 50,19\text{ MVA}$. Khả năng phát của nguồn là $Q{\text{ng}} = 80,86\text{ MVAr} > 50,19\text{ MVAr} \rightarrow$ Đảm bảo cân bằng.
- Chế độ sau sự cố ($U_{\text{nguồn}} = 121\text{ kV}$, đứt một mạch lộ kép): Tổng công suất yêu cầu tại nguồn là $\dot{S}{\text{N}} = 114,71 + j 70,13\text{ MVA}$; khả năng phát của nguồn là $Q{\text{ng}} = 71,09\text{ MVAr} > 70,13\text{ MVAr} \rightarrow$ Hệ thống vận hành an toàn.
Chương VI: Tính toán phương thức điều chỉnh điện áp tại các nút
Tính toán điện áp nút trên thanh góp cao áp ($U_i$) và hạ áp quy đổi ($U_{i\text{H}}$) tại các trạm ở cả 3 chế độ vận hành:
| Trạm |
$U_i$ Cực đại (kV) |
$U_{i\text{H}}$ Cực đại (kV) |
$U_i$ Cực tiểu (kV) |
$U_{i\text{H}}$ Cực tiểu (kV) |
$U_i$ Sự cố (kV) |
$U_{i\text{H}}$ Sự cố (kV) |
| Trạm 1 |
120,74 |
115,33 |
114,73 |
111,75 |
120,49 |
110,85 |
| Trạm 2 |
120,87 |
117,60 |
114,86 |
114,62 |
— |
— |
| Trạm 3 |
120,85 |
116,97 |
114,84 |
112,07 |
120,71 |
112,86 |
| Trạm 4 |
120,82 |
118,04 |
114,81 |
112,65 |
120,64 |
113,88 |
| Trạm 5 |
120,78 |
116,85 |
114,77 |
111,74 |
120,56 |
111,57 |
Tác giả tính toán chọn nấc phân áp cho các máy biến áp điều chỉnh dưới tải (dải điều chỉnh $\pm 9 \times 1,78% U_{\text{cđm}}$):
- Ở chế độ cực đại: Trạm 1 chọn nấc 3 ($U_{\text{tc}} = 121,14\text{ kV}$, $dU% = 4,7%$); Trạm 3 chọn nấc 4 ($U_{\text{tc}} = 123,18\text{ kV}$, $dU% = 4,4%$); Trạm 4 chọn nấc 5 ($U_{\text{tc}} = 125,23\text{ kV}$, $dU% = 3,6%$); Trạm 5 chọn nấc 4 ($U_{\text{tc}} = 123,18\text{ kV}$, $dU% = 4,3%$).
- Ở chế độ cực tiểu: Các trạm chọn nấc 2 ($U_{\text{tc}} = 119,094\text{ kV}$, $dU% \in [3,2%; 4,0%]$).
- Ở chế độ sau sự cố: Các trạm chọn nấc 1 hoặc nấc 2 ($U_{\text{tc}} = 117,04\text{ kV} \div 119,094\text{ kV}$, $dU% \in [3,4%; 4,8%]$).
Kết quả cho thấy độ lệch điện áp tại tất cả các trạm đều nằm gọn trong phạm vi cho phép $\pm 5%$.
Chương VII: Tính toán giá thành tải điện
Tác giả tổng hợp toàn bộ các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện thiết kế:
- Vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp ($K_{\text{t}}$): $133,4 \times 10^9\text{ đồng}$ (Trạm 1, 3, 4, 5 có chi phí $29,7 \times 10^9\text{ đồng/trạm}$; Trạm 2 chi phí $15,6 \times 10^9\text{ đồng}$).
- Vốn đầu tư đường dây ($K_{\text{d}}$): $35,7 \times 10^9\text{ đồng}$ (hoặc giá trị theo phương án tối ưu).
- Tổng vốn đầu tư toàn mạng ($K$): $K = K_{\text{d}} + K_{\text{t}} = 169,1 \times 10^9\text{ đồng}$ (theo biểu thức tính suất đầu tư lấy mốc $161,1 \times 10^9\text{ đồng}$).
- Tổn thất công suất tác dụng toàn mạng: $\Delta P_{\text{toàn mạng}} = \Delta P_{\text{d}} + \Delta P_0 + \Delta P_{\text{B}} = 4,56 + 0,986 + 0,57 = 6,11\text{ MW}$ (tương đương $3,03%$ tổng công suất phụ tải $201\text{ MW}$).
- Tổn thất điện năng hàng năm: $\Delta A = 19.781,2\text{ MWh}$ (tương đương $1,8%$ tổng điện năng tiêu thụ cả năm $A = 1.089.018\text{ MWh}$).
- Chi phí vận hành hàng năm ($Y$): $Y = 0,04 K_{\text{d}} + 0,1 K_{\text{t}} + \Delta A \cdot C = 50,37 \times 10^9\text{ đồng}$ (ghi nhận trong công thức tính là $5,03 \cdot 10^{10}\text{ đồng}$).
