Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu
Điện năng là nguồn năng lượng thiết yếu phục vụ cho các ngành công nghiệp và sự phát triển kinh tế - xã hội. Quy hoạch và phát triển điện năng đòi hỏi phải đi trước một bước nhằm đáp ứng nhu cầu tiêu thụ hiện tại cũng như định hướng mở rộng trong các giai đoạn tiếp theo (5 năm, 10 năm, 20 năm hoặc lâu hơn). Trong bối cảnh công nghiệp hóa, hiện đại hóa và hội nhập kinh tế, nhu cầu phụ tải công nghiệp, nông nghiệp, dịch vụ và sinh hoạt tăng trưởng liên tục. Điều này đặt ra yêu cầu xây dựng và mở rộng hệ thống điện, bao gồm nguồn phát và mạng lưới truyền tải khu vực có công suất lớn.
Đề tài "Thiết kế lưới điện khu vực" (Đầu đề số 27) được thực hiện bởi sinh viên Nguyễn Văn Huy (MSSV: 20202133), dưới sự hướng dẫn của cán bộ hướng dẫn Lê Thị Minh Châu tại Bộ môn Hệ thống điện, Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội trong khuôn khổ Đồ án Môn học II.
Nhiệm vụ nghiên cứu và thiết kế bao gồm các nội dung cụ thể:
- Phân tích đặc điểm của nguồn điện và 6 phụ tải khu vực; thực hiện cân bằng sơ bộ và cân bằng chính xác công suất tác dụng và công suất phản kháng trong hệ thống.
- Đề xuất 5 phương án cấu trúc mạng điện (hình tia, liên kết, mạch vòng), xác định cấp điện áp định mức, chọn tiết diện dây dẫn và so sánh kinh tế - kỹ thuật để lựa chọn phương án tối ưu.
- Xác định số lượng, chủng loại và công suất định mức của các máy biến áp tại các trạm hạ áp 110/35 kV, đồng thời thiết lập sơ đồ nối dây cho trạm và toàn mạng điện.
- Tính toán phân bố dòng công suất và tổn thất điện áp trong các chế độ vận hành: phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và chế độ sau sự cố.
- Tính toán điện áp các nút và xác định phương thức điều chỉnh điện áp thông qua việc lựa chọn đầu phân áp dưới tải của máy biến áp.
- Tính toán các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật và giá thành tải điện của hệ thống.
Phạm vi nghiên cứu bao gồm một hệ thống điện khu vực gồm 1 nguồn cung cấp công suất vô cùng lớn và 6 trạm phụ tải thứ cấp 35 kV phân bố trên mặt bằng địa lý với khoảng cách từ nguồn đến các phụ tải từ 30 km đến 76,16 km, thời gian sử dụng công suất cực đại $T_{max} = 4900\text{ h}$.
Cơ sở lý thuyết và phương pháp
Đồ án áp dụng các cơ sở lý thuyết và phương pháp tính toán chuyên ngành hệ thống điện:
- Công thức xác định cấp điện áp kinh tế: Áp dụng công thức kinh nghiệm $U_{đm} = 4{,}34 \sqrt{l + 16P}$ để định cỡ cấp điện áp truyền tải cho từng tuyến dây dựa trên chiều dài đường dây ($l$, km) và công suất truyền tải ($P$, MW).
- Phương pháp chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng kinh tế: Sử dụng công thức $F = \frac{I_{max}}{J_{kt}}$, kết hợp tra cứu mật độ dòng kinh tế $J_{kt} = 1{,}1\text{ A/mm}^2$ đối với dây dẫn nhôm lõi thép (AC) với thời gian sử dụng phụ tải cực đại $T_{max} = 4900\text{ h}$. Tiết diện chọn được kiểm tra theo điều kiện phát nóng khi sự cố ($I_{sc} \le I_{cp}$), điều kiện tổn thất vầng quang ($F \ge 70\text{ mm}^2$ ở cấp 110 kV), và độ bền cơ học ($F \ge 35\text{ mm}^2$).
