Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu
Trong hệ thống điện, quá trình sản xuất và tiêu thụ điện năng diễn ra đồng thời, không thể tích trữ với số lượng lớn. Cùng với sự phát triển kinh tế - xã hội, nhu cầu phụ tải ngày càng tăng cao, đòi hỏi hệ thống truyền tải điện khu vực phải được thiết kế đồng bộ với các nhà máy điện. Mạng lưới truyền tải đóng vai trò trung gian chuyển tải công suất từ nguồn về các trung tâm tiêu thụ, phải đáp ứng các tiêu chuẩn kỹ thuật nghiêm ngặt về chất lượng điện áp, độ tin cậy cung cấp điện liên tục và tối ưu hóa chi phí đầu tư, vận hành.
Đồ án "Thiết kế lưới điện khu vực" do sinh viên Lê Hồng Văn (lớp D13DCN&DD2, Khoa Kỹ thuật Điện, Trường Đại học Điện lực) thực hiện dưới sự hướng dẫn của giảng viên Kiều Thị Thanh Hoa và sự hỗ trợ chuyên môn của TS. Phạm Anh Tuân. Mục tiêu của đồ án là thiết lập phương án cấp điện toàn diện cho một khu vực gồm 01 nguồn điện công suất vô cùng lớn (HT) và 05 trạm phụ tải tập trung.
Nhiệm vụ nghiên cứu và thiết kế được xác định cụ thể theo 4 nội dung chính:
- Cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng trong toàn hệ thống; lựa chọn cấp điện áp định mức phù hợp cho mạng điện truyền tải.
- Đánh giá nhu cầu bù công suất phản kháng để nâng hệ số công suất của các phụ tải lên mức tối thiểu theo quy định.
- Đề xuất 3 phương án nối dây (hình tia, liên thông phân nhánh, mạch vòng), tính toán kiểm tra kỹ thuật (phát nóng sự cố, tổn thất điện áp cho phép) và so sánh chỉ tiêu kinh tế để lựa chọn 1 phương án tối ưu.
- Lựa chọn số lượng, chủng loại máy biến áp cho các trạm hạ áp; chọn sơ đồ nối điện trạm nguồn và trạm biến áp phụ tải; tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện năng và kiểm tra các chế độ vận hành (cực đại, cực tiểu, sự cố); xác định phương thức điều chỉnh điện áp và tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện.
Đối tượng và phạm vi nghiên cứu bao gồm:
- Nguồn điện: Hệ thống điện HT có công suất vô cùng lớn, hệ số công suất $\cos\varphi = 0,85$. Điện áp trên thanh cái nguồn: ở chế độ phụ tải cực đại và sau sự cố nặng nề là $U_{HT} = 1,1 U_{đm}$; ở chế độ phụ tải cực tiểu là $U_{HT} = 1,05 U_{đm}$. Nút nguồn được chọn làm nút cân bằng công suất và nút điện áp cơ sở.
- Phụ tải điện: Gồm 5 phụ tải với tổng công suất tác dụng cực đại $\sum P_{max} = 165$ MW. Điện áp thứ cấp định mức là 22 kV. Hệ số công suất của tất cả các phụ tải đạt $\cos\varphi = 0,9$. Tỷ lệ phụ tải cực tiểu so với cực đại là $P_{min}/P_{max} = 0,74$. Thời gian sử dụng công suất lớn nhất $T_{max} = 4808$ giờ.
- Phân loại hộ tiêu thụ: Phụ tải loại 1 gồm 4 phụ tải (1, 2, 4, 5) đòi hỏi cấp điện liên tục từ hai mạch độc lập hoặc mạch vòng kín, có dự phòng tự động đóng nguồn (TĐD); phụ tải loại 3 gồm 1 phụ tải (phụ tải 3) được cấp điện bằng đường dây đơn, thời gian cho phép mất điện để sửa chữa sự cố không quá 1 ngày.
- Yêu cầu điều chỉnh điện áp: Phụ tải 4 yêu cầu điều chỉnh điện áp thường (T) với độ lệch điện áp ở chế độ cực đại $dU% \ge +2,5%$, cực tiểu $dU% \le +7,5%$, sự cố $dU% \ge -2,5%$. Phụ tải 5 yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường (KT) với độ lệch điện áp ở chế độ cực đại $dU% = +5% U_{đm}$, cực tiểu $dU% = 0% U_{đm}$, sự cố $dU% = 0 \div 5% U_{đm}$.
