Giới thiệu dự án

Sự phát triển mạnh mẽ của các khu công nghiệp và đô thị hóa tại Việt Nam đặt ra thách thức lớn đối với hạ tầng năng lượng, đặc biệt là lưới điện truyền tải và phân phối khu vực. Theo quy hoạch điện lực quốc gia, tổn thất điện năng trên lưới truyền tải cần được khống chế dưới mức 6%, đồng thời chất lượng điện áp và độ tin cậy cung cấp điện ($SAIDI$, $SAIFI$) phải đáp ứng tiêu chuẩn nghiêm ngặt theo Thông tư 39/2015/TT-BCT và Thông tư 30/2019/TT-BCT của Bộ Công Thương.

Đồ án "Thiết kế lưới điện khu vực" do sinh viên Lê Hồng Văn (Khoa Kỹ thuật Điện, Trường Đại học Điện Lực) thực hiện giải quyết bài toán thiết kế hệ thống lưới điện truyền tải $110/22\text{ kV}$ cấp điện cho 5 cụm phụ tải công nghiệp - dân dụng với tổng công suất cực đại $\sum P_{max} = 165\text{ MW}$ từ một nguồn hệ thống công suất vô cùng lớn ($U_{HT} = 1,1 U_{đm}$ ở chế độ phụ tải cực đại và sự cố; $U_{HT} = 1,05 U_{đm}$ ở chế độ cực tiểu).

graph TD
    HT["Nút nguồn Hệ thống (HT)<br/>Uđm = 110 kV, cosφ = 0.85"] -->|2xAC-95, L=52.2km| PT1["Phụ tải 1 (Loại I)<br/>36 MW / 40 MVA - 2xTPDH-32000"]
    HT -->|2xAC-95, L=51.0km| PT2["Phụ tải 2 (Loại I)<br/>31 MW / 34.44 MVA - 2xTPDH-25000"]
    HT -->|AC-95, L=61.0km| PT3["Phụ tải 3 (Loại III)<br/>37 MW / 41.11 MVA - 1xTPDH-40000"]
    HT -->|2xAC-70, L=36.0km| PT4["Phụ tải 4 (Loại I)<br/>27 MW / 30 MVA - 2xTPDH-25000"]
    HT -->|2xAC-95, L=29.2km| PT5["Phụ tải 5 (Loại I)<br/>34 MW / 37.78 MVA - 2xTPDH-32000"]

Mục tiêu dự án

  1. Cân bằng công suất toàn diện: Xác định chính xác cân bằng công suất tác dụng ($P$) và công suất phản kháng ($Q$), tính toán dung lượng bù để nâng cao hệ số công suất $\cos\varphi \ge 0,9$.
  2. Xây dựng và so sánh đa phương án cấu trúc mạng: Đề xuất 3 cấu trúc đi dây (Hình tia, Liên thông, Mạch vòng kín), phân tích kỹ thuật - kinh tế để lựa chọn phương án tối ưu.
  3. Lựa chọn thiết bị và cấu hình trạm: Chọn dây dẫn theo mật độ dòng điện kinh tế ($J_{kt}$), lựa chọn máy biến áp (MBA) hạ áp $110/22\text{ kV}$, thiết kế sơ đồ nối dây phía cao và hạ áp.
  4. Kiểm tra chế độ xác lập và điều chỉnh điện áp: Đánh giá mạng điện trong các chế độ: cực đại ($S_{max}$), cực tiểu ($S_{min}$), và sự cố nặng nề nhất ($N-1$), tối ưu hóa đầu phân áp MBA.

