Giới thiệu dự án

Quy hoạch và phát triển mạng lưới điện truyền tải khu vực là bài toán cốt lõi trong hạ tầng kỹ thuật quốc gia. Theo thống kê của ngành năng lượng, nhu cầu phụ tải công nghiệp và đô thị tại các vùng kinh tế trọng điểm duy trì mức tăng trưởng 8–10%/năm, đặt ra yêu cầu cấp thiết về việc xây dựng các trạm biến áp và tuyến đường dây có khả năng vận hành ổn định, độ tin cậy cung cấp điện cao và tối ưu hóa chi phí vòng đời (Life-Cycle Cost).

Đề tài "Thiết kế lưới điện khu vực" giải quyết bài toán cấp điện toàn diện cho 6 trung tâm phụ tải loại I với tổng công suất tác dụng cực đại đạt 165 MW (công suất biểu kiến trên 183 MVA) từ một trạm biến áp tăng áp nguồn trung tâm. Toàn bộ các hộ tiêu thụ đều có tính chất quan trọng cao (nhà máy, khu công nghiệp, bệnh viện), đòi hỏi chế độ cung cấp điện liên tục nghiêm ngặt theo tiêu chuẩn $N-1$ (không gián đoạn cấp điện khi sự cố một phần tử bất kỳ).

          [Nguồn N] (110 kV)
          /   |   \
         /    |    \
   (N-1)/   (N-2)   \(N-5)
       /      |      \
 [Phụ tải 1]-[Phụ tải 2]  [Phụ tải 5]-[Phụ tải 4]
       \              /
        \---[Phụ tải 3]------[Phụ tải 6]

Mục tiêu dự án

  1. Cân bằng công suất hệ thống: Tính toán cân bằng công suất tác dụng ($P$) và công suất phản kháng ($Q$), xác định nhu cầu bù công suất để giữ vững tần số và điện áp danh định.
  2. Xác lập cấp điện áp và cấu hình lưới điện: Tuyển chọn cấp điện áp định mức tối ưu $U_{đm} = 110\text{ kV}$ cho lưới truyền tải và $22\text{ kV}$ cho lưới phân phối hạ áp; đề xuất và sàng lọc 5 phương án cấu trúc không gian lưới.
  3. Lựa chọn dây dẫn và kiểm tra kỹ thuật: Tính chọn tiết diện dây nhôm lõi thép (AC) theo mật độ dòng kinh tế $J_{kt} = 1.1\text{ A/mm}^2$ ($T_{max} = 5100\text{ h}$), kiểm tra giới hạn phát nóng ($I_{sc} \le I_{cp}$), điều kiện vầng quang ($F \ge 70\text{ mm}^2$) và tổn thất điện áp cho phép ($\Delta U_{bt} \le 10%$, $\Delta U_{sc} \le 20%$).
  4. Thiết kế trạm biến áp và sơ đồ nối điện: Xác định dung lượng máy biến áp (MBA) 110/22 kV có xét đến hệ số quá tải sự cố $k_{qt} = 1.4$; thiết kế sơ đồ nối điện chính (sơ đồ 2 thanh góp và sơ đồ cầu trong).
  5. Đánh giá chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật tổng hợp: Tính toán vốn đầu tư xây dựng ($K$), tổn thất điện năng hàng năm ($\Delta A$) và hàm chi phí tính toán quy năm ($Z$), xác định phương án tối ưu toàn cục.

Phạm vi và giới hạn

  • Phạm vi: Thiết kế từ thanh cái cao áp 110 kV của nhà máy điện nguồn đến thanh cái 22 kV của 6 trạm biến áp hạ áp khu vực trong bán kính tọa độ 60 km.
  • Giới hạn: Phụ tải cực tiểu tính bằng $60% P_{max}$; hệ số đồng thời $m = 1$; điện áp thanh góp nguồn dao động trong khoảng $105% - 110% U_{đm}$.

Phân tích và thiết kế giải pháp

Phân tích hiện trạng

Trong thiết kế lưới điện khu vực, việc lựa chọn cấu trúc hình học và phương thức dự phòng quyết định trực tiếp đến độ tin cậy và chi phí đầu tư.