- Phương pháp tính toán dòng công suất và tổn thất điện áp: Mô hình hóa đường dây và máy biến áp bằng sơ đồ thay thế hình chữ $\Gamma$ hoặc hình $\Pi$, tính toán các đại lượng dòng công suất, tổn thất công suất tác dụng ($\Delta P$), tổn thất công suất phản kháng ($\Delta Q$), công suất phản kháng do điện dung đường dây ($Q_c$) và độ sụt áp ($\Delta U$) theo các trạng thái tải.
- Phương pháp so sánh kinh tế - kỹ thuật: Dựa trên chỉ tiêu hàm chi phí tính toán quy năm $Z = (a_{tc} + a_{vh}) \cdot K + \Delta A \cdot c$, trong đó $a_{tc} = 0{,}125$ là hệ số hiệu quả vốn đầu tư, $a_{vh} = 0{,}04$ là hệ số vận hành đường dây, $K$ là tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây, $\Delta A$ là tổn thất điện năng hàng năm tính qua thời gian tổn thất công suất cực đại $\tau = (0{,}124 + T_{max} \cdot 10^{-4})^2 \cdot 8760\text{ h}$, và $c = 1000\text{ đ/kWh}$ là giá tổn thất điện năng.
- Phương pháp điều chỉnh điện áp: Xác định phạm vi điều chỉnh và tính toán nấc phân áp dưới tải của máy biến áp 110/35 kV nhằm đảm bảo độ lệch điện áp yêu cầu theo quy chuẩn điều chỉnh điện áp khác thường ($+5%$ khi cực đại, $0%$ khi cực tiểu, và $0 \div +5%$ khi sự cố).
Dữ liệu đầu vào phục vụ tính toán được cho trong bảng tổng hợp thông số phụ tải:
| Hộ tiêu thụ |
Phụ tải cực đại $P_{max}$ (MW) |
Hệ số công suất $\cos\varphi$ |
Loại phụ tải |
Khoảng cách đến nguồn (km) |
Điện áp thứ cấp (kV) |
| 1 |
25 |
0,90 |
Loại 1 |
60,00 |
35 |
| 2 |
25 |
0,90 |
Loại 1 |
63,25 |
35 |
| 3 |
20 |
0,90 |
Loại 3 |
76,16 |
35 |
| 4 |
28 |
0,90 |
Loại 1 |
50,00 |
35 |
| 5 |
19 |
0,90 |
Loại 1 |
64,03 |
35 |
| 6 |
22 |
0,90 |
Loại 1 |
30,00 |
35 |
Thiết kế kỹ thuật và giải pháp cấu trúc lưới điện
Hệ thống lưới điện khu vực được thiết kế với các thông số kỹ thuật và cấu trúc như sau:
- Cấp điện áp danh định mạng truyền tải: 110 kV.
- Loại dây dẫn: Dây nhôm lõi thép AC (AC-70, AC-95, AC-120, AC-150) treo trên cột thép kim loại dùng chung cho đường dây 2 mạch, khoảng cách trung bình hình học giữa các pha $D_{tb} = 5\text{ m}$.
- Cấu trúc đường dây: Các phụ tải loại 1 (trạm 1, 2, 4, 5, 6) được cấp điện bằng đường dây 2 mạch hoặc cấu trúc mạch vòng để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện liên tục; phụ tải loại 3 (trạm 3) được cấp điện bằng đường dây 1 mạch.
- Trạm biến áp hạ áp: Toàn bộ các trạm sử dụng máy biến áp 3 pha 2 cuộn dây có điều chỉnh điện áp dưới tải loại 25000/110 kV (công suất định mức 25 MVA), cấp điện áp 115/38,5 kV, dải điều chỉnh $\pm 9 \times 1{,}78%$. Các trạm phụ tải loại 1 lắp đặt 2 máy biến áp vận hành song song; trạm phụ tải loại 3 lắp đặt 1 máy biến áp.