Phạm vi và giới hạn

  • Phạm vi kỹ thuật: Lưới điện truyền tải khu vực cấp điện áp $110\text{ kV}$, mạng phân phối thứ cấp $22\text{ kV}$, 5 nút phụ tải với bán kính cấp điện từ $25\text{ km}$ đến $61\text{ km}$.
  • Giới hạn nghiên cứu: Không xét bù công suất phản kháng cục bộ tại thanh cái $22\text{ kV}$ do nguồn hệ thống có khả năng phát $Q_{HT} = 102,3\text{ MVAr} > Q_{y/c} = 91,9\text{ MVAr}$; bỏ qua chi phí giải phóng mặt bằng chi tiết trong hàm kinh tế.

Phân tích và thiết kế giải pháp

Phân tích hiện trạng và yêu cầu kỹ thuật

Các phụ tải trong khu vực mang tính chất hỗn hợp với 4 phụ tải loại I (yêu cầu cấp điện liên tục, dự phòng $100%$, ngừng điện gây thiệt hại nghiêm trọng) và 1 phụ tải loại III.

Tiêu chí Mạng hình tia (Phương án 1) Mạng liên thông (Phương án 2) Mạng mạch vòng (Phương án 3)
Độ tin cậy ($N-1$) Cao (đường dây kép lộ song song) Trung bình (phụ thuộc thanh cái trung gian) Rất cao (nguồn cấp 2 phía)
Bảo vệ Rơle Đơn giản, phân đoạn rõ ràng Phức tạp hơn ở trạm rẽ nhánh Rất phức tạp (định hướng công suất, so lệch dọc)
Vốn đầu tư ($K_đ$) $89.195 \times 10^6\text{ VNĐ}$ $94.183 \times 10^6\text{ VNĐ}$ $92.980 \times 10^6\text{ VNĐ}$
Tổn thất điện năng ($\Delta A$) $29.098,44\text{ MWh/năm}$ $31.014,76\text{ MWh/năm}$ $28.438,78\text{ MWh/năm}$
Chi phí tính toán ($Z$) $15.602,5 \times 10^6\text{ VNĐ}$ (Tối ưu) $16.632,4 \times 10^6\text{ VNĐ}$ $15.714,0 \times 10^6\text{ VNĐ}$

Phân loại yêu cầu theo MoSCoW

  • Must have: Cung cấp điện liên tục cho phụ tải loại I khi đứt 1 mạch; độ lệch điện áp bình thường $\Delta U_{bt}% \le 10%$, sự cố $\Delta U_{sc}% \le 20%$.
  • Should have: Tối thiểu hóa hàm chi phí tính toán quy năm $Z = (a_{vh} + a_{tc}) K_đ + \Delta A \cdot c \to \min$.
  • Could have: Ứng dụng máy biến áp có bộ điều áp dưới tải (OLTC) dải điều chỉnh $\pm 9 \times 1,78%$.
  • Won't have: Xây dựng trạm trung gian $220/110\text{ kV}$ do trạm nguồn hệ thống đã cung ứng đủ công suất định mức.

Thiết kế hệ thống

+-------------------------------------------------------------------------+
|                  TRẠM NGUỒN HỆ THỐNG 110 kV                            |
|        Sơ đồ hai hệ thống thanh góp có máy cắt liên lạc (MCLL)          |
+-------------------------------------------------------------------------+
       |               |               |               |             |
  (2xAC-95)       (2xAC-95)        (AC-95)        (2xAC-70)     (2xAC-95)
   L=52.2km        L=51.0km        L=61.0km        L=36.0km      L=29.2km
       |               |               |               |             |
       v               v               v               v             v
+--------------+ +--------------+ +--------------+ +--------------+ +--------------+
|   TBA 1      | |   TBA 2      | |   TBA 3      | |   TBA 4      | |   TBA 5      |
| 2xTPDH-32000 | | 2xTPDH-25000 | | 1xTPDH-40000 | | 2xTPDH-25000 | | 2xTPDH-32000 |
| Sơ đồ Cầu    | | Sơ đồ Cầu    | | Sơ đồ Cầu    | | Sơ đồ Cầu    | | Sơ đồ Cầu    |
| ngoài (110kV)| | ngoài (110kV)| | ngoài (110kV)| | ngoài (110kV)| | ngoài (110kV)|
+--------------+ +--------------+ +--------------+ +--------------+ +--------------+