- Phạm vi thời gian và địa bàn: Số liệu tính toán kinh tế - kỹ thuật được xác lập tại Hà Nội, hoàn thành vào năm 2022.
Cơ sở lý thuyết và phương pháp tính toán
Đồ án vận dụng các nguyên lý kỹ thuật điện và truyền tải điện năng để thiết lập các phương trình cân bằng và công thức kiểm tra kỹ thuật:
- Cân bằng công suất tác dụng: Thực hiện theo phương trình cân bằng hệ thống $P_N = P_{yc} \Leftrightarrow P_{HT} + P_{NĐ} = m \sum P_{max} + \sum \Delta P + P_{td} + P_{dt}$. Với hệ số đồng thời $m = 1$, công suất tự dùng $P_{td} = 0$, dự trữ hệ thống $P_{dt} = 0$, tổn thất công suất tác dụng sơ bộ ước tính $\sum \Delta P = 5% \sum P_{max} = 8,25$ MW. Tổng công suất yêu cầu của hệ thống là $P_{HT} = 173,25$ MW.
- Cân bằng công suất phản kháng: Phương trình cân bằng $Q_{yc} = m \sum Q_{PTmax} + \sum \Delta Q_b + \sum \Delta Q_L - Q_c + Q_{dt} + Q_{td}$. Trong đó tổn thất phản kháng trong trạm biến áp $\sum \Delta Q_b = 15% \sum Q_{PTmax}$; giả thiết tổn thất phản kháng đường dây triệt tiêu bởi công suất dung của đường dây ($\sum \Delta Q_L = Q_c$). Khả năng phát của nguồn đạt $Q_{HT} = P_{HT} \cdot \tan\varphi_{HT} = 102,3$ MVAr, lớn hơn tổng nhu cầu $Q_{yc} = 91,9$ MVAr, do đó hệ thống không cần đặt bù sơ bộ.
- Lựa chọn điện áp định mức: Áp dụng công thức kinh nghiệm:
$$U = 4,34 \sqrt{L + 16 \frac{P}{n}} \text{ (kV)}$$
Trong đó $P$ là công suất truyền tải (MW), $L$ là chiều dài tuyến (km), $n$ là số mạch. Kết quả tính toán dẫn đến lựa chọn cấp điện áp vận hành danh định cho lưới điện là 110 kV.
- Lựa chọn và kiểm tra dây dẫn: Tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ dòng điện kinh tế $F_{kt} = I_{max} / J_{kt}$, với $J_{kt} = 1,1$ A/mm² (dây nhôm lõi thép AC ứng với $T_{max} = 4808$ h). Điều kiện tránh tổn thất vầng quang điện yêu cầu $F \ge 70$ mm².
- Kiểm tra phát nóng khi sự cố: Tiêu chuẩn $I_{sc} \le I_{cp}$, với đường dây lộ kép khi đứt một mạch thì dòng sự cố tăng gấp đôi: $I_{sc} = 2 I_{lvmax}$.
- Kiểm tra tổn thất điện áp:
$$\Delta U% = \frac{\sum P_i r_i + \sum Q_i x_i}{U_{đm}^2} \times 100$$
Giới hạn cho phép: ở chế độ làm việc bình thường $\Delta U_{bt}% \le 10%$; ở chế độ sự cố $\Delta U_{sc}% \le 20%$.
- Hàm chi phí tính toán kinh tế hàng năm ($Z$): Tiêu chuẩn so sánh kinh tế là hàm $Z = (a_{vh} + a_{tc}) K_đ + \sum \Delta A \cdot c \to \min$. Trong đó, hệ số vận hành đường dây $a_{vh} = 0,04$; hệ số hiệu quả vốn đầu tư $a_{tc} = 0,125$ (thời gian thu hồi vốn tiêu chuẩn $T_{tc} = 8$ năm); giá điện năng tổn thất $c = 1500$ đ/kWh; thời gian tổn thất công suất cực đại $\tau = (0,124 + T_{max} \cdot 10^{-4})^2 \times 8760$ giờ.
Phương pháp nghiên cứu trong đồ án là phương pháp giải tích kỹ thuật kết hợp tối ưu hóa kinh tế trên cơ sở so sánh đa phương án. Tác giả sử dụng nguồn dữ liệu thiết kế quy chuẩn từ bài toán đồ án môn học Lưới điện của Trường Đại học Điện lực, bao gồm bảng thông số tọa độ, phụ tải các nút, đơn giá suất đầu tư xây dựng đường dây 110 kV ($k_0$) và bảng tra cứu thông số kỹ thuật của dây dẫn AC, máy biến áp lực 110 kV do Liên Xô/Việt Nam chế tạo.
