Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu

Đồ án môn học "Thiết kế lưới điện" (Đề tài số 13) được thực hiện bởi sinh viên Nguyễn Hữu Hải dưới sự hướng dẫn của ThS. Đỗ Thị Loan, thuộc chuyên ngành Hệ thống điện, ngành Công nghệ Kỹ thuật điện, điện tử tại Trường Đại học Điện lực (tháng 11 năm 2022). Nhiệm vụ trọng tâm của đồ án là thiết kế một hệ thống mạng điện truyền tải và phân phối khu vực nhằm vận chuyển công suất từ một nguồn điện có công suất vô cùng lớn đến 5 trung tâm phụ tải tập trung.

Mục tiêu nghiên cứu bao gồm việc xây dựng các phương án đi dây khả thi, lựa chọn cấp điện áp vận hành, xác định quy cách dây dẫn, tính chọn máy biến áp cho các trạm hạ áp và phân tích chế độ vận hành xác lập. Trên cơ sở đó, đồ án so sánh các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật để chọn ra phương án tối ưu, đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục và đạt tiêu chuẩn chất lượng điện áp.

Hệ thống nhiệm vụ nghiên cứu được văn bản phân định thành 7 nội dung chính:

  1. Cân bằng công suất tác dụng, công suất phản kháng và đề xuất các phương án nối dây sơ bộ.
  2. Tính chọn tiết diện dây dẫn theo phương pháp mật độ dòng điện kinh tế và kiểm tra điều kiện kỹ thuật.
  3. Tính toán các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật để lựa chọn phương án nối dây tối ưu.
  4. Lựa chọn số lượng, công suất máy biến áp và sơ đồ nối điện chính cho các trạm.
  5. Tính toán các chế độ xác lập của hệ thống (phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và chế độ sau sự cố).
  6. Tính toán điện áp các nút và xác định đầu phân áp điều chỉnh điện áp trong mạng điện.
  7. Đánh giá các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật tổng hợp của lưới điện thiết kế.

Đối tượng nghiên cứu là lưới điện khu vực cấp điện áp 110/22 kV, bao gồm các đường dây truyền tải trên không và hệ thống trạm biến áp phân phối. Phạm vi không gian được xác định trên sơ đồ tọa độ địa lý dạng lưới ô vuông (kích thước mỗi ô 10x10 km), khoảng cách truyền tải từ nguồn đến các phụ tải dao động từ 36,05 km đến 60,82 km. Phạm vi thông số vận hành gồm nguồn điện có hệ số công suất $\cos\varphi = 0,85$; điện áp thanh cái nguồn cực đại và sau sự cố là $U_A = 1,1 U_{đm}$, cực tiểu là $U_A = 1,05 U_{đm}$. Phụ tải điện gồm 5 nút với tổng công suất tác dụng cực đại $P_{max} = 152\text{ MW}$, hệ số công suất $\cos\varphi = 0,9$, tỉ lệ $P_{min}/P_{max} = 0,72$, thời gian sử dụng công suất lớn nhất $T_{max} = 5208\text{ h/năm}$, cấp điện áp thứ cấp 22 kV và đều có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Về độ tin cậy, phụ tải 1, 2, 3, 5 thuộc hộ loại I (đòi hỏi cấp điện liên tục, dự phòng 100%), riêng phụ tải 4 thuộc hộ loại III.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp

Tác giả thiết lập bài toán thiết kế dựa trên các nguyên lý kỹ thuật hệ thống điện và phương pháp tính toán kinh tế - kỹ thuật truyền thống:

  • Cân bằng công suất: Cân bằng công suất tác dụng xác định theo công thức $\sum P_F = \sum P_{yc} = m \cdot \sum P_{pt} + \sum \Delta P_{mđ} + \sum P_{td} + \sum P_{dt}$, trong đó giả thiết hệ số đồng thời $m = 1$, công suất tự dùng $P_{td} = 0$, dự trữ $P_{dt} = 0$ và tổn thất sơ bộ trên lưới $\sum \Delta P_{mđ} = 5% \sum P_{pt}$. Cân bằng công suất phản kháng xác định theo $\sum Q_F = \sum P_F \cdot \tan\varphi_F$ và $\sum Q_{yc} = m \cdot \sum Q_{pt} + \sum \Delta Q_{ba}$.
  • Công thức kinh nghiệm Still: Dùng để ước lượng và tính chọn cấp điện áp định mức cho từng phân đoạn đường dây: $U_i = 4,34 \sqrt{L_i + 16 \frac{P_i}{n}}$ (với $L_i$ là chiều dài đoạn dây tính bằng km, $P_i$ là công suất truyền tải tính bằng MW, $n$ là số mạch).
  • Phương pháp mật độ dòng kinh tế ($J_{kt}$): Xác định tiết diện dây dẫn theo biểu thức $F_{tt} = I_{lvmax} / J_{kt}$. Với dây nhôm lõi thép (AC) có $T_{max} = 5208\text{ h} > 5000\text{ h}$, mật độ dòng chuẩn quy định $J_{kt} = 1,0\text{ A/mm}^2$.
  • Tiêu chuẩn kiểm tra kỹ thuật: Kiểm tra điều kiện tổn thất vầng quang điện và độ bền cơ học ($F \ge 70\text{ mm}^2$ cho lưới 110 kV); kiểm tra điều kiện phát nóng sau sự cố ($I_{sc} = 2 I_{lvmax} \le I_{cp}$); tiêu chuẩn tổn thất điện áp cho phép bình thường $\Delta U_{max,bt}% \le 10%$ và sau sự cố $\Delta U_{max,sc}% \le 15%$.
  • Phương pháp hàm chi phí tính toán quy năm ($Z$): Dùng làm tiêu chuẩn so sánh kinh tế giữa các phương án đáp ứng kỹ thuật: $Z = (a_{vh} + a_{tc})K + \Delta A \cdot c$, trong đó hệ số vận hành $a_{vh} = 0,04$, hệ số hiệu quả vốn đầu tư $a_{tc} = 0,125$, đơn giá tổn thất điện năng $c = 1500\text{ đồng/kWh}$. Thời gian tổn thất công suất lớn nhất tính theo $\tau = (0,124 + T_{max} \cdot 10^{-4})^2 \cdot 8760$.
  • Đánh giá vận hành kinh tế máy biến áp: Sử dụng công thức công suất giới hạn $S_{gh} = S_{đm} \sqrt{\frac{\Delta P_0}{\Delta P_n}}$ để quyết định số lượng máy biến áp vận hành trong chế độ phụ tải cực tiểu.
  • Tính toán chế độ xác lập và điều chỉnh điện áp: Sử dụng mô hình sơ đồ thay thế hình $\pi$ cho đường dây và sơ đồ tổng trở đẳng xạ cho máy biến áp, quy đổi điện áp các nút về phía cao áp và lựa chọn đầu phân áp theo yêu cầu điều chỉnh điện áp thứ cấp: $U_{ycmax} = 22 + 5% \cdot 22 = 23,1\text{ kV}$, $U_{ycmin} = 22,0\text{ kV}$.

Nguồn dữ liệu tính toán được trích xuất từ dữ liệu đề bài số 13, bảng suất vốn đầu tư đường dây 110 kV trên cột bê tông cốt thép, bảng thông số dây nhôm lõi thép AC và bảng tra thông số kỹ thuật máy biến áp lực 110/22 kV kiểu TPDH.

Thiết kế và triển khai

Hệ thống lưới điện được thiết kế bao gồm các thành phần cấu trúc và trang thiết bị kỹ thuật đồng bộ:

  • Cấu hình mạng truyền tải: Sau khi phân tích 4 mô hình đi dây (hình tia, mạch vòng, liên thông và hỗn hợp), đồ án chọn cấu hình liên thông (Phương án 3). Cấu hình này sử dụng các đường dây lộ kép đi từ nguồn NĐ đến trạm 1 (N-1), trạm 2 (N-2), trạm 3 (N-3), trạm 5 (N-5) và một lộ đơn liên thông rẽ từ trạm 2 sang trạm 4 (đoạn 2-4).
  • Hệ thống dây dẫn: Toàn bộ tuyến đường dây 110 kV trên không sử dụng dây dẫn nhôm lõi thép AC, bao gồm các loại tiết diện định hình: AC-120 ($r_0 = 0,25,\Omega/\text{km}, x_0 = 0,363,\Omega/\text{km}, I_{cp} = 380\text{ A}$), AC-95 ($r_0 = 0,31,\Omega/\text{km}, x_0 = 0,37,\Omega/\text{km}, I_{cp} = 330\text{ A}$) và AC-70 ($r_0 = 0,42,\Omega/\text{km}, x_0 = 0,381,\Omega/\text{km}, I_{cp} = 265\text{ A}$).
  • Trạm biến áp hạ áp 110/22 kV: Lựa chọn tổng cộng 9 máy biến áp ba pha hai cuộn dây có điều chỉnh dưới tải kiểu TPDH, thông số điện áp định mức 115/22 kV, $U_k% = 10,5%$, phạm vi điều chỉnh đầu phân áp $\pm 9 \times 1,78%$:
    • Trạm 1 và Trạm 2: Mỗi trạm lắp đặt 2 máy biến áp TPDH-32000/110 ($S_{đm} = 32\text{ MVA}, \Delta P_0 = 35\text{ kW}, \Delta P_n = 145\text{ kW}$).
    • Trạm 3 và Trạm 5: Mỗi trạm lắp đặt 2 máy biến áp TPDH-25000/110 ($S_{đm} = 25\text{ MVA}, \Delta P_0 = 29\text{ kW}, \Delta P_n = 120\text{ kW}$).
    • Trạm 4: Lắp đặt 1 máy biến áp TPDH-16000/110 ($S_{đm} = 16\text{ MVA}, \Delta P_0 = 21\text{ kW}, \Delta P_n = 85\text{ kW}$).
  • Sơ đồ nối điện: Phía thanh cái 110 kV của trạm nguồn áp dụng sơ đồ hai hệ thống thanh góp có máy cắt liên lạc (MCLL) nhằm tăng cường tính linh hoạt khi vận hành và sửa chữa. Các trạm hạ áp hộ loại I sử dụng sơ đồ cầu (cầu ngoài cho các đường dây có chiều dài dưới 70 km, cầu trong cho các đường dây dài hơn 70 km). Hộ loại III (Trạm 4) sử dụng sơ đồ đường dây - máy biến áp đơn giản.
  • Kiểm tra và kiểm chuẩn kỹ thuật: Các phân đoạn lưới đều được thẩm tra qua chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sự cố đứt một mạch lộ kép. Tất cả dây dẫn thỏa mãn điều kiện phát nóng ($I_{sc} < I_{cp}$), điều kiện vầng quang ($F \ge 70\text{ mm}^2$), độ sụt áp sau sự cố của phương án chọn đạt $9,06%$, nằm trong giới hạn cho phép ($< 15%$).

Nội dung chính theo từng chương

Chương 1: Cân bằng công suất và đề xuất các phương án nối dây

Chương 1 tiến hành cân bằng công suất trên toàn hệ thống và định hình mạng lưới. Tổng công suất tác dụng yêu cầu của 5 phụ tải là $152\text{ MW}$, tổn thất công suất sơ bộ trong mạng chiếm 5% ($7,6\text{ MW}$), nâng tổng công suất tác dụng nguồn cần cấp lên $159,6\text{ MW}$. Với hệ số công suất của các phụ tải $\cos\varphi = 0,9$ ($\tan\varphi = 0,484$), tổng công suất phản kháng tiêu thụ là $73,56\text{ MVAr}$ (cụ thể: $Q_1 = 19,36\text{ MVAr}$; $Q_2 = 15,97\text{ MVAr}$; $Q_3 = 15,004\text{ MVAr}$; $Q_4 = 9,68\text{ MVAr}$; $Q_5 = 13,55\text{ MVAr}$).