Tiêu chuẩn kỹ thuật và chủng loại thiết bị

  • Cấp điện áp: Định mức $U_{đm} = 110\text{ kV}$, hạ áp $U_h = 22\text{ kV}$.
  • Dây dẫn: Dây nhôm lõi thép AC (TCVN 5064-1994 / IEC 61089) gồm các quy cách AC-70 ($r_0=0,45,\Omega/\text{km}$), AC-95 ($r_0=0,33,\Omega/\text{km}$), AC-185 ($r_0=0,17,\Omega/\text{km}$).
  • Máy biến áp: Kiểu TPDH ba pha hai cuộn dây ngâm dầu, điều áp dưới tải:
    • Phụ tải 1, 5: $2 \times \text{TPDH-32000/110}$ ($S_{đm} = 32\text{ MVA}$, $\Delta P_N = 145\text{ kW}$, $\Delta P_0 = 35\text{ kW}$, $U_k% = 10,5%$).
    • Phụ tải 2, 4: $2 \times \text{TPDH-25000/110}$ ($S_{đm} = 25\text{ MVA}$, $\Delta P_N = 120\text{ kW}$, $\Delta P_0 = 29\text{ kW}$, $U_k% = 10,5%$).
    • Phụ tải 3: $1 \times \text{TPDH-40000/110}$ ($S_{đm} = 40\text{ MVA}$, $\Delta P_N = 170\text{ kW}$, $\Delta P_0 = 42\text{ kW}$, $U_k% = 10,5%$).

Phương pháp luận tính toán

Quy trình thiết kế tuân thủ tiêu chuẩn Quy phạm trang bị điện (11-TCN-18-2006) kết hợp phương pháp giải tích dòng công suất xác lập:

[Phân tích phụ tải] -> [Cân bằng công suất P, Q] -> [Chọn cấp điện áp kinh tế]
         |
         v
[Vạch 3 phương án nối dây] -> [Tính tiết diện dây theo Jkt] -> [Kiểm tra Isc, ΔU%]
         |
         v
[Tính toán Kinh tế Z -> Chọn PA1] -> [Chọn MBA & Sơ đồ trạm] -> [Tính toán chế độ Max, Min, Sự cố]
         |
         v
[Chọn đầu phân áp OLTC] -> [Tổng hợp chỉ tiêu KT-KT hoàn chỉnh]

Quá trình triển khai và Kết quả tính toán

Thuật toán và mô hình tính toán chi tiết

# Script thuật toán tính chọn tiết diện dây và kiểm tra kinh tế kỹ thuật
import math

def calculate_transmission_line(P, cos_phi, length, n_circuits, U_dm=110, J_kt=1.1):
    # 1. Tính công suất biểu kiến S (MVA)
    Q = P * math.tan(math.acos(cos_phi))
    S = math.sqrt(P**2 + Q**2)
    
    # 2. Dòng điện cực đại bình thường I_max (A)
    I_max = (S * 1000) / (math.sqrt(3) * n_circuits * U_dm)
    
    # 3. Tiết diện kinh tế F_kt (mm2)
    F_kt = I_max / J_kt
    
    # 4. Dòng điện sự cố đứt 1 mạch I_sc (A)
    I_sc = 2 * I_max if n_circuits == 2 else I_max
    
    return {"S_max": S, "I_max": I_max, "F_kt": F_kt, "I_sc": I_sc}

# Ví dụ cho đoạn HT-1 (P=36MW, cos_phi=0.9, n=2 mạch)
ht1_res = calculate_transmission_line(P=36, cos_phi=0.9, length=52.2, n_circuits=2)
# Kết quả: S_max = 40.0 MVA, I_max = 104.97 A, F_kt = 95.43 mm2 -> Chọn 2xAC-95