Thiết kế và triển khai kỹ thuật
Cấu hình kiến trúc mạng điện
Mạng điện khu vực được thiết kế để kết nối nguồn điện HT với 5 trạm tiêu thụ ở cấp điện áp 110 kV, hạ áp xuống cấp 22 kV cấp cho mạng phân phối địa phương:
- Dây dẫn và cột: Toàn bộ tuyến truyền tải sử dụng đường dây trên không dây nhôm lõi thép (AC), treo trên cột thép. Các đoạn lộ kép được thiết kế đi chung trên cùng hàng cột thép để giảm vốn giải phóng mặt bằng và thi công (áp dụng hệ số vốn đầu tư $X = 1,6$ so với lộ đơn).
- Trạm nguồn HT: Sử dụng sơ đồ hệ thống hai thanh góp có máy cắt liên lạc (MCLL) nhằm nâng cao tính linh hoạt vận hành, thuận tiện cho việc bảo dưỡng, sửa chữa thanh cái mà không làm gián đoạn nguồn cấp.
- Trạm hạ áp trung gian: Đồ án không sử dụng trạm trung gian mà cấp trực tiếp từ trạm phân phối 110 kV của nguồn về 5 trạm phụ tải.
- Trạm biến áp phụ tải: Toàn bộ 5 trạm sử dụng sơ đồ cầu ngoài. Bốn trạm phụ tải loại 1 (trạm 1, 2, 4, 5) lắp đặt 2 máy biến áp 110/22 kV vận hành song song; trạm phụ tải loại 3 (trạm 3) lắp đặt 1 máy biến áp.
Phân tích ba phương án đi dây
Tác giả xây dựng và tính toán chi tiết 3 cấu hình sơ đồ đi dây:
| Tiêu chí |
Phương án 1 (Hình tia) |
Phương án 2 (Liên thông/Phân nhánh) |
Phương án 3 (Mạch vòng kết hợp hình tia) |
| Cấu trúc tuyến dây |
5 lộ độc lập từ nguồn:
- HT-1: 2xAC-95 (52,2 km)
- HT-2: 2xAC-95 (51,0 km)
- HT-3: AC-95 (61,0 km)
- HT-4: 2xAC-70 (36,0 km)
- HT-5: 2xAC-95 (29,2 km) |
Nhánh liên thông kết hợp:
- HT-5: 2xAC-185 (29,2 km)
- Đoạn 5-1: 2xAC-95 (36,4 km)
- HT-2: 2xAC-95 (51,0 km)
- HT-4: 2xAC-185 (36,0 km)
- Đoạn 4-3: AC-95 (30,4 km) |
Mạch vòng HT-1-2 kết hợp hình tia:
- Mạch vòng: HT-1 (AC-185, 52,2 km), đoạn 1-2 (AC-70, 25,0 km), HT-2 (AC-185, 51,0 km)
- Nhánh tia: HT-4 (2xAC-185, 36,0 km), đoạn 4-3 (AC-95, 30,4 km), HT-5 (AC-95, 29,2 km) |
| Kiểm tra phát nóng ($I_{sc} \le I_{cp}$) |
Đạt trên toàn bộ các đoạn (dòng sự cố lớn nhất: 215,78 A trên HT-3 < 330 A) |
Đạt trên toàn bộ các đoạn (dòng sự cố lớn nhất: 408,23 A trên HT-5 < 510 A) |
Đạt trên toàn bộ các đoạn (dòng sự cố lớn nhất: 390,73 A trên mạch vòng < 510 A) |
| Tổn thất điện áp bình thường ($\Delta U_{bt}%$) |
Lớn nhất: 8,86% (trên HT-3) $\le 10%$ |
Lớn nhất: 7,03% (trên HT-2) $\le 10%$ |
Lớn nhất: 7,18% (trên HT-1-2) $\le 10%$ |
| Tổn thất điện áp sự cố ($\Delta U_{sc}%$) |
Lớn nhất: 17,72% (trên HT-3) $\le 20%$ |
Lớn nhất: 14,06% $\le 20%$ |
Lớn nhất: 15,19% $\le 20%$ |
| Tổng vốn đầu tư đường dây ($K_đ$) |
89.195 triệu đồng |
94.183 triệu đồng |
92.980 triệu đồng |
| Tổn thất điện năng hàng năm ($\Delta A$) |
29.098,44 MWh |
31.014,76 MWh |
28.438,78 MWh |
| Chi phí tính toán hàng năm ($Z$) |
Thấp nhất |
Cao nhất |
15.714 triệu đồng |
Từ kết quả tính toán kỹ thuật và chỉ tiêu kinh tế, cả 3 phương án đều đạt tiêu chuẩn kỹ thuật về phát nóng và sụt áp, nhưng Phương án 1 có vốn đầu tư đường dây thấp nhất và sơ đồ vận hành hình tia đơn giản, tin cậy, không phức tạp về rơ le bảo vệ so với mạng mạch vòng, nên được chọn làm phương án tối ưu.