Phụ tải $P_{max}$ (MW) $\cos\varphi$ $\tan\varphi$ $Q_{pt}$ (MVAr) Cấp điện áp thứ cấp (kV) Loại hộ phụ tải
Phụ tải 1 40 0,9 0,484 19,36 22 Hộ loại I
Phụ tải 2 33 0,9 0,484 15,97 22 Hộ loại I
Phụ tải 3 31 0,9 0,484 15,004 22 Hộ loại I
Phụ tải 4 20 0,9 0,484 9,68 22 Hộ loại III
Phụ tải 5 28 0,9 0,484 13,55 22 Hộ loại I
Tổng cộng 152 - - 73,56 - -

Tác giả đề xuất 4 phương án nối dây: Phương án 1 (mạng hình tia), Phương án 2 (mạng mạch vòng kín), Phương án 3 (mạng liên thông) và Phương án 4 (mạng hỗn hợp). Áp dụng công thức Still cho thấy điện áp tính toán của các phân đoạn nằm trong khoảng $45,47\text{ kV} \div 104,99\text{ kV}$, thuộc dải quy chuẩn $40 \div 170\text{ kV}$, do đó cấp điện áp định mức $U_{đm} = 110\text{ kV}$ được xác lập cho toàn bộ lưới truyền tải.

Chương 2: Tính chọn tiết diện dây dẫn

Áp dụng mật độ dòng kinh tế $J_{kt} = 1,0\text{ A/mm}^2$, chương 2 tính toán tiết diện định danh, chọn quy cách dây AC và thực hiện kiểm tra kỹ thuật cho cả 4 phương án:

  • Phương án 1 (hình tia): Tuyến N-1, N-2, N-4 dùng dây AC-120; tuyến N-3, N-5 dùng dây AC-95. Tổn thất điện áp bình thường cực đại $\Delta U_{btmax} = 3,43% \le 10%$, tổn thất điện áp sự cố cực đại $\Delta U_{scmax} = 6,86% \le 15%$. Phương án 1 đáp ứng hoàn toàn tiêu chuẩn kỹ thuật.
  • Phương án 2 (mạch vòng): Tuyến N-1, N-4 dùng AC-120; N-2, N-3 dùng AC-185; 2-3 dùng AC-70. Khi gặp sự cố ngừng đoạn N-3, tổn thất điện áp vọt lên $\Delta U_{scmax} = 25,86% > 15%$. Phương án 2 bị loại do không đạt yêu cầu kỹ thuật.
  • Phương án 3 (liên thông): Tuyến N-1, N-2 dùng AC-120; N-3 dùng AC-95; đoạn rẽ 2-4 và N-5 dùng AC-70. Tổn thất điện áp lớn nhất ở chế độ bình thường là $5,36% \le 10%$, chế độ sự cố là $9,06% \le 15%$. Phương án 3 đạt tiêu chuẩn kỹ thuật.
  • Phương án 4 (hỗn hợp): Tuyến N-1 dùng AC-240; N-2, N-3 dùng AC-185; 1-5 dùng AC-95; 2-3 dùng AC-70; N-4 dùng AC-120. Tổn thất điện áp khi sự cố đạt $25,86% > 15%$. Phương án 4 bị loại.

Chương 3: Tính toán chỉ tiêu kinh tế và chọn phương án tối ưu

Chương 3 so sánh kinh tế giữa hai phương án khả thi kỹ thuật là Phương án 1 và Phương án 3. Với thời gian sử dụng công suất lớn nhất $T_{max} = 5208\text{ h}$, thời gian tổn thất công suất cực đại tính được là $\tau = 3641,7\text{ giờ}$. Dựa trên bảng suất giá đầu tư cho đường dây 110 kV trên cột bê tông cốt thép, chi phí xây dựng và tổn thất điện năng được xác định chi tiết:

Chỉ tiêu so sánh kinh tế - kỹ thuật Phương án 1 (Hình tia) Phương án 3 (Liên thông)
Tổn thất điện áp bình thường cực đại $\Delta U_{btmax}%$ 3,43% 5,36%
Tổn thất điện áp sự cố cực đại $\Delta U_{scmax}%$ 6,86% 9,06%
Vốn đầu tư đường dây $K$ ($10^6$ đồng) 111.927,02 90.938,05
Tổn thất công suất tác dụng cực đại $\Delta P_{max}$ (MW) 3,43 2,88
Tổn thất điện năng hàng năm $\Delta A$ (MWh) 12.492,47 10.489,93
Hàm chi phí tính toán quy năm $Z$ ($10^9$ đồng) 37,2 30,7

Phương án 3 có hàm chi phí quy năm nhỏ hơn ($30,7 \cdot 10^9\text{ đồng}$ so với $37,2 \cdot 10^9\text{ đồng}$), đồng thời vốn đầu tư đường dây tiết kiệm được hơn 20,98 tỷ đồng và tổn thất công suất tác dụng thấp hơn (2,88 MW so với 3,43 MW). Do đó, Phương án 3 được chọn làm phương án thiết kế chính thức.