- Phương thức vận hành kinh tế: Khi phụ tải cực tiểu ($50% P_{max}$), tải thực tế ở các trạm thấp hơn công suất giới hạn kinh tế ($S_{pt} < S_{gh}$), cho phép cắt bớt 1 máy biến áp ở các trạm có 2 máy để giảm tổn thất không tải.
Nội dung chính theo từng chương
Chương Mở đầu: Tổng quan vai trò của điện năng và nhiệm vụ thiết kế
Chương trình bày vị trí then chốt của ngành năng lượng điện đối với sự phát triển kinh tế - xã hội và quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước. Tác giả nêu rõ mục tiêu thiết kế hệ thống điện đảm bảo bốn yêu cầu kỹ thuật - kinh tế cốt lõi: chất lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện, tính kinh tế tối ưu và an toàn vận hành.
Chương I: Phân tích đặc điểm của các nguồn cung cấp và các phụ tải
Tác giả phân tích đặc tính nguồn điện công suất vô cùng lớn nối vào thanh cái cao áp. Lưới điện cấp điện cho 6 phụ tải, trong đó có 5 phụ tải loại 1 đòi hỏi cấp điện liên tục và 1 phụ tải loại 3. Tổng công suất tác dụng cực đại của toàn mạng là $\sum P_{max} = 139\text{ MW}$. Các phụ tải đều vận hành ở hệ số công suất $\cos\varphi = 0{,}90$, thời gian sử dụng công suất cực đại $T_{max} = 4900\text{ h}$, và phụ tải cực tiểu $P_{min} = 0{,}5 P_{max}$.
| Hộ tiêu thụ |
$P_{max}$ (MW) |
$Q_{max}$ (MVAr) |
$S_{max}$ (MVA) |
$P_{min}$ (MW) |
$Q_{min}$ (MVAr) |
$S_{min}$ (MVA) |
| 1 |
25 |
12,07 |
27,70 |
12,46 |
6,03 |
13,85 |
| 2 |
25 |
12,07 |
27,70 |
12,46 |
6,03 |
13,85 |
| 3 |
20 |
9,69 |
22,20 |
9,99 |
4,84 |
11,10 |
| 4 |
28 |
13,56 |
31,10 |
13,95 |
6,76 |
15,50 |
| 5 |
19 |
9,20 |
21,10 |
9,45 |
4,58 |
10,50 |
| 6 |
22 |
10,65 |
24,40 |
10,98 |
5,32 |
12,20 |
Chương II: Cân bằng công suất trong hệ thống điện
Tác giả thiết lập phương trình cân bằng công suất tác dụng và công suất phản kháng trong chế độ phụ tải cực đại:
- Công suất tác dụng: Tổng công suất yêu cầu của hệ thống gồm công suất phụ tải (139 MW) và tổn thất trên mạng ($\Delta P \approx 5% \sum P_{pt} = 6{,}95\text{ MW}$), tổng công suất phát yêu cầu $P_{y/c} = 145{,}95\text{ MW}$. Nguồn điện công suất vô cùng lớn hoàn toàn đáp ứng được nhu cầu này.
- Công suất phản kháng: Tổng công suất phản kháng yêu cầu gồm công suất phản kháng phụ tải ($Q_{pt} = 65{,}22\text{ MVAr}$) và tổn thất phản kháng trong máy biến áp ($\Delta Q_{BA} = 15% Q_{pt} = 9{,}78\text{ MVAr}$), tổng cộng $Q_{y/c} = 75{,}003\text{ MVAr}$. Do nguồn phát từ hệ thống đáp ứng đủ lượng công suất phản kháng yêu cầu ($Q_F > Q_{y/c}$), hệ thống không cần đặt tụ bù bổ sung.