Nội dung chính theo từng chương
Chương 1: Phân tích nguồn và phụ tải
Chương này thực hiện phân loại và tính toán các thông số làm việc của nguồn và 5 phụ tải ở các chế độ cực đại và cực tiểu. Nguồn điện HT được chọn làm nút cân bằng công suất và nút cơ sở với điện áp thanh cái $U_{HT} = 1,1 U_{đm} = 121$ kV (chế độ cực đại, sự cố) và $U_{HT} = 1,05 U_{đm} = 115,5$ kV (chế độ cực tiểu). Phụ tải loại 1 (gồm trạm 1, 2, 4, 5) được quy định cấp điện từ 2 nguồn độc lập hoặc đường dây kép/mạch vòng; phụ tải loại 3 (trạm 3) cấp điện bằng dây đơn.
Thông số công suất của các phụ tải được xác định như sau:
- Phụ tải 1: $P_{max} = 36$ MW, $Q_{max} = 17,44$ MVAr, $S_{max} = 40,00$ MVA; $P_{min} = 26,6$ MW, $Q_{min} = 12,90$ MVAr.
- Phụ tải 2: $P_{max} = 31$ MW, $Q_{max} = 15,01$ MVAr, $S_{max} = 34,44$ MVA; $P_{min} = 22,9$ MW, $Q_{min} = 11,11$ MVAr.
- Phụ tải 3: $P_{max} = 37$ MW, $Q_{max} = 17,92$ MVAr, $S_{max} = 41,11$ MVA; $P_{min} = 27,4$ MW, $Q_{min} = 13,26$ MVAr.
- Phụ tải 4: $P_{max} = 27$ MW, $Q_{max} = 13,08$ MVAr, $S_{max} = 30,00$ MVA; $P_{min} = 20,0$ MW, $Q_{min} = 9,68$ MVAr.
- Phụ tải 5: $P_{max} = 34$ MW, $Q_{max} = 16,47$ MVAr, $S_{max} = 37,78$ MVA; $P_{min} = 25,2$ MW, $Q_{min} = 12,19$ MVAr.
Chương 2: Cân bằng công suất trong hệ thống và chọn điện áp cho lưới điện
Tác giả thiết lập bài toán cân bằng công suất tác dụng và phản kháng. Tổng công suất tác dụng yêu cầu của hệ thống là $P_{HT} = 173,25$ MW (bao gồm $165$ MW phụ tải và $8,25$ MW tổn thất sơ bộ). Về công suất phản kháng, tổng nhu cầu gồm công suất tải và tổn thất trong trạm biến áp $\sum \Delta Q_b = 15% \sum Q_{PTmax} = 12$ MVAr, đưa đến tổng nhu cầu $Q_{yc} = 91,9$ MVAr. Do nguồn phát có khả năng cung cấp $Q_{HT} = 102,3$ MVAr $> Q_{yc}$, tác giả kết luận lưới điện không cần bù công suất phản kháng sơ bộ. Cấp điện áp định mức được xác định là 110 kV.
Chương 3: Các phương án đi dây và tính toán chi tiết kỹ thuật
Chương này đề xuất 3 phương án sơ đồ mạng điện và thực hiện tính toán chi tiết cho từng phương án:
- Phương án 1 (Mạng hình tia): Tính toán dòng điện cưỡng bức và chọn tiết diện: HT-1 dùng 2xAC-95 ($F_{kt} = 95,43$ mm²); HT-2 dùng 2xAC-95; HT-3 dùng AC-95; HT-4 dùng 2xAC-70; HT-5 dùng 2xAC-95. Kiểm tra phát nóng khi sự cố đứt một mạch: dòng điện sự cố các nhánh dao động từ 157,46 A đến 215,78 A, đều nhỏ hơn dòng cho phép $I_{cp}$ (255 A đến 330 A). Độ sụt áp bình thường lớn nhất là 8,86% (nhánh HT-3) và sự cố lớn nhất là 17,72%, đạt chuẩn kỹ thuật.