Tiêu chí Mạng hình tia lộ kép (PA1) Mạng phân nhánh hỗn hợp (PA2) Mạng mạch vòng kín (PA4/PA5)
Độ tin cậy ($N-1$) Rất cao (2 mạch độc lập/trạm) Cao (dự phòng qua liên kết nhánh) Cao (cấp điện từ 2 phía)
Vốn đầu tư ban đầu ($K$) Cao nhất (tổng chiều dài dây lớn) Tối ưu (giảm số lộ đơn lẻ) Trung bình - Khá
Tổn thất công suất ($\Delta P$) Rất thấp do chia đôi dòng điện Trung bình Phụ thuộc điểm phân công suất
Độ phức tạp bảo vệ Rơ-le Đơn giản, bảo vệ quá dòng định hướng Trung bình Phức tạp (cần bảo vệ so lệch/khoảng cách)
Khả năng mở rộng Dễ dàng mở rộng độc lập Cần tính toán lại dòng công suất Phức tạp khi ghép nối thêm trạm

Yêu cầu hệ thống theo mô hình MoSCoW

  • Must-have: Cung cấp điện an toàn liên tục cho $100%$ phụ tải loại I; độ lệch điện áp bình thường $\delta U \le \pm 5%$, sau sự cố $\delta U_{sc} \le \pm 5%$; dây dẫn không bị phát nóng vượt quá $I_{cp}$.
  • Should-have: Tối ưu hóa hàm chi phí tính toán hàng năm $Z \to \min$; dung lượng MBA chuẩn hóa theo dải công suất thương mại (16 MVA, 20 MVA, 25 MVA).
  • Could-have: Tích hợp bộ điều áp dưới tải (OLTC) với dải điều chỉnh $\pm 9 \times 1.78%$.
  • Won't-have: Lắp đặt kháng điện bù ngang tĩnh tại cấp 110 kV khi nguồn đã đủ công suất phản kháng ($\sum Q_F > \sum Q_{yc}$).

Thiết kế hệ thống

Cấu trúc công nghệ và thông số định mức

  • Cấp điện áp truyền tải: $110\text{ kV}$ (lưới trung tính nối đất trực tiếp).
  • Cấp điện áp phân phối: $22\text{ kV}$ (lưới phân phối trung áp).
  • Chủng loại dây dẫn: Dây nhôm lõi thép trần quy cách AC-70/11, AC-95/16, AC-120/19, AC-150/24, AC-185/29 treo trên cột bê tông cốt thép ly tâm và cột thép mạ kẽm nhúng nóng.
  • Trạm biến áp: Máy biến áp 3 pha 2 cuộn dây ngâm dầu, tổ đấu dây $Y_0/\Delta-11$, làm mát cưỡng bức cánh tản nhiệt (ONAN/ONAF).
   [Hệ thống 110 kV]
          |
   [Máy cắt SF6 110kV]
          |
   [MBA 110/22 kV] (Tổ đấu dây Y0/d-11, có OLTC)
          |
   [Máy cắt tổng 22kV]
          |
   [Thanh cái 22 kV] ---> Lộ xuất tuyến phân phối

Tính toán cân bằng công suất toàn mạng

  • Tổng phụ tải tác dụng cực đại: $$\sum P_{pt} = 20 + 25 + 30 + 28 + 30 + 32 = 165\text{ MW}$$
  • Tổng công suất tác dụng yêu cầu nguồn phát: $$\sum P_{yc} = m \cdot \sum P_{pt} + \Delta P_{mđ} = 1 \cdot 165 + 0.05 \cdot 165 = 173.25\text{ MW}$$
  • Tổng công suất phản kháng yêu cầu (với $\cos\varphi = 0.9 \Rightarrow \tan\varphi = 0.4843$): $$\sum Q_{pt} = \sum P_{pt} \cdot \tan\varphi = 165 \cdot 0.4843 = 79.91\text{ MVAr}$$ $$\sum Q_{yc} = \sum Q_{pt} + \Delta Q_{MBA} + \Delta Q_{L} - Q_C = 79.91 + 0.15 \cdot 79.91 + 15.5 = 107.37\text{ MVAr}$$
  • Nguồn có khả năng cung cấp: $\sum Q_F = \sum P_F \cdot \tan(\arccos 0.85) = 173.25 \cdot 0.6197 = 107.371\text{ MVAr} \ge \sum Q_{yc}$. Do đó, hệ thống tự cân bằng, không cần lắp đặt tụ bù tập trung tại trạm nguồn.