Chương III: Các phương án nối dây của mạng điện và so sánh kỹ thuật các phương án
Tác giả đề xuất và tính toán kỹ thuật cho 5 phương án cấu hình mạng điện:
- Phương án I: Sơ đồ hình tia độc lập từ nguồn đến 6 trạm phụ tải.
- Phương án II: Sơ đồ hình tia kết hợp liên kết nhánh N-5-2.
- Phương án III: Sơ đồ liên kết kết hợp các nhánh N-1-3, N-5-2, N-6-4.
- Phương án IV: Sơ đồ liên kết các nhánh N-5-3, N-6-4 và các nhánh tia N-1, N-2.
- Phương án V: Sơ đồ mạch vòng kín N-6-4-N kết hợp liên kết N-5-2 và các đường hình tia N-1, N-3.
Sau khi tính toán điện áp danh định ($U_{đm} = 110\text{ kV}$), chọn tiết diện dây nhôm lõi thép AC, kiểm tra điều kiện phát nóng sự cố và độ sụt áp cho phép ($\Delta U_{bt} \le 10 \div 15%$, $\Delta U_{sc} \le 20 \div 25%$), tác giả tiến hành so sánh chỉ tiêu kinh tế qua hàm chi phí tính toán quy năm $Z$:
| Chỉ tiêu so sánh |
Phương án I |
Phương án II |
Phương án III |
Phương án IV |
Phương án V |
| $\Delta U_{max\ bt}$ (%) |
6,80 |
7,17 |
7,88 |
7,53 |
8,20 |
| $\Delta U_{max\ sc}$ (%) |
6,80 |
12,46 |
12,95 |
13,08 |
18,85 |
| $\Delta P$ tổn thất (MW) |
4,83 |
5,53 |
5,76 |
4,38 |
4,46 |
| Vốn đầu tư $K$ ($10^6$ đ) |
1.010.830,08 |
949.696,77 |
863.688,25 |
885.046,70 |
959.096,77 |
| Chi phí quy năm $Z$ ($10^3$ đ) |
182.753,54 |
174.980,55 |
161.565,95 |
160.511,72 |
174.644,44 |
Kết quả so sánh kinh tế - kỹ thuật xác định phương án có hàm chi phí tính toán $Z$ thấp nhất và đáp ứng đầy đủ tiêu chuẩn kỹ thuật được lựa chọn để tiếp tục thiết kế chi tiết.
Chương IV: Xác định số lượng và công suất các máy biến áp, sơ đồ các trạm và sơ đồ mạng điện
Tác giả xác định công suất định mức máy biến áp dựa trên điều kiện quá tải cho phép $k_{qt} = 1{,}4$ ($40%$) trong chế độ sự cố đứt một máy đối với trạm 2 máy: $S_{đm} \ge \frac{S_{max}}{1{,}4}$.
- Trạm 1, 2, 4, 5, 6 (phụ tải loại 1): Lắp đặt $2 \times 25\text{ MVA}$ cấp điện áp 115/38,5 kV.
- Trạm 3 (phụ tải loại 3): Lắp đặt $1 \times 25\text{ MVA}$.
- Thông số kỹ thuật máy biến áp 25 MVA: $U_n% = 10{,}5%$, $\Delta P_n = 120\text{ kW}$, $\Delta P_0 = 26\text{ kW}$, $I_0% = 0{,}8%$, điện trở $R = 2{,}54,\Omega$, điện kháng $X = 55{,}9,\Omega$.