Chương 4: Lựa chọn máy biến áp và sơ đồ

Căn cứ vào phụ tải cực đại và yêu cầu dự phòng quá tải cho phép 40% ($k_{qt} = 1,4$) trong chế độ sự cố đối với trạm có 2 máy biến áp ($S_{đm} \ge S_{max} / 1,4$), tác giả lựa chọn danh mục máy biến áp cho các trạm hạ áp:

  • Phụ tải 1 ($S_{max} = 44,43\text{ MVA}$): Chọn 2 máy TPDH-32000/110.
  • Phụ tải 2 ($S_{max} = 36,66\text{ MVA}$): Chọn 2 máy TPDH-32000/110.
  • Phụ tải 3 ($S_{max} = 34,44\text{ MVA}$): Chọn 2 máy TPDH-25000/110.
  • Phụ tải 4 ($S_{max} = 10,72\text{ MVA}$): Chọn 1 máy TPDH-16000/110.
  • Phụ tải 5 ($S_{max} = 31,11\text{ MVA}$): Chọn 2 máy TPDH-25000/110.
Chủng loại máy biến áp Số lượng $S_{đm}$ (MVA) $U_{cdm}/U_{hdm}$ (kV) $\Delta P_n$ (kW) $\Delta P_0$ (kW) $U_k%$ $I_0%$
TPDH-16000/110 01 16 115/22 85 21 10,5 0,85
TPDH-25000/110 04 25 115/22 120 29 10,5 0,80
TPDH-32000/110 04 32 115/22 145 35 10,5 0,75

Về sơ đồ nối điện trạm, phía nguồn 110 kV dùng hệ thống hai thanh góp có máy cắt liên lạc. Các trạm phụ tải loại I sử dụng sơ đồ cầu trong hoặc cầu ngoài tùy theo chiều dài tuyến đường dây và tần suất đóng cắt máy biến áp.

Chương 5: Tính chế độ xác lập

Chương này tính toán dòng công suất và sụt áp trên các phân đoạn lưới qua 3 chế độ vận hành:

  • Chế độ phụ tải cực đại: Công suất yêu cầu trên thanh góp 110 kV là $\dot{S}{yc} = 132,82 + j88,38\text{ MVA}$ (tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây là 2,89 MW, trong máy biến áp là 0,5 MW). Nguồn điện với $\cos\varphi = 0,85$ cung cấp công suất phản kháng tối đa $Q{cc} = 132,82 \cdot \tan(\arccos 0,85) = 82,34\text{ MVAr} < 88,38\text{ MVAr}$. Tác giả kết luận lưới điện bị thiếu hụt công suất phản kháng và bắt buộc phải lắp đặt thiết bị bù (tụ bù hoặc máy bù đồng bộ).
  • Chế độ phụ tải cực tiểu ($P_{min} = 0,72 P_{max}$): Kiểm tra điều kiện vận hành kinh tế máy biến áp theo công suất giới hạn: trạm máy 32 MVA có $S_{gh} = 22,23\text{ MVA} < S_{pt1} (31,27\text{ MVA})$ và $S_{pt2} (30,10\text{ MVA})$; trạm máy 25 MVA có $S_{gh} = 17,38\text{ MVA} < S_{pt3} (24,80\text{ MVA})$ và $S_{pt5} (17,39\text{ MVA})$. Do phụ tải cực tiểu tại tất cả các trạm đều lớn hơn công suất giới hạn, toàn bộ các trạm tiếp tục vận hành song song 2 máy biến áp mà không cắt bớt. Tổng công suất yêu cầu là $\dot{S}{yc} = 93,67 + j59,11\text{ MVA}$, trong khi nguồn chỉ cấp được $Q{cc} = 58,07\text{ MVAr}$, vẫn thiếu hụt công suất phản kháng.
  • Chế độ sau sự cố: Giả thiết đứt một mạch lộ kép khi phụ tải cực đại, tổng công suất yêu cầu tại thanh cái nguồn tăng lên $\dot{S}_{yc} = 136,22 + j106,77\text{ MVA}$ (tổng tổn thất công suất đường dây tăng lên 6,51 MW).