- Phương án 2 (Mạng liên thông): Chọn tiết diện HT-5 (2xAC-185), phân đoạn 5-1 (2xAC-95), HT-2 (2xAC-95), HT-4 (2xAC-185), phân đoạn 4-3 (AC-95). Kiểm tra phát nóng dòng sự cố lớn nhất trên HT-5 đạt 408,23 A $< 510$ A. Độ sụt áp lớn nhất ở chế độ bình thường là 7,03% và sự cố là 14,06%.
- Phương án 3 (Mạng kết hợp mạch vòng HT-1-2 và hình tia): Phân tích trào lưu công suất mạch vòng khi xem mạng điện đồng nhất: dòng công suất $S_{HT-1} = 33,67 + j16,31$ MVA, $S_{1-2} = -2,33 - j1,13$ MVA, $S_{HT-2} = 33,33 + j16,14$ MVA. Lựa chọn HT-1 và HT-2 dùng AC-185, đoạn liên lạc 1-2 dùng AC-70. Kiểm tra sự cố đứt đoạn HT-1 hoặc HT-2: dòng sự cố đạt 390,73 A $< 510$ A; độ sụt áp sự cố lớn nhất trên HT-2 là 15,19%.
Chương 4: Tính toán chỉ tiêu kinh tế, chọn phương án tối ưu
Tác giả áp dụng các công thức tính tổn thất công suất tác dụng $\Delta P$, tổn thất điện năng $\Delta A$ qua thời gian tổn thất cực đại $\tau = (0,124 + 4808 \cdot 10^{-4})^2 \times 8760 = 3201$ giờ. Vốn đầu tư xây dựng $K_đ$ được tính theo bảng đơn giá đường dây cột thép $k_0$:
- Phương án 1: $\sum \Delta P = 9,08$ MW, $\sum \Delta A = 29.098,44$ MWh/năm, tổng vốn đầu tư $K_đ = 89.195$ triệu đồng (gồm HT-1: 23.636 triệu; HT-2: 23.093 triệu; HT-3: 17.263 triệu; HT-4: 11.981 triệu; HT-5: 13.222 triệu đồng).
- Phương án 2: $\sum \Delta P = 9,68$ MW, $\sum \Delta A = 31.014,76$ MWh/năm, tổng vốn đầu tư $K_đ = 94.183$ triệu đồng.
- Phương án 3: $\sum \Delta P = 8,89$ MW, $\sum \Delta A = 28.438,78$ MWh/năm, tổng vốn đầu tư $K_đ = 92.980$ triệu đồng, hàm chi phí hàng năm $Z = 15.714$ triệu đồng.
So sánh tổng hợp cho thấy Phương án 1 có vốn đầu tư thấp nhất và tổn thất điện năng hợp lý, do đó được chọn làm phương án tối ưu để triển khai các bước thiết kế tiếp theo.
Chương 5: Lựa chọn máy biến áp, sơ đồ nối dây
Trên cơ sở phương án 1 đã chọn, tác giả tính chọn dung lượng định mức máy biến áp cho 5 trạm theo điều kiện quá tải sau sự cố $S_{đm} \ge S_{max} / 1,4$:
- Trạm 1 ($S_{max} = 40,00$ MVA): Chọn 2 máy biến áp TPDH-32000/110 ($S_{đm} = 32$ MVA).
- Trạm 2 ($S_{max} = 34,44$ MVA): Chọn 2 máy biến áp TPDH-25000/110 ($S_{đm} = 25$ MVA).
- Trạm 3 ($S_{max} = 41,11$ MVA, hộ loại 3): Chọn 1 máy biến áp TPDH-40000/110 ($S_{đm} = 40$ MVA).
- Trạm 4 ($S_{max} = 30,00$ MVA): Chọn 2 máy biến áp TPDH-25000/110 ($S_{đm} = 25$ MVA).
- Trạm 5 ($S_{max} = 37,78$ MVA): Chọn 2 máy biến áp TPDH-32000/110 ($S_{đm} = 32$ MVA).
Các thông số tổn thất không tải $\Delta P_0$, ngắn mạch $\Delta P_N$, dòng không tải $I_0%$, điện áp ngắn mạch $U_N%$, điện trở $R$ và điện kháng $X$ của máy biến áp được thống kê chi tiết. Đồng thời, chương này xác định sơ đồ nối điện trạm nguồn sử dụng hai thanh góp có MCLL và các trạm hạ áp sử dụng sơ đồ cầu ngoài.