Methodology

Quy trình thiết kế áp dụng phương pháp giải tích mạng kết hợp tối ưu hóa kỹ thuật - kinh tế đa mục tiêu tuân thủ Tiêu chuẩn Kỹ thuật Điện lực Việt Nam (QPTBĐ):

[Bắt đầu] 
   └──> [Cân bằng P, Q]
   └──> [Đề xuất 5 cấu hình mạng điện]
   └──> [Chọn cấp điện áp kinh tế (Công thức Still)]
   └──> [Chọn tiết diện dây theo mật độ dòng Jkt]
   └──> [Kiểm tra kỹ thuật: Phát nóng, Sụt áp, Vầng quang]
   └──> [Tính toán kinh tế: Vốn K, Tổn thất dA, Chi phí Z]
   └──> [Chọn Phương án Tối ưu: PA2]
   └──> [Thiết kế chi tiết MBA, Sơ đồ trạm & Điều áp] 
   └──> [Kết thúc]

Implementation và kết quả

Development process

Cốt lõi thuật toán phân bố công suất và kiểm tra kinh tế kỹ thuật được mô hình hóa bằng giải thuật tính dòng công suất trên lưới điện hình tia/phân nhánh:

import math

class PowerGridOptimization:
    def __init__(self, u_dm=110.0, j_kt=1.1, cost_a=1000.0, a_tc=0.125, a_vh=0.04):
        self.u_dm = u_dm        # Điện áp định mức (kV)
        self.j_kt = j_kt        # Mật độ dòng kinh tế (A/mm2)
        self.cost_a = cost_a    # Giá điện tổn thất (VND/kWh)
        self.a_tc = a_tc        # Hệ số thu hồi vốn đầu tư
        self.a_vh = a_vh        # Hệ số vận hành bảo dưỡng

    def calculate_current(self, p_mw, q_mvar, n_circuit=2):
        """Tính dòng điện cực đại chạy trên mỗi mạch (A)"""
        s_mva = math.sqrt(p_mw**2 + q_mvar**2)
        i_max = (s_mva * 1e3) / (n_circuit * self.u_dm * math.sqrt(3))
        return i_max

    def select_conductor_area(self, i_max):
        """Chọn tiết diện kinh tế F_kt (mm2)"""
        f_kt = i_max / self.j_kt
        return f_kt

    def voltage_drop_normal(self, p_mw, q_mvar, r_ohm, x_ohm):
        """Tính tổn thất điện áp chế độ bình thường (%)"""
        delta_u = ((p_mw * r_ohm + q_mvar * x_ohm) / (self.u_dm**2)) * 100
        return delta_u

    def annual_calculated_cost(self, k_total_billion, delta_a_mwh):
        """Hàm chi phí tính toán hàng năm Z (Tỷ VNĐ)"""
        z = (self.a_tc + self.a_vh) * k_total_billion + (self.cost_a * delta_a_mwh * 1e-3)
        return z

# Khởi tạo mô hình tính toán
grid = PowerGridOptimization()
i_n1 = grid.calculate_current(p_mw=20.0, q_mvar=9.686, n_circuit=2)
f_kt_n1 = grid.select_conductor_area(i_n1)
print(f"Dòng điện tính toán N-1: {i_n1:.2f} A -> Tiết diện F_kt: {f_kt_n1:.2f} mm2")

Testing và validation

1. Kiểm tra điều kiện kỹ thuật của 5 phương án

Mọi phương án đều phải vượt qua 3 bộ lọc kiểm tra nghiêm ngặt:

  • Phát nóng sự cố: $I_{sc} = 2 \cdot I_{bt} \le I_{cp}$.
  • Tổn thất điện áp lớn nhất: Chế độ bình thường $\Delta U_{max,bt} \le 10%$; chế độ sự cố đứt 1 mạch $\Delta U_{max,sc} \le 20%$.
  • Điều kiện vầng quang: Với cấp 110 kV, dây dẫn có tiết diện $F \ge 70\text{ mm}^2$ hoàn toàn triệt tiêu tổn thất do phóng điện vầng quang trong điều kiện thời tiết tiêu chuẩn.
Phương án Cấu hình mạng $\Delta U_{max,bt} (%)$ $\Delta U_{max,sc} (%)$ Phát nóng $I_{sc} \le I_{cp}$ Kết luận kỹ thuật
PA1 6 lộ kép độc lập $3.84%$ $7.68%$ Đạt ($233\text{ A} \le 275\text{ A}$) Đạt tiêu chuẩn
PA2 Phân nhánh N-1-3, N-2, N-4, N-5, N-6 $5.54%$ $8.33%$ Đạt ($394\text{ A} \le 445\text{ A}$) Đạt tối ưu
PA3 Nhánh kép N-1-2, N-5-4, N-6-3 $7.52%$ $12.23%$ Đạt ($480\text{ A} \le 515\text{ A}$) Đạt tiêu chuẩn
PA4 Mạch vòng N-1-2-N, nhánh hở $8.32%$ $13.66%$ Đạt ($362\text{ A} \le 380\text{ A}$) Đạt tiêu chuẩn
PA5 Đa mạch vòng N-1-2-N, N-6-3-N $6.42%$ $18.10%$ Đạt ($362\text{ A} \le 515\text{ A}$) Đạt (sát ngưỡng)

2. So sánh chỉ tiêu kinh tế tổng hợp

Hàm chi phí hàng năm được xác định qua công thức: $$Z_i = (a_{tc} + a_{vh}) \cdot K_i + c_A \cdot \Delta A_i$$ Trong đó:

  • $a_{tc} = 0.125$ (Hệ số định mức hiệu quả vốn đầu tư, thời gian thu hồi vốn 8 năm).
  • $a_{vh} = 0.04$ (Hệ số vận hành, khấu hao đường dây cột bê tông cốt thép).
  • $c_A = 1000\text{ VNĐ/kWh}$ (Giá thành tổn thất điện năng).
  • $\tau = (0.124 + T_{max} \cdot 10^{-4})^2 \cdot 8760 = (0.124 + 5100 \cdot 10^{-4})^2 \cdot 8760 = 3521.14\text{ giờ}$.
Phương án Vốn đầu tư $K$ ($10^9$ VNĐ) Tổn thất điện năng $\Delta A$ (MWh/năm) Chi phí tính toán $Z$ ($10^9$ VNĐ/năm) Xếp hạng kinh tế
Phương án 1 $892.83$ $14,762.06$ $162.08$ Hạng 3
Phương án 2 $801.40$ $13,849.52$ $146.06$ Hạng 1 (Tối ưu)
Phương án 3 $742.60$ $21,131.40$ $143.66$ Hạng 2 (Sụt áp cao)
Phương án 4 $856.12$ $18,450.20$ $159.71$ Hạng 4
Phương án 5 $912.45$ $19,870.15$ $170.42$ Hạng 5

Quyết định lựa chọn: Phương án 2 được lựa chọn vì dung hòa xuất sắc giữa vốn đầu tư ban đầu thấp, độ sụt áp an toàn ($\Delta U_{max,sc} = 8.33% \ll 20%$) và chi phí vận hành hàng năm $Z = 146.06\text{ tỷ VNĐ}$.

Kết quả đạt được

Thông số kỹ thuật máy biến áp tại 6 trạm biến áp hạ áp

Công suất định mức trạm chọn theo điều kiện quá tải sau sự cố hỏng 1 máy biến áp: $$S_{đmBA} \ge \frac{S_{pt}}{k_{qt} \cdot (n - 1)} = \frac{S_{pt}}{1.4 \cdot (2 - 1)} = \frac{S_{pt}}{1.4}$$

  • TBA 1 ($P_{max} = 20\text{ MW}$): $S_{pt1} = 22.22\text{ MVA} \to$ Chọn $2 \times 16\text{ MVA}$ (110/22 kV).
  • TBA 2 ($P_{max} = 25\text{ MW}$): $S_{pt2} = 27.78\text{ MVA} \to$ Chọn $2 \times 20\text{ MVA}$ (110/22 kV).
  • TBA 3 ($P_{max} = 30\text{ MW}$): $S_{pt3} = 33.33\text{ MVA} \to$ Chọn $2 \times 25\text{ MVA}$ (110/22 kV).
  • TBA 4 ($P_{max} = 28\text{ MW}$): $S_{pt4} = 31.11\text{ MVA} \to$ Chọn $2 \times 25\text{ MVA}$ (110/22 kV).
  • TBA 5 ($P_{max} = 30\text{ MW}$): $S_{pt5} = 33.33\text{ MVA} \to$ Chọn $2 \times 25\text{ MVA}$ (110/22 kV).
  • TBA 6 ($P_{max} = 32\text{ MW}$): $S_{pt6} = 35.56\text{ MVA} \to$ Chọn $2 \times 25\text{ MVA}$ (110/22 kV).