Chương 6: Tính điện áp các nút và điều chỉnh điện áp trong mạng điện

Thanh góp nguồn 110 kV được chọn làm nút cơ sở ($U_{cs} = 121\text{ kV}$ trong chế độ cực đại và sau sự cố; $U_{cs} = 115\text{ kV}$ trong chế độ cực tiểu). Điện áp tại thanh góp hạ áp các trạm quy về phía cao áp trong chế độ cực tiểu đạt từ $112,64\text{ kV}$ đến $113,7\text{ kV}$ (Trạm 1: 112,65 kV; Trạm 2: 112,64 kV; Trạm 3: 113,21 kV; Trạm 4: 113,7 kV; Trạm 5: 113,04 kV).

Do phụ tải có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, điện áp yêu cầu phía 22 kV được quy định: chế độ cực đại $U_{ycmax} = 23,1\text{ kV}$ ($dU_{max}% = +5%$), chế độ cực tiểu $U_{ycmin} = 22,0\text{ kV}$ ($dU_{min}% = 0%$) và sau sự cố $dU_{sc}% = 0 \div 5%$. Tác giả tính toán và lựa chọn nấc điều chỉnh đầu phân áp dưới tải của các máy biến áp TPDH ($\pm 9 \times 1,78%$) nhằm đảm bảo điện áp thực tế trên thanh góp 22 kV đáp ứng yêu cầu kỹ thuật quy định.

Chương 7: Tính các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của lưới điện

Chương cuối tổng hợp toàn bộ các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện thiết kế, bao gồm: xác định vốn đầu tư xây dựng đường dây và các trạm biến áp tăng/hạ áp, tính toán tổn thất công suất tác dụng và tổn thất điện năng hàng năm, chi phí vận hành thường kỳ, giá thành truyền tải điện năng và suất đầu tư xây dựng tính trên 1 MW phụ tải cực đại.

Kết quả và đóng góp

Đồ án hoàn thành trọn vẹn việc thiết kế hệ thống truyền tải điện 110/22 kV với các kết quả cụ thể:

  • Xác định cấu hình lưới điện liên thông (Phương án 3) là phương án tối ưu toàn diện, đáp ứng đầy đủ tiêu chuẩn sụt áp bình thường ($5,36% \le 10%$) và sự cố ($9,06% \le 15%$), tiết kiệm vốn đầu tư đường dây $20.988,97\text{ triệu đồng}$ so với mạng hình tia và hạ thấp chi phí tính toán quy năm xuống còn $30,7 \cdot 10^9\text{ đồng}$.
  • Tuyển chọn cấu hình dây dẫn nhôm lõi thép AC-120, AC-95 và AC-70 đảm bảo không phát sinh vầng quang điện và thỏa mãn khả năng tải dòng sự cố.
  • Xác định quy mô thiết bị trạm gồm 9 máy biến áp hai cuộn dây 110/22 kV kiểu TPDH có điều chỉnh dưới tải (4 máy 32 MVA, 4 máy 25 MVA, 1 máy 16 MVA).
  • Phát hiện tình trạng thiếu hụt công suất phản kháng từ phía nguồn ở cả hai chế độ cực đại (thiếu 6,04 MVAr) và cực tiểu (thiếu 1,04 MVAr), từ đó đề xuất lắp đặt thiết bị bù phản kháng tại các trạm biến áp hạ áp.
  • Chứng minh bằng tính toán công suất giới hạn $S_{gh}$ rằng không nên cắt giảm máy biến áp nào trong chế độ phụ tải cực tiểu để đạt hiệu quả vận hành tối ưu.
  • Đề xuất phương án vận hành đầu phân áp dưới tải của máy biến áp TPDH nhằm duy trì ổn định mức điện áp lệch $+5%$ khi phụ tải cực đại và $0%$ khi phụ tải cực tiểu theo đúng quy chuẩn kỹ thuật.

Đóng góp tự thân của tác giả nằm ở việc áp dụng nhất quán một quy trình thiết kế kỹ thuật từ khâu tính toán lý thuyết, kiểm tra giới hạn vật lý (vầng quang, phát nóng, sụt áp) đến phân tích kinh tế định lượng quy năm, giải quyết bài toán cấp điện an toàn cho các phụ tải loại I có khoảng cách truyền tải lớn.