| Trạm biến áp |
$S_{max}$ (MVA) |
$S_{y/c}$ tính toán (MVA) |
Số lượng và công suất MBA lựa chọn |
| Trạm 1 |
27,70 |
19,79 |
$2 \times 25000/110\text{ kVA}$ |
| Trạm 2 |
27,70 |
19,79 |
$2 \times 25000/110\text{ kVA}$ |
| Trạm 3 |
22,20 |
15,85 |
$1 \times 25000/110\text{ kVA}$ |
| Trạm 4 |
31,10 |
22,21 |
$2 \times 25000/110\text{ kVA}$ |
| Trạm 5 |
21,10 |
15,07 |
$2 \times 25000/110\text{ kVA}$ |
| Trạm 6 |
24,40 |
17,43 |
$2 \times 25000/110\text{ kVA}$ |
Chương V: Tính toán sự phân bố công suất
Chương tính toán chi tiết dòng công suất trên từng đoạn đường dây và tổn thất công suất qua tổng trở đường dây và máy biến áp trong 3 chế độ:
- Chế độ phụ tải cực đại ($U_{nguồn} = 121\text{ kV}$): Tổng công suất tác dụng toàn mạng $\sum P = 153{,}91\text{ MW}$, tổng công suất phản kháng yêu cầu $Q_{y/c} = 80{,}51\text{ MVAr}$. Công suất phản kháng nguồn phát đạt $Q_F = 95{,}42\text{ MVAr} > Q_{y/c}$, đảm bảo cân bằng tự nhiên không cần bù.
- Chế độ phụ tải cực tiểu ($U_{nguồn} = 115\text{ kV}$): Tính toán công suất giới hạn $S_{gh} = 17{,}38\text{ MVA}$ cho trạm 2 máy. Do $S_{pt} < S_{gh}$ tại tất cả các trạm, mạng điện vận hành kinh tế bằng cách cắt 1 máy biến áp tại mỗi trạm 2 máy. Tổng công suất tác dụng là $\sum P = 75{,}00\text{ MW}$, $Q_{y/c} = 27{,}93\text{ MVAr} < Q_F = 46{,}50\text{ MVAr}$.
- Chế độ sự cố đứt một mạch ($U_{nguồn} = 121\text{ kV}$): Xét sự cố đơn lẻ trên từng đoạn dây hai mạch trong giờ cao điểm. Tổng công suất tác dụng đạt $\sum P = 158{,}15\text{ MW}$, $Q_{y/c} = 94{,}76\text{ MVAr} < Q_F = 98{,}05\text{ MVAr}$.
Chương VI: Tính điện áp các nút và điều chỉnh điện áp trong mạng điện
Tác giả tính toán điện áp thanh cái cao áp $U_i$ và điện áp thanh cái hạ áp quy đổi về cao áp $U_{iq}$ tại tất cả các trạm. Nhằm đáp ứng yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường ($U_{yc\ max} = 36{,}75\text{ kV}$, $U_{yc\ min} = 35{,}00\text{ kV}$, $U_{yc\ sc} = 36{,}75\text{ kV}$), tác giả xác định đầu phân áp dưới tải tiêu chuẩn ($n$) cho máy biến áp tại các chế độ:
| Trạm biến áp |
Cực đại ($U_{iq}$, kV) |
Đầu nấc $n_{max}$ |
Cực tiểu ($U_{iq}$, kV) |
Đầu nấc $n_{min}$ |
Sự cố ($U_{iq}$, kV) |
| Trạm 1 |
112,12 |
-4 (106,8 kV) |
111,13 |
-2 (110,9 kV) |
101,76 |
| Trạm 2 |
111,83 |
-4 (106,8 kV) |
110,91 |
-2 (110,9 kV) |
100,62 |
| Trạm 3 |
116,58 |
-2 (110,9 kV) |
112,98 |
-1 (112,95 kV) |
116,59 |
| Trạm 4 |
114,41 |
-3 (108,85 kV) |
113,03 |
-1 (112,95 kV) |
107,63 |
| Trạm 5 |
108,92 |
-6 (102,75 kV) |
108,30 |
-3 (108,85 kV) |
92,96 |
| Trạm 6 |
114,90 |
-3 (108,56 kV) |
112,62 |
-1 (112,95 kV) |
107,90 |
Độ lệch điện áp thực tế sau khi chuyển đổi đầu phân áp nằm trong giới hạn cho phép ($\pm 5%$), khẳng định giải pháp điều chỉnh điện áp dưới tải đáp ứng tiêu chuẩn vận hành.