Đổi mới và đóng góp

  1. Tối ưu hóa cấu trúc phân nhánh kết hợp: Thay vì áp dụng phương thức truyền thống rải lộ kép đồng loạt (PA1) gây lãng phí vốn, đề tài áp dụng cấu trúc phân nhánh hợp lý $N-1-3$ (dây AC-150 cho đoạn trục chính và AC-95 cho phân nhánh), giúp giảm $10.2%$ vốn đầu tư xây lắp đường dây tương đương tiết kiệm hơn $91.4\text{ tỷ đồng}$.
  2. Tiêu chuẩn hóa thiết bị trạm biến áp: Áp dụng cấu hình trạm chuẩn hóa 2 máy biến áp vận hành song song kết hợp sơ đồ cầu trong (Inner Bridge Scheme) cho các trạm nhánh có chiều dài đường dây lớn. Sơ đồ này giảm thiểu số lượng máy cắt 110 kV đắt tiền (chỉ dùng 3 máy cắt thay vì 4 máy cắt), giúp giảm $25%$ diện tích mặt bằng trạm và chi phí thiết bị đóng cắt cao áp.
  3. Chiến lược điều chỉnh điện áp linh hoạt: Xác lập ma trận nấc phân áp cho MBA 110/22 kV ở cả 3 chế độ ($P_{max}, P_{min}$, sự cố), đảm bảo chất lượng điện áp đầu ra tại thanh cái 22 kV luôn duy trì độ lệch $\delta U \in [0%, +5%]$ mà không cần trang bị thêm trạm bù đắt tiền.

Ứng dụng thực tế và triển khai

Kịch bản vận hành thực tế

Hệ thống lưới điện thiết kế có khả năng đáp ứng hoàn hảo nhu cầu cấp điện cho một phân khu kinh tế gồm:

  • Cụm công nghiệp nặng và gia công cơ khí (Phụ tải 3, 5, 6: 30–32 MW).
  • Khu đô thị loại II và trung tâm hành chính (Phụ tải 1, 2: 20–25 MW).
  • Khu công nghệ cao và logistics (Phụ tải 4: 28 MW).
   [Giai đoạn 1: Chuẩn bị]
          └── Khảo sát địa hình tuyến & đền bù giải phóng mặt bằng (Tháng 1-3)
   [Giai đoạn 2: Xây lắp]
          └── Đúc móng cột bê tông, dựng cột thép & rải dây AC (Tháng 4-9)
   [Giai đoạn 3: Trạm biến áp]
          └── Lắp đặt MBA 110/22kV, tủ phân phối GIS/AIS & máy cắt SF6 (Tháng 7-11)
   [Giai đoạn 4: Thử nghiệm & Đóng điện]
          └── Thí nghiệm hiệu chỉnh Rơ-le, SCADA & đóng điện không tải (Tháng 12)

Phân tích hiệu quả kinh tế - kỹ thuật

  • Chi phí truyền tải điện năng đơn vị: Đạt mức $\approx 98.5\text{ VNĐ/kWh}$, thấp hơn đáng kể so với mức bình quân ngành ($120–140\text{ VNĐ/kWh}$).
  • Thời gian hoàn vốn đầu tư ($T_{hv}$): Ước tính $6.2\text{ năm}$, vượt mức kỳ vọng $8\text{ năm}$ ($a_{tc} = 0.125$).

Hạn chế và hướng phát triển

Hạn chế kỹ thuật

  • Đồ án sử dụng mô hình phụ tải tập trung tĩnh, chưa xét đến tính ngẫu nhiên của biểu đồ phụ tải theo thời gian thực (Real-time load profiles).
  • Giả định hệ số đồng thời cực đại $m = 1$ dẫn đến công suất tính toán có phần dư công suất an toàn cao hơn thực tế.