1. Công thức lựa chọn tiết diện theo mật độ dòng điện kinh tế ($J_{kt}$)

$$F_{kt} = \frac{I_{max}}{J_{kt}} = \frac{S_{max}}{\sqrt{3} \cdot n \cdot U_{đm} \cdot J_{kt}}$$ Với dây nhôm lõi thép AC, thời gian sử dụng công suất lớn nhất $T_{max} = 4808\text{ h} \in (3000, 5000\text{ h})$, tra bảng quy chuẩn có $J_{kt} = 1,1\text{ A/mm}^2$.

2. Kiểm tra điều kiện phát nóng khi sự cố ($N-1$)

Khi đứt 1 mạch trên đường dây kép, dòng điện chạy trên mạch còn lại tăng gấp đôi: $$I_{sc} = 2 \cdot I_{max} \le I_{cp}$$ Đoạn HT-1: $I_{sc} = 2 \times 104,97\text{ A} = 209,95\text{ A} < I_{cp(AC-95)} = 330\text{ A}$ (Thỏa mãn phát nóng).

3. Kiểm tra tổn thất điện áp cho phép

$$\Delta U_{bt}% = \frac{P \cdot R + Q \cdot X}{U_{đm}^2} \times 100 \le 10%$$ $$\Delta U_{sc}% = 2 \cdot \Delta U_{bt}% \le 20%$$ Đoạn HT-1: $$\Delta U_{HT-1(bt)}% = \frac{36 \times 17,23 + 17,44 \times 22,39}{110^2} \times 100 = 8,35% < 10%$$ $$\Delta U_{HT-1(sc)}% = 2 \times 8,35% = 16,70% < 20%$$

4. Tính toán tổn thất điện năng và chi phí tính toán quy năm

Thời gian tổn thất công suất lớn nhất: $$\tau = (0,124 + T_{max} \cdot 10^{-4})^2 \times 8760 = (0,124 + 4808 \cdot 10^{-4})^2 \times 8760 = 3201,16\text{ h}$$ Hàm chi phí tính toán kinh tế quy năm: $$Z = (a_{vh} + a_{tc}) \cdot K_đ + \Delta A \cdot c$$ Trong đó: $a_{vh} = 0,04$ (hệ số vận hành đường dây); $a_{tc} = 0,125$ (hệ số thu hồi vốn, $T_{tc} = 8\text{ năm}$); $c = 1500\text{ VNĐ/kWh}$.

Bảng tổng hợp kiểm tra chế độ vận hành (Phương án 1)

Đoạn đường dây Dây dẫn Chiều dài ($L$) $R$ ($\Omega$) $X$ ($\Omega$) $I_{sc}$ (A) $I_{cp}$ (A) $\Delta U_{bt}%$ $\Delta U_{sc}%$ Tổn thất $\Delta P$ (MW) Tổn thất $\Delta A$ (MWh)
HT - 1 2xAC-95 $52,2\text{ km}$ $17,23$ $22,39$ $209,95$ $330$ $8,35%$ $16,70%$ $2,28$ $7.298,64$
HT - 2 2xAC-95 $51,0\text{ km}$ $16,83$ $21,88$ $180,79$ $330$ $7,03%$ $14,05%$ $1,65$ $5.287,62$
HT - 3 1xAC-95 $61,0\text{ km}$ $20,13$ $26,17$ $215,78$ $330$ $8,86%$ $17,72%$ $2,81$ $9.009,49$
HT - 4 2xAC-70 $36,0\text{ km}$ $16,20$ $15,84$ $157,46$ $255$ $5,33%$ $10,65%$ $1,20$ $3.860,96$
HT - 5 2xAC-95 $29,2\text{ km}$ $9,64$ $12,53$ $198,28$ $330$ $4,41$ $8,82%$ $1,14$ $3.641,73$
Tổng cộng - $229,4\text{ km}$ - - - - Max 8,86% Max 17,72% $9,08\text{ MW}$ $29.098,44$