- Giá thành truyền tải điện năng ($Y_A$): $Y_A = \frac{Y}{A} = \frac{5,03 \cdot 10^{10}}{1.089.018 \cdot 10^3} \approx 46,2\text{ đồng/kWh}$.
- Suất vốn đầu tư xây dựng trên 1 MW công suất phụ tải cực đại ($k_0$): $k_0 = \frac{K}{P_{\max}} = \frac{161,1 \cdot 10^9}{201} \approx 801,4 \cdot 10^6\text{ đồng/MW}$.
Kết quả và đóng góp
Các kết quả chính:
- Thiết lập hoàn chỉnh cấu hình mạng điện 110 kV gồm 5 nhánh cấp điện với tổng công suất tải 201 MW, giải quyết triệt để yêu cầu cung cấp điện an toàn liên tục cho 4 cụm phụ tải loại I và 1 cụm phụ tải loại III.
- Xác định tổn thất công suất tác dụng toàn hệ thống ở mức 6,11 MW (3,03%) và tổn thất điện năng ở mức 19.781,2 MWh (1,8%), đạt tiêu chuẩn vận hành kinh tế của lưới truyền tải khu vực.
- Chứng minh hệ thống tự cân bằng công suất phản kháng ở cả 3 chế độ (cực đại, cực tiểu, sau sự cố) do lượng $Q$ phát từ nguồn luôn lớn hơn tổng lượng $Q$ yêu cầu và tổn thất, giúp tiết kiệm chi phí đầu tư tụ bù.
- Đưa ra bảng tra cứu nấc phân áp chi tiết cho từng trạm biến áp ở các chế độ tải, khống chế độ lệch điện áp trong giới hạn nghiêm ngặt từ $3,2%$ đến $4,8%$ (đạt tiêu chuẩn Thông tư 39/2015/TT-BCT).
- Tính toán đầy đủ các chỉ số tài chính vận hành với giá thành truyền tải $46,2\text{ đồng/kWh}$ và suất đầu tư $801,4\text{ triệu đồng/MW}$.
Giải pháp kỹ thuật đề xuất:
- Sử dụng kết hợp dây dẫn AC-70, AC-95 và AC-240 tối ưu theo mật độ dòng điện kinh tế $J_{\text{kt}} = 1,1\text{ A/mm}^2$.
- Lắp đặt máy biến áp điều chỉnh dưới tải (TDH-32000/110) kết hợp sơ đồ cầu trong cho các trạm quan trọng để nâng cao độ linh hoạt vận hành.
Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp
Hạn chế được ghi nhận từ phạm vi đề tài:
- Đồ án giả thiết hệ thống nguồn có công suất vô cùng lớn với tần số không đổi ($f = 50\text{ Hz}$), bỏ qua tổng công suất tự dùng và công suất dự trữ hệ thống ($\sum P_{\text{td}} = 0, \sum P_{\text{dt}} = 0$).
- Giả thiết các sự cố không xếp chồng và chỉ xét trường hợp sự cố điển hình là đứt một mạch của đường dây lộ kép trong chế độ phụ tải cực đại, chưa khảo sát sự cố ngắn mạch nhiều pha hoặc sự cố thanh cái trạm.
- Mô hình tính toán điện áp nút ban đầu quy ước điện áp tất cả các nút bằng điện áp định mức danh định ($U = 110\text{ kV}$) trước khi lặp hiệu chỉnh.
Hướng nghiên cứu mở rộng:
- Mở rộng tính toán chế độ ngắn mạch và lựa chọn các khí cụ điện đóng cắt (máy cắt, dao cách ly, thanh dẫn, biến dòng, biến điện áp) cho toàn bộ các trạm biến áp.
- Ứng dụng các thuật toán tối ưu hóa trào lưu công suất phi tuyến (Newton-Raphson, Gauss-Seidel) và phần mềm chuyên dụng (PSS/E, PowerWorld) để mô phỏng động hệ thống khi có xét đến sự phát triển phụ tải trong tương lai.
Giá trị tham khảo
Tài liệu là nguồn tham khảo trực tiếp cho:
- Sinh viên chuyên ngành Kỹ thuật Điện, Hệ thống Điện, Thiết bị Điện tại các trường đại học kỹ thuật khi thực hiện Đồ án môn học Thiết kế Lưới điện hoặc Đồ án Tốt nghiệp.
- Kỹ sư thiết kế điện cần tài liệu mẫu chuẩn mực về các bước tính toán cân bằng công suất, lựa chọn cấp điện áp bằng công thức Still, tính chọn tiết diện dây theo $J_{\text{kt}}$, lựa chọn dung lượng máy biến áp có xét quá tải sự cố, và thuật toán chọn nấc phân áp máy biến áp điều chỉnh dưới tải.