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

Các hạn chế được chỉ ra trực tiếp từ các giả thiết tính toán trong văn bản:

  • Bài toán giả thiết công suất tự dùng và công suất dự trữ của hệ thống bằng không ($P_{td} = P_{dt} = 0, Q_{td} = Q_{dt} = 0$), đồng thời coi công suất nguồn là vô cùng lớn nên chưa xét tới giới hạn công suất thực tế của nhà máy điện.
  • Tổn thất công suất tác dụng trong mạng sơ bộ được ấn định phẳng bằng 5% tổng công suất phụ tải, chưa phản ánh chính xác cấu trúc hình học của từng nhánh lưới trong bước đầu cân bằng.
  • Chế độ sự cố mới chỉ khảo sát trường hợp đơn lẻ là đứt một mạch của đường dây lộ kép trong thời điểm phụ tải cực đại, chưa khảo sát các sự cố ngắn mạch nhiều pha, chạm đất hay sự cố xếp chồng.
  • Đồ án mới chỉ dừng lại ở việc kết luận hệ thống thiếu công suất phản kháng và kiến nghị dùng tụ bù/máy bù đồng bộ, chưa tính toán dung lượng bù cụ thể và chưa tối ưu hóa vị trí đặt tụ bù trên lưới.

Hướng phát triển tiếp theo được gợi mở gồm: tính toán chính xác dung lượng và vị trí tối ưu của các dàn tụ bù tĩnh tại thanh cái 22 kV; tính toán dòng ngắn mạch chi tiết để chọn khí cụ điện (máy cắt, dao cách ly, thanh dẫn); thiết kế hệ thống bảo vệ rơle và tự động hóa cho các trạm biến áp 110 kV.

Giá trị tham khảo

Đồ án là tài liệu tham khảo trực tiếp cho sinh viên ngành Công nghệ Kỹ thuật điện, Kỹ thuật điện, Hệ thống điện khi thực hiện đồ án môn học Thiết kế mạng và hệ thống điện, đồ án tốt nghiệp hệ thống điện hoặc đồ án trạm biến áp.

Các nội dung có giá trị tham khảo cao gồm:

  • Quy trình chuẩn trong việc áp dụng công thức Still để chọn cấp điện áp và phương pháp $J_{kt}$ chọn tiết diện dây dẫn.
  • Phương pháp kiểm tra điều kiện phát nóng và tổn thất điện áp trong các chế độ sự cố phức tạp (như đứt đoạn đường dây trong mạch vòng và mạng liên thông).
  • Thuật toán so sánh kinh tế thông qua hàm chi phí quy năm $Z$, cách tra cứu và tính toán thời gian tổn thất công suất lớn nhất $\tau$.
  • Phương pháp tính toán công suất giới hạn $S_{gh}$ nhằm xác định số lượng máy biến áp vận hành kinh tế trong chế độ phụ tải cực tiểu.
  • Trình tự quy đổi điện áp và tính chọn đầu phân áp dưới tải cho máy biến áp phân phối 110/22 kV.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao Phương án 2 (mạng mạch vòng) và Phương án 4 (mạng hỗn hợp) bị loại bỏ ngay sau Chương 2?
Phương án 2 và Phương án 4 bị loại bỏ vì không thỏa mãn tiêu chuẩn kỹ thuật về tổn thất điện áp sau sự cố. Cụ thể, khi xảy ra sự cố ngừng một đoạn đường dây trọng yếu (đoạn N-3), độ sụt áp lớn nhất trên lưới vọt lên tới $25,86%$, vượt xa ngưỡng giới hạn kỹ thuật cho phép đối với chế độ sau sự cố ($\Delta U_{max,sc}% \le 15%$).