Tính toán chế độ điều chỉnh điện áp tại thanh cái trạm hạ áp

Để duy trì điện áp trên thanh cái $22\text{ kV}$ của các trạm luôn đạt yêu cầu theo quy chuẩn (dao động không quá $\pm 5%$), các máy biến áp được chọn nấc phân áp phù hợp cho từng chế độ:

Trạm biến áp Loại MBA Nấc phân áp Cực đại ($S_{max}$) $U_{h}$ thực tế ($S_{max}$) Nấc phân áp Cực tiểu ($S_{min}$) $U_{h}$ thực tế ($S_{min}$) Nấc phân áp Sự cố ($N-1$) $U_{h}$ thực tế (Sự cố)
TBA 1 2xTPDH-32000 $+1 \times 1,78%$ ($111,96\text{ kV}$) $22,85\text{ kV}$ ($+3,86%$) $+5 \times 1,78%$ ($119,79\text{ kV}$) $22,12\text{ kV}$ ($+0,54%$) $-2 \times 1,78%$ ($106,08\text{ kV}$) $22,34\text{ kV}$ ($+1,54%$)
TBA 2 2xTPDH-25000 $+2 \times 1,78%$ ($113,92\text{ kV}$) $22,68\text{ kV}$ ($+3,09%$) $+6 \times 1,78%$ ($121,75\text{ kV}$) $22,08\text{ kV}$ ($+0,36%$) $-1 \times 1,78%$ ($108,04\text{ kV}$) $22,41\text{ kV}$ ($+1,86%$)
TBA 3 1xTPDH-40000 $+1 \times 1,78%$ ($111,96\text{ kV}$) $22,76\text{ kV}$ ($+3,45%$) $+5 \times 1,78%$ ($119,79\text{ kV}$) $22,05\text{ kV}$ ($+0,22%$) $-3 \times 1,78%$ ($104,12\text{ kV}$) $22,18\text{ kV}$ ($+0,81%$)
TBA 4 2xTPDH-25000 $+3 \times 1,78%$ ($115,88\text{ kV}$) $22,74\text{ kV}$ ($+3,36%$) $+7 \times 1,78%$ ($123,71\text{ kV}$) $22,15\text{ kV}$ ($+0,68%$) $+1 \times 1,78%$ ($111,96\text{ kV}$) $22,38\text{ kV}$ ($+1,72%$)
TBA 5 2xTPDH-32000 $+4 \times 1,78%$ ($117,84\text{ kV}$) $22,80\text{ kV}$ ($+3,63%$) $+8 \times 1,78%$ ($125,67\text{ kV}$) $22,20\text{ kV}$ ($+0,90%$) $+2 \times 1,78%$ ($113,92\text{ kV}$) $22,55\text{ kV}$ ($+2,50%$)

Đổi mới và Đóng góp kỹ thuật

  1. Tối ưu hóa đa tiêu chí Kinh tế - Kỹ thuật:
    • Thay vì chỉ chọn dây dẫn theo mật độ dòng điện kinh tế truyền thống, đồ án tích hợp kiểm tra đồng thời giới hạn phát nóng dòng ngắn hạn sự cố và biên độ sụt áp động học.
    • Tiết kiệm $6,2% \text{ vốn đầu tư}$ so với Phương án 2 và giảm $0,71% \text{ chi phí tính toán quy năm}$ so với Phương án 3.
  2. Cấu hình sơ đồ trạm tinh gọn (Sơ đồ cầu ngoài):
    • Các trạm hạ áp được thiết kế theo sơ đồ cầu ngoài (Bridge Scheme), giúp giảm thiểu số lượng máy cắt cao áp $110\text{ kV}$ đắt tiền nhưng vẫn đảm bảo khả năng tự động đóng nguồn dự phòng ($ATS$) khi có sự cố trên 1 mạch đường dây.
  3. Phối hợp điều chỉnh điện áp linh hoạt:
    • Ứng dụng dải điều áp dưới tải của MBA $110\text{ kV}$ kết hợp với biểu đồ điện áp nguồn $U_{HT}$ biến thiên theo tải ($1,1 U_{đm} \to 1,05 U_{đm}$), giải quyết triệt để bài toán quá điện áp ban đêm khi phụ tải xuống cực tiểu và sụt áp giờ cao điểm.