- Phần đáng tham khảo nhất là Chương V và Chương VI với bảng số liệu chi tiết về thông số trào lưu công suất, tổn thất đường dây, sơ đồ thay thế và phương pháp chọn nấc điều chỉnh điện áp từng bước.
Câu hỏi thường gặp
1. Vì sao hệ thống thiết kế không cần lắp đặt tụ bù công suất phản kháng?
Theo tính toán ở Chương I và Chương V, tại chế độ cực đại, tổng công suất phản kháng yêu cầu của phụ tải và tổn thất biến áp là $\sum Q_{\text{yc}} = 102\text{ MVAr}$. Trong khi đó, nguồn điện có $\cos\varphi = 0,85$ phát ra lượng công suất phản kháng là $\sum Q_{\text{F}} = 113,427\text{ MVAr}$ (ở chế độ cực đại chính xác nguồn cấp $108,87\text{ MVAr} > 82,4\text{ MVAr}$). Do công suất phản kháng phát ra từ nguồn luôn lớn hơn lượng yêu cầu ở cả chế độ cực đại, cực tiểu và sau sự cố, mạng điện không cần bù công suất phản kháng.
2. Tiêu chuẩn nào được áp dụng để chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra điều kiện kỹ thuật trong đồ án?
Tiết diện dây dẫn được chọn sơ bộ theo phương pháp mật độ dòng điện kinh tế ($J_{\text{kt}} = 1,1\text{ A/mm}^2$ ứng với dây AC và $T_{\max} = 4.500\text{ giờ}$). Sau đó, dây dẫn bắt buộc phải thỏa mãn 3 điều kiện kiểm tra: (1) Điều kiện vầng quang ($F \ge 70\text{ mm}^2$ với cấp 110 kV); (2) Điều kiện phát nóng cho phép ở chế độ làm việc bình thường và chế độ sau sự cố đứt một dây lộ kép ($I_{\max} \le 0,88 I_{\text{cp}}$); (3) Tiêu chuẩn tổn thất điện áp cho phép ($\Delta U_{\text{bt}\max} \le 10%$ và $\Delta U_{\text{sc}\max} \le 20%$).
3. Vì sao các trạm phụ tải 1, 3, 4, 5 lại sử dụng 02 máy biến áp công suất 32 MVA cùng sơ đồ cầu trong?
Các phụ tải 1, 3, 4, 5 thuộc hộ loại I – nhóm phụ tải đặc biệt quan trọng, yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện cao và dự phòng 100%. Mỗi trạm được bố trí 02 máy biến áp TDH-32000/110 làm việc song song để khi 1 máy gặp sự cố, máy còn lại với hệ số quá tải $k_{\text{qt}} = 1,4$ vẫn đảm bảo cấp điện cho toàn bộ phụ tải cực đại ($S_{\text{đmB}} \ge S_{\max}/1,4$). Sơ đồ cầu trong được lựa chọn vì phù hợp với các trạm có đường dây dài, máy biến áp ít phải đóng cắt, giúp tối ưu hóa số lượng máy cắt cao áp và đảm bảo tính liên tục cấp điện.
4. Tổng mức đầu tư xây dựng mạng điện và giá thành truyền tải điện năng được tính toán là bao nhiêu?
Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện là $K = 169,1 \times 10^9\text{ đồng}$ (trong đó vốn đầu tư trạm biến áp chiếm $133,4 \times 10^9\text{ đồng}$, vốn xây dựng đường dây chiếm $35,7 \times 10^9\text{ đồng}$). Suất đầu tư trên 1 MW phụ tải cực đại đạt $801,4\text{ triệu đồng/MW}$. Giá thành truyền tải điện năng hàng năm xác định được là $46,2\text{ đồng/kWh}$ trên tổng sản lượng điện tiêu thụ $1.089.018\text{ MWh/năm}$.
Kết luận
Đồ án môn học "Thiết kế lưới điện" của sinh viên Nguyễn Minh Quang đã giải quyết đầy đủ và có hệ thống các bài toán kỹ thuật truyền tải điện năng cho mạng lưới khu vực 110 kV gồm 5 trạm phụ tải với tổng công suất 201 MW. Thông qua các bước tính toán trào lưu công suất, lựa chọn thiết bị, phân tích chế độ vận hành và tối ưu hóa kinh tế quy năm, tác giả đã chứng minh tính khả thi của phương án đi dây kết hợp máy biến áp điều chỉnh dưới tải. Các kết quả tính toán về độ sụt áp, tổn thất điện năng (1,8%) và giá thành truyền tải ($46,2\text{ đồng/kWh}$) đều đáp ứng đầy đủ các tiêu chuẩn kỹ thuật hiện hành của ngành điện lực. Công trình là tài liệu mẫu mực, có giá trị học thuật và ứng dụng cao cho sinh viên ngành Kỹ thuật Điện trong quá trình học tập và làm đồ án chuyên ngành.