Chương 6: Tính các chế độ vận hành của mạng điện
Nội dung chương trình bày phương pháp và kết quả xác định trạng thái xác lập của mạng điện ở 3 chế độ: phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và sau sự cố nặng nề. Tác giả thiết lập sơ đồ thay thế hình $\Pi$ cho đường dây và sơ đồ thay thế nhánh gồm điện trở, điện kháng kết hợp công suất tổn thất không tải cho máy biến áp hai cuộn dây. Dòng công suất và tổn thất được tính toán chi tiết từ phía thanh cái 22 kV quy đổi ngược về thanh cái cao áp 110 kV của nguồn.
Chương 7: Lựa chọn đầu phân áp và điều chỉnh điện áp
Chương này thực hiện tính toán điện áp thực tế tại thanh cái hạ áp của các trạm trong các chế độ làm việc và so sánh với phạm vi cho phép (yêu cầu điều chỉnh thường của trạm 4 và khác thường của trạm 5). Trên cơ sở điện áp thanh cái cao áp biến thiên từ 115 kV (cực tiểu) đến 121 kV (cực đại và sự cố), tác giả tính chọn các đầu phân áp cố định hoặc bộ điều áp dưới tải (OLTC) cho từng máy biến áp nhằm đảm bảo điện áp phía thứ cấp 22 kV luôn nằm trong giới hạn cho phép.
Chương 8: Tính toán các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện
Chương cuối cùng tổng hợp toàn bộ các thông số vận hành và kinh tế của mạng điện hoàn chỉnh: tổn thất điện áp lớn nhất ở chế độ bình thường và sự cố; tổng chiều dài các tuyến đường dây 110 kV; tổng dung lượng máy biến áp lắp đặt ($288$ MVA); tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây và trạm; điện năng phụ tải tiêu thụ hàng năm; tỷ lệ tổn thất công suất tác dụng và điện năng phần trăm; chi phí vận hành hàng năm; giá thành truyền tải điện năng và giá thành xây dựng mạng điện tính trên 1 kW phụ tải cực đại.
Kết quả và đóng góp
Đồ án đã giải quyết hoàn chỉnh bài toán thiết kế lưới điện khu vực cấp điện áp 110 kV theo đúng quy trình quy chuẩn kỹ thuật:
- Xác lập cấu hình tối ưu: Chứng minh Phương án 1 (mạng hình tia 110 kV) là phương án hợp lý nhất về kinh tế và kỹ thuật. Phương án này tiết kiệm từ $3,785$ đến $4,988$ tỷ đồng vốn đầu tư xây dựng đường dây so với phương án mạch vòng (Phương án 3: $92,980$ tỷ đồng) và phương án liên thông (Phương án 2: $94,183$ tỷ đồng).
- Số liệu kỹ thuật cốt lõi của phương án được chọn:
- Tổng chiều dài tuyến đường dây 110 kV: $229,4$ km (gồm $52,2$ km nhánh HT-1; $51,0$ km nhánh HT-2; $61,0$ km nhánh HT-3; $36,0$ km nhánh HT-4; $29,2$ km nhánh HT-5).
- Tiết diện dây dẫn nhôm lõi thép: sử dụng dây 2xAC-95 cho các nhánh HT-1, HT-2, HT-5; dây AC-95 cho nhánh HT-3; dây 2xAC-70 cho nhánh HT-4.
- Tổng dung lượng máy biến áp lắp đặt tại 5 trạm: $288$ MVA (gồm 4 máy 32 MVA, 4 máy 25 MVA và 1 máy 40 MVA).
- Độ sụt áp lớn nhất trong chế độ bình thường là $8,86%$ và trong chế độ sự cố là $17,72%$, đảm bảo thấp hơn các ngưỡng cho phép tương ứng ($10%$ và $20%$).
- Tổng tổn thất công suất tác dụng cực đại trên đường dây là $9,08$ MW (chiếm khoảng $5,5%$ tổng công suất phụ tải), tổng tổn thất điện năng hàng năm trên đường dây là $29.098,44$ MWh.
- Giải pháp kỹ thuật đề xuất:
- Khẳng định nguồn hệ thống có $\cos\varphi = 0,85$ và công suất phản kháng dồi dào ($102,3$ MVAr) đủ bù đắp tổn thất phản kháng trong mạng điện và trạm biến áp mà không cần đầu tư các bộ tụ bù tĩnh ở giai đoạn đầu.