Ứng dụng thực tế và Triển khai

Khả năng ứng dụng và mở rộng

  • Khu công nghiệp tập trung: Thiết kế phù hợp cho các phụ tải sản xuất công nghiệp nặng, khu công nghệ cao yêu cầu chuẩn điện năng khắt khe (phụ tải loại I).
  • Lộ trình mở rộng công suất: Trạm nguồn sử dụng sơ đồ 2 hệ thống thanh góp có máy cắt liên lạc cho phép mở rộng thêm các xuất tuyến $110\text{ kV}$ mới mà không cần cắt điện toàn trạm.

Phân tích hiệu quả kinh tế (ROI)

  • Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện: $K_đ = 89,195 \times 10^9\text{ VNĐ}$.
  • Tổn thất điện năng hàng năm: $\Delta A = 29.098,44\text{ MWh}$, tương đương chi phí tổn thất $43,65 \times 10^9\text{ VNĐ/năm}$.
  • Thời gian hoàn vốn tiêu chuẩn: $T_{tc} = 8\text{ năm}$ ($a_{tc} = 0,125$), bảo đảm an toàn tài chính cho doanh nghiệp phân phối và truyền tải điện lực.

Hạn chế và Hướng phát triển

Hạn chế kỹ thuật

  • Chưa tích hợp nguồn năng lượng tái tạo phân tán (Điện mặt trời mái nhà công nghiệp, điện gió khu vực) vào mô hình tính toán dòng trào lưu công suất.
  • Tính toán tổn thất mới dừng ở tần số cơ bản $50\text{ Hz}$, chưa phân tích ảnh hưởng của sóng hài bậc cao do các phụ tải biến tần công nghiệp gây ra.

Hướng phát triển đề xuất

  • Ứng dụng phần mềm chuyên dụng: Mô phỏng kiểm chứng lại trên phần mềm PSS/E, ETAP hoặc PowerWorld để đánh giá độ ổn định quá độ và dòng ngắn mạch ba pha ($I_N^{(3)}$).
  • Hiện đại hóa lưới điện (Smart Grid): Tích hợp hệ thống SCADA/EMS, thiết bị đo lường góc pha đồng bộ ($PMU$) và hệ thống tự động hóa trạm biến áp theo tiêu chuẩn IEC 61850.

Đối tượng hưởng lợi

  • Sinh viên ngành Kỹ thuật Điện/Hệ thống điện: Tài liệu tham khảo chuẩn mực về phương pháp luận, các bước tính toán thiết kế đồ án lưới điện và đồ án tốt nghiệp.
  • Kỹ sư thiết kế điện: Cung cấp bộ thông số thực tế về dây dẫn AC, máy biến áp TPDH và phương pháp lựa chọn nấc phân áp thực nghiệm.
  • Đơn vị quản lý vận hành (Công ty Điện lực/Truyền tải điện): Mô hình tham chiếu để đánh giá tổn thất kỹ thuật và xây dựng phương án vận hành kinh tế lưới điện khu vực.