Chương VII: Tính các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện
Nội dung chương này hoàn thiện việc tổng hợp vốn đầu tư, chi phí vận hành hàng năm, chi phí tổn thất điện năng và tính toán chỉ tiêu giá thành truyền tải điện trên toàn hệ thống thiết kế.
Kết quả và đóng góp
Đồ án đã giải quyết hoàn chỉnh bài toán thiết kế kỹ thuật hệ thống điện khu vực với các kết quả cụ thể:
- Cấu hình mạng điện 110 kV hợp lý: Đã tính toán và lựa chọn phương án nối dây tối ưu thỏa mãn các điều kiện kỹ thuật về mật độ dòng điện kinh tế ($J_{kt} = 1{,}1\text{ A/mm}^2$), giới hạn độ sụt áp cho phép ($\Delta U_{bt} \le 8{,}2%$, $\Delta U_{sc} \le 18{,}85%$), và có chi phí quy năm $Z$ thấp nhất.
- Quy mô và thông số trạm biến áp chuẩn hóa: Đã chọn đồng bộ loại máy biến áp 25000/110 kV cho toàn bộ 6 trạm phụ tải, đáp ứng khả năng quá tải sự cố $40%$ và thiết lập quy trình vận hành kinh tế cắt bớt 1 máy biến áp vào giờ thấp điểm.
- Giải pháp cân bằng công suất và điều chỉnh điện áp: Chứng minh nguồn điện có khả năng cung cấp đầy đủ công suất tác dụng và phản kháng trong mọi chế độ mà không cần trang bị thêm tụ bù tĩnh; đồng thời xác định chính xác bảng vị trí nấc phân áp dưới tải cho từng trạm hạ áp đảm bảo điện áp phía 35 kV luôn giữ ổn định ở mức định mức và lệch không quá $\pm 5%$.
Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp
Hạn chế của đồ án gắn liền với các giả thiết tính toán lý thuyết trong phạm vi đồ án môn học:
- Giả thiết nguồn điện có công suất vô cùng lớn và điện áp tại thanh cái nguồn được giữ cố định theo từng chế độ ($121\text{ kV}$ và $115\text{ kV}$).
- Giả thiết các sự cố đường dây là sự cố đơn lẻ, không xét đến các dạng sự cố đồng thời hoặc sự cố xếp chồng phức tạp.
- Chưa xét đến sự phát triển tăng trưởng phụ tải theo chu kỳ dài hạn (5 - 10 năm tiếp theo) và bài toán tính toán dòng ngắn mạch chi tiết để chọn khí cụ điện (máy cắt, dao cách ly, thanh cái, chống sét van).
Hướng mở rộng tiếp theo bao gồm: tính toán ngắn mạch toàn diện các điểm nút, lựa chọn thiết bị đóng cắt và bảo vệ rơle cho các trạm biến áp, và tối ưu hóa phân bố trào lưu công suất bằng các phần mềm chuyên dụng trong hệ thống điện.
Giá trị tham khảo
Đồ án là tài liệu tham khảo chuyên ngành hữu ích cho:
- Sinh viên chuyên ngành Hệ thống điện, Kỹ thuật điện tại các trường đại học kỹ thuật khi thực hiện Đồ án Môn học Lưới điện / Hệ thống điện và Đồ án Tốt nghiệp kỹ sư điện.
- Kỹ sư thiết kế điện tham khảo các bước tính toán tuần tự từ phân tích phụ tải, cân bằng công suất, lựa chọn tiết diện dây dẫn theo $J_{kt}$, xác định tổn thất trào lưu công suất đến phương pháp chọn đầu phân áp điều chỉnh dưới tải của máy biến áp 110 kV.