2. Tiêu chí nào giúp Phương án 3 (liên thông) được chọn thay vì Phương án 1 (hình tia) dù Phương án 1 có tổn thất điện áp thấp hơn?
Dù Phương án 1 có tổn thất điện áp bình thường thấp hơn ($3,43%$ so với $5,36%$), Phương án 3 vẫn được chọn làm phương án tối ưu dựa trên chỉ tiêu kinh tế tổng hợp. Phương án 3 có hàm chi phí tính toán hàng năm thấp hơn đáng kể ($Z = 30,7 \cdot 10^9\text{ đồng}$ so với $37,2 \cdot 10^9\text{ đồng}$ của Phương án 1), vốn đầu tư đường dây thấp hơn (tiết kiệm gần 21 tỷ đồng) và tổn thất công suất tác dụng cực đại cũng nhỏ hơn (2,88 MW so với 3,43 MW).

3. Tại sao trong chế độ phụ tải cực tiểu, các trạm biến áp không cắt bớt một máy biến áp để giảm tổn thất không tải?
Tác giả đã kiểm tra điều kiện vận hành kinh tế máy biến áp bằng cách so sánh công suất phụ tải cực tiểu $S_{pt}$ với công suất giới hạn $S_{gh} = S_{đm} \sqrt{\Delta P_0 / \Delta P_n}$. Kết quả cho thấy tại tất cả các trạm, công suất cực tiểu của phụ tải ($S_{pt1} = 31,27\text{ MVA}, S_{pt2} = 30,10\text{ MVA}, S_{pt3} = 24,80\text{ MVA}, S_{pt5} = 17,39\text{ MVA}$) đều lớn hơn công suất giới hạn tương ứng ($S_{gh} = 22,23\text{ MVA}$ và $17,38\text{ MVA}$). Do đó, việc duy trì vận hành song song cả hai máy biến áp mang lại tổn thất điện năng thấp hơn so với việc cắt bớt một máy.

4. Dữ liệu tính toán nào trong Chương 5 chứng minh hệ thống bị thiếu hụt công suất phản kháng?
Ở chế độ phụ tải cực đại, tổng công suất phản kháng yêu cầu trên thanh cái 110 kV là $Q_{yc} = 88,38\text{ MVAr}$. Tuy nhiên, với hệ số công suất của nguồn là $\cos\varphi = 0,85$ và công suất tác dụng yêu cầu là $132,82\text{ MW}$, nguồn điện chỉ có khả năng cung cấp tối đa $Q_{cc} = 132,82 \cdot \tan(\arccos 0,85) = 82,34\text{ MVAr}$. Sự chênh lệch thiếu hụt $6,04\text{ MVAr}$ (và thiếu $1,04\text{ MVAr}$ trong chế độ cực tiểu) buộc hệ thống phải lắp đặt thêm thiết bị bù phản kháng.

5. Phạm vi điều chỉnh đầu phân áp của các máy biến áp được chọn là bao nhiêu và đáp ứng yêu cầu điện áp hạ áp như thế nào?
Các máy biến áp TPDH được chọn có phạm vi điều chỉnh đầu phân áp dưới tải là $\pm 9 \times 1,78%$. Phạm vi này cho phép thay đổi tỷ số biến đổi của máy biến áp để bù đắp sụt áp trên đường dây và trong nội bộ máy biến áp, đảm bảo giữ vững điện áp trên thanh góp hạ áp 22 kV đạt mức $+5%$ ($23,1\text{ kV}$) khi phụ tải cực đại và $0%$ ($22,0\text{ kV}$) khi phụ tải cực tiểu theo đúng yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường của đề bài.

Kết luận

Đồ án môn học "Thiết kế lưới điện" của sinh viên Nguyễn Hữu Hải đã giải quyết trọn vẹn bài toán thiết kế mạng truyền tải và trạm biến áp khu vực 110/22 kV cấp điện cho 5 phụ tải với tổng công suất 152 MW. Nghiên cứu đã chứng minh tính tối ưu vượt trội của phương án nối dây liên thông (Phương án 3) về mặt chi phí tính toán quy năm ($30,7 \cdot 10^9\text{ đồng}$) và thỏa mãn mọi ràng buộc kỹ thuật khắt khe về phát nóng, vầng quang và độ sụt áp. Các kết quả tính toán chi tiết về lựa chọn 9 máy biến áp TPDH, phát hiện thiếu hụt công suất phản kháng và xác lập phương thức điều chỉnh đầu phân áp dưới tải tạo nên một giải pháp thiết kế lưới điện có tính khoa học, chuẩn xác và giá trị thực tiễn cao trong chuyên ngành Hệ thống điện.