Câu hỏi thường gặp (FAQ)

1. Tại sao phụ tải loại I bắt buộc phải cấp điện bằng đường dây kép hoặc mạch vòng?

Phụ tải loại I là các hộ tiêu thụ điện đặc biệt quan trọng (nhà máy hóa chất, luyện kim, bệnh viện, an ninh quốc phòng), khi mất điện sẽ gây nguy hiểm tính mạng hoặc thiệt hại kinh tế đặc biệt lớn. Cấu trúc đường dây kép hoặc mạch vòng đảm bảo tính dự phòng $N-1$, khi một đoạn đường dây bị sự cố, mạch còn lại lập tức gánh toàn bộ phụ tải thông qua thiết bị tự động đóng nguồn dự trữ ($ATS$) mà không làm gián đoạn sản xuất.

2. Tiêu chuẩn chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng điện kinh tế ($J_{kt}$) có ưu điểm gì so với chọn theo dòng phát nóng cho phép ($I_{cp}$)?

Chọn theo $J_{kt}$ là phương pháp cân bằng giữa chi phí đầu tư ban đầu ($K_đ$) và chi phí tổn thất điện năng trong suốt vòng đời vận hành ($Z \to \min$). Nếu chỉ chọn theo $I_{cp}$, tiết diện dây sẽ nhỏ hơn, giảm vốn đầu tư ban đầu nhưng tổn thất công suất ($\Delta P = I^2 R$) và sụt áp sẽ rất lớn, dẫn đến chi phí vận hành hàng năm tăng vọt.

3. Khi nào cần phải đặt tụ bù tĩnh ($Q_b$) tại các trạm biến áp trung gian?

Cần đặt tụ bù khi tổng công suất phản kháng do nguồn cung cấp không đáp ứng đủ công suất phản kháng yêu cầu của phụ tải và tổn thất trong mạng ($Q_{HT} < Q_{y/c}$), hoặc khi hệ số công suất tại nút phụ tải thấp hơn quy định ($\cos\varphi < 0,9$). Trong đồ án này, do $Q_{HT} = 102,3\text{ MVAr} > Q_{y/c} = 91,9\text{ MVAr}$ nên không cần bù cưỡng bức.

4. Sơ đồ cầu ngoài có ưu điểm gì tại các trạm biến áp hạ áp $110/22\text{ kV}$?

Sơ đồ cầu ngoài bố trí máy cắt ở phía đường dây và sử dụng cầu dao cách ly phân đoạn phía máy biến áp. Ưu điểm là giảm số lượng máy cắt đắt tiền, rất thích hợp cho các đường dây dài có xác suất sự cố đường dây lớn hơn sự cố máy biến áp, giúp thao tác cô lập đoạn đường dây sự cố nhanh chóng.

5. Ý nghĩa của việc thay đổi nấc phân áp dưới tải (OLTC) trên máy biến áp?

Bộ điều áp dưới tải cho phép chuyển đổi nấc phân áp của cuộn cao mà không cần cắt điện máy biến áp. Điều này giúp bù trừ tổn thất điện áp biến thiên liên tục giữa chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu, giữ điện áp thanh cái thứ cấp $22\text{ kV}$ luôn ổn định trong dải độ lệch cho phép $\pm 5% U_{đm}$.

Kết luận

Đồ án "Thiết kế lưới điện khu vực" của sinh viên Lê Hồng Văn đã hoàn thành xuất sắc toàn bộ khối lượng tính toán kỹ thuật - kinh tế theo đúng quy chuẩn ngành điện lực Việt Nam. Bản thiết kế không chỉ khẳng định tính ưu việt của Phương án 1 (Mạng hình tia lộ kép) với chi phí tính toán quy năm tối ưu $Z = 15.602,5 \times 10^6\text{ VNĐ}$ và tổn thất điện áp cực đại chỉ $8,86%$ ở chế độ bình thường, mà còn cung cấp giải pháp vận hành chi tiết thông qua việc tối ưu hóa các nấc phân áp MBA. Đây là tài liệu kỹ thuật có giá trị ứng dụng cao cho công tác đào tạo và tham khảo thực tiễn trong ngành kỹ thuật hệ thống điện.