- Sử dụng sơ đồ cầu ngoài cho các trạm biến áp phụ tải giúp tiết kiệm số lượng máy cắt cao áp 110 kV đắt tiền, đồng thời vẫn đảm bảo tính linh hoạt khi đóng cắt bảo dưỡng máy biến áp.
- Áp dụng hệ thống thanh góp kép có máy cắt liên lạc tại trạm nguồn HT nhằm duy trì tính liên tục và an toàn cung cấp điện cho các phụ tải loại 1.
Hạn chế và phạm vi nghiên cứu
Hạn chế của đồ án gắn liền với các giả định được quy định trong phạm vi đồ án môn học:
- Nguồn điện được giả định là nguồn có công suất vô cùng lớn với điện áp thanh cái cố định ở từng chế độ ($1,1 U_{đm}$ hoặc $1,05 U_{đm}$), chưa xét đến đặc tính dao động tần số, điều tốc của nhà máy điện hay giới hạn ổn định tĩnh/ổn định động của hệ thống điện thực tế.
- Trong bước tính toán sơ bộ phân bố dòng công suất và tổn thất điện áp, điện áp tại tất cả các nút được coi là bằng điện áp định mức ($U = U_{đm} = 110$ kV), chưa áp dụng giải thuật lặp phi tuyến giải trào lưu công suất (như Newton-Raphson hoặc Gauss-Seidel).
- Giả thiết tổn thất công suất phản kháng trên đường dây tự triệt tiêu với dung dẫn đường dây ($\sum \Delta Q_L = Q_c$) để đơn giản hóa bài toán cân bằng sơ bộ.
- Trong bài toán so sánh kinh tế giữa 3 phương án đi dây, đồ án không tính đến vốn đầu tư trạm biến áp hạ áp vì cả 3 phương án đều dùng chung cấp điện áp 110/22 kV và quy mô trạm hạ áp tương đương nhau.
- Chưa đi sâu vào tính toán dòng ngắn mạch chi tiết để kiểm tra độ bền nhiệt, độ bền điện động và chọn cụ thể các khí cụ điện (máy cắt, dao cách ly, biến dòng, biến điện áp, chống sét van).
Giá trị tham khảo
Đồ án là tài liệu tham khảo trực tiếp cho sinh viên thuộc các chuyên ngành Kỹ thuật điện, Hệ thống điện, Điện công nghiệp và dân dụng khi thực hiện đồ án môn học Lưới điện hoặc đồ án tốt nghiệp kỹ sư điện:
- Cung cấp khung phương pháp luận hoàn chỉnh từ bước phân tích phụ tải, cân bằng công suất, vạch phương án đi dây đến tính toán kiểm tra kỹ thuật (phát nóng sự cố, sụt áp) và so sánh chi phí tính toán kinh tế hàng năm ($Z_{min}$).
- Cung cấp hệ thống công thức, bảng tra cứu thông số kỹ thuật tiêu chuẩn của dây nhôm lõi thép AC và máy biến áp lực 110 kV (TPDH).
- Là tài liệu hữu ích cho các kỹ sư mới tham gia công tác thiết kế sơ bộ lưới điện phân phối và truyền tải khu vực cấp 110 kV.
Câu hỏi thường gặp
1. Tại sao trong đồ án này tác giả không tiến hành đặt tụ bù sơ bộ tại các phụ tải?
Dựa trên phương trình cân bằng công suất phản kháng ở Chương 2, tổng công suất phản kháng yêu cầu của toàn hệ thống là $Q_{yc} = 91,9$ MVAr (bao gồm tổng $Q_{PTmax}$ của 5 phụ tải và tổn thất phản kháng trong trạm biến áp $\sum \Delta Q_b = 12$ MVAr). Trong khi đó, nguồn điện hệ thống có hệ số công suất $\cos\varphi = 0,85$, cung cấp khả năng phát phản kháng là $Q_{HT} = P_{HT} \cdot \tan\varphi_{HT} = 173,25 \times 0,62 = 102,3$ MVAr. Do $Q_{HT} > Q_{yc}$, nguồn điện thừa khả năng đáp ứng nhu cầu phản kháng của phụ tải và tổn thất trạm, vì vậy không cần bù sơ bộ.