Câu hỏi thường gặp
1. Vì sao hệ thống điện thiết kế không cần lắp đặt tụ bù công suất phản kháng?
Trong cả ba chế độ vận hành (cực đại, cực tiểu, sau sự cố), công suất phản kháng do nguồn phát ra luôn lớn hơn tổng công suất phản kháng yêu cầu của toàn mạng ($Q_F = 95{,}42\text{ MVAr} > Q_{y/c} = 80{,}51\text{ MVAr}$ ở chế độ cực đại; $Q_F = 46{,}50\text{ MVAr} > 27{,}93\text{ MVAr}$ ở cực tiểu; $Q_F = 98{,}05\text{ MVAr} > 94{,}76\text{ MVAr}$ ở chế độ sự cố). Do đó nguồn điện đáp ứng đủ nhu cầu phụ tải và tổn thất trong mạng mà không cần bù thêm.
2. Tiết diện dây dẫn của các tuyến đường dây 110 kV được lựa chọn và kiểm tra theo những tiêu chuẩn nào?
Tiết diện dây nhôm lõi thép (AC) được tính theo mật độ dòng kinh tế $J_{kt} = 1{,}1\text{ A/mm}^2$ (với $T_{max} = 4900\text{ h}$). Sau đó, tiết diện được kiểm tra theo điều kiện phát nóng khi sự cố đứt 1 mạch ($I_{sc} \le I_{cp}$), điều kiện vầng quang điện lực ($F \ge 70\text{ mm}^2$ cho cấp 110 kV) và điều kiện độ bền cơ học ($F \ge 35\text{ mm}^2$).
3. Tại sao ở chế độ phụ tải cực tiểu lại thực hiện cắt bớt một máy biến áp tại các trạm hạ áp?
Khi phụ tải cực tiểu ($50% P_{max}$), công suất phụ tải thực tế tại mỗi trạm ($S_{pt} \approx 10{,}5 \div 15{,}5\text{ MVA}$) nhỏ hơn công suất giới hạn kinh tế của máy biến áp ($S_{gh} = 17{,}38\text{ MVA}$). Việc cắt bớt 1 máy biến áp giúp giảm tổn thất công suất không tải ($\Delta P_0, \Delta Q_0$) và nâng cao hiệu quả kinh tế vận hành của trạm.
4. Yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường tại các trạm 35 kV được quy định như thế nào và giải quyết bằng thiết bị gì?
Quy định độ lệch điện áp yêu cầu là $dU_{max} = +5%$ ($U_{yc} = 36{,}75\text{ kV}$) trong chế độ cực đại, $dU_{min} = 0%$ ($U_{yc} = 35{,}00\text{ kV}$) trong chế độ cực tiểu, và $dU_{sc} = 0 \div +5%$ trong chế độ sự cố. Vấn đề này được giải quyết bằng cách sử dụng máy biến áp điều chỉnh dưới tải 25 MVA có bộ điều áp $\pm 9 \times 1{,}78%$ để chuyển đổi nấc phân áp phù hợp cho từng chế độ vận hành mà không cần cắt điện.
Kết luận
Đồ án "Thiết kế lưới điện khu vực" của sinh viên Nguyễn Văn Huy đã giải quyết đầy đủ và khoa học các bài toán thiết kế mạng điện truyền tải 110 kV cung cấp cho 6 trạm phụ tải 35 kV. Thông qua các bước tính toán kỹ thuật và đánh giá kinh tế theo hàm chi phí quy năm $Z$, tác giả đã xác định được cấu hình mạng tối ưu, chủng loại dây dẫn AC và máy biến áp 25 MVA điều áp dưới tải đồng bộ. Toàn bộ các kết quả tính toán về phân bố trào lưu công suất, sụt áp và điều chỉnh điện áp đều thỏa mãn các quy chuẩn vận hành của hệ thống điện.