2. Tiêu chuẩn nào được áp dụng để lựa chọn tiết diện dây dẫn đường dây 110 kV trong đồ án?
Tiết diện dây dẫn được chọn theo phương pháp mật độ dòng điện kinh tế: $F_{kt} = I_{max} / J_{kt}$. Với dây nhôm lõi thép (AC) và thời gian sử dụng công suất lớn nhất $T_{max} = 4808$ giờ, mật độ dòng điện kinh tế tra bảng tiêu chuẩn là $J_{kt} = 1,1$ A/mm². Sau khi tính toán, tiết diện tiêu chuẩn được chọn thỏa mãn điều kiện vầng quang ($F \ge 70$ mm²) và tiếp tục được kiểm tra lại qua 2 điều kiện: điều kiện phát nóng khi sự cố đứt một mạch ($I_{sc} \le I_{cp}$) và điều kiện tổn thất điện áp cho phép ($\Delta U_{bt}% \le 10%$, $\Delta U_{sc}% \le 20%$).
3. Tại sao Phương án 1 (mạng hình tia) lại được lựa chọn thay vì Phương án 3 (mạng mạch vòng)?
Mặc dù Phương án 3 có tổn thất điện năng hàng năm thấp hơn đôi chút ($28.438,78$ MWh so với $29.098,44$ MWh của Phương án 1), nhưng Phương án 1 có tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây thấp hơn đáng kể ($89.195$ triệu đồng so với $92.980$ triệu đồng, tiết kiệm gần 3,8 tỷ đồng). Ngoài ra, mạng hình tia lộ kép cấp cho các phụ tải loại 1 vẫn đảm bảo cấp điện an toàn, liên tục (dự phòng 100%), có sơ đồ nối điện đơn giản hơn, số lượng máy cắt ít hơn và phương thức bảo vệ rơ le đơn giản hơn rất nhiều so với mạng mạch vòng. Do đó, Phương án 1 tối ưu hơn về hàm chi phí tính toán tổng hợp.
4. Trạm nguồn HT và các trạm phụ tải được thiết kế sử dụng sơ đồ nối điện gì?
Trạm nguồn HT được thiết kế sử dụng sơ đồ hai hệ thống thanh góp có máy cắt liên lạc (MCLL) để đảm bảo độ tin cậy và linh hoạt vận hành cao nhất cho hệ thống nguồn. Đối với 5 trạm biến áp phụ tải hạ áp 110/22 kV, toàn bộ đều sử dụng sơ đồ cầu ngoài nhằm tiết giảm máy cắt cao áp, đồng thời phù hợp với đặc điểm các trạm biến áp không có công suất chuyển ngang và số lượng đường dây vào/ra ít.
5. Điều kiện xác định công suất định mức của máy biến áp tại các trạm phụ tải loại 1 được tính toán như thế nào?
Các trạm phụ tải loại 1 (trạm 1, 2, 4, 5) bắt buộc sử dụng 2 máy biến áp làm việc song song ($n = 2$). Công suất định mức của mỗi máy biến áp được chọn theo điều kiện sự cố hỏng một máy thì máy còn lại phải chịu quá tải cho toàn bộ phụ tải cực đại của trạm: $S_{đm} \ge S_{max} / [k (n - 1)]$. Với hệ số quá tải cho phép sau sự cố $k = 1,4$ và $n = 2$, công thức trở thành $S_{đm} \ge S_{max} / 1,4$. Ví dụ tại trạm 1 có $S_{max} = 40$ MVA, công suất định mức yêu cầu là $S_{đm} \ge 40 / 1,4 = 28,57$ MVA, do đó tác giả chọn 2 máy biến áp TPDH-32000/110.
Kết luận
Đồ án "Thiết kế lưới điện khu vực" của tác giả Lê Hồng Văn là một công trình tính toán kỹ thuật hoàn chỉnh, giải quyết bài toán thiết kế mạng truyền tải 110 kV cấp điện cho 5 phụ tải với tổng công suất 165 MW từ một nguồn HT công suất vô cùng lớn. Thông qua việc phân tích kỹ thuật và đánh giá kinh tế chi tiết giữa ba phương án nối dây, đồ án đã chứng minh Phương án 1 (mạng hình tia lộ kép và đơn) là phương án tối ưu với tổng vốn đầu tư đường dây $89,195$ tỷ đồng, đảm bảo các chỉ tiêu phát nóng, sụt áp và độ tin cậy cung cấp điện. Công trình đã xác định chính xác cấu hình thiết bị trạm gồm 9 máy biến áp lực (tổng dung lượng 288 MVA), lựa chọn sơ đồ cầu ngoài cho các trạm phụ tải và hệ thống hai thanh góp có máy cắt liên lạc cho trạm nguồn, tạo thành tài liệu tham khảo bài bản cho sinh viên và kỹ sư chuyên ngành Kỹ thuật điện.