Hướng phát triển

  1. Tích hợp nguồn năng lượng tái tạo (RE): Nghiên cứu đấu nối các trang trại điện mặt trời và điện gió quy mô 20–50 MW vào thanh cái 110 kV, tính toán hiện tượng đảo chiều dòng công suất.
  2. Hiện đại hóa trạm biến áp số (Digital Substation): Chuyển đổi sơ đồ trạm sang chuẩn giao tiếp IEC 61850, thay thế cáp đồng nhị thứ bằng cáp quang Process Bus giúp nâng cao khả năng tự động hóa và an toàn vận hành.
  3. Ứng dụng thiết bị FACTS: Trang bị hệ thống bù tĩnh SVC/STATCOM tại các nút phụ tải xa nguồn để nâng cao giới hạn truyền tải ổn định động.

Đối tượng hưởng lợi

  • Sinh viên & Học viên ngành Kỹ thuật Điện / Hệ thống điện: Tài liệu tham khảo chuẩn mực về phương pháp luận thiết kế đồ án lưới điện khu vực, cách tra cứu catalog thiết bị và thuật toán phân bố công suất.
  • Kỹ sư thiết kế tại các công ty tư vấn điện lực (PECC): Cẩm nang tính toán nhanh các chỉ tiêu kỹ thuật $N-1$, lựa chọn tiết diện dây dẫn kinh tế và thiết kế cấu hình sơ đồ trạm 110 kV.
  • Đơn vị quản lý vận hành (Công ty Điện lực tỉnh/Tổng công ty Điện lực): Cơ sở đánh giá tổn thất kỹ thuật, xây dựng phương án điều thức nấc phân áp MBA khi vận hành thực tế.
  • Nhà nghiên cứu quy hoạch năng lượng: Mô hình tham chiếu phục vụ phát triển các thuật toán tối ưu hóa thông minh (PSO, Genetic Algorithm) trong bài toán mở rộng lưới điện.

Câu hỏi thường gặp

1. Tiêu chuẩn kỹ thuật cốt lõi để chọn tiết diện dây dẫn 110 kV là gì?

Tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ dòng điện kinh tế: $$F_{kt} = \frac{I_{max}}{J_{kt}}$$ Với lưới 110 kV dùng dây nhôm lõi thép (AC) có thời gian sử dụng công suất cực đại $T_{max} = 5100\text{ h} > 5000\text{ h}$, tra quy phạm chọn $J_{kt} = 1.1\text{ A/mm}^2$. Sau đó chọn tiết diện tiêu chuẩn gần nhất và kiểm tra lại theo điều kiện phát nóng lúc sự cố ($I_{sc} \le I_{cp}$), tổn thất điện áp ($\Delta U \le 10%$) và vầng quang ($F \ge 70\text{ mm}^2$).

2. Vì sao phương án 2 (phân nhánh) lại ưu việt hơn phương án 1 (hình tia lộ kép)?

Phương án 1 tuy có tổn thất điện áp thấp nhưng tổng chiều dài đường dây xây dựng quá lớn, đẩy vốn đầu tư lên đến $892.83\text{ tỷ VNĐ}$. Phương án 2 kết hợp nhánh $N-1-3$ hợp lý, tiết kiệm được $91.43\text{ tỷ VNĐ}$ vốn xây lắp trong khi vẫn thỏa mãn hoàn toàn tiêu chuẩn chất lượng điện áp ($\Delta U_{max,sc} = 8.33% \ll 20%$) và tiêu chuẩn an toàn cấp điện $N-1$.

3. Điều kiện để vận hành song song 2 máy biến áp trong cùng một trạm là gì?

Hai máy biến áp muốn vận hành song song an toàn phải thỏa mãn 4 điều kiện:

  1. Cùng tổ đấu dây (ví dụ $Y_0/\Delta-11$).
  2. Tỷ số biến áp bằng nhau (chênh lệch không quá $\pm 0.5%$).
  3. Điện áp ngắn mạch phần trăm $U_k%$ bằng nhau (chênh lệch không quá $\pm 10%$).
  4. Hoàn toàn đồng pha giữa các cuộn dây tương ứng.

4. Sơ đồ cầu trong được áp dụng trong trường hợp nào?

Sơ đồ cầu trong đặt máy cắt ở nhánh cầu và phía đường dây, dao cách ly ở phía máy biến áp. Sơ đồ này tối ưu nhất cho các trạm biến áp hạ áp có đường dây dài (xác suất sự cố đường dây cao hơn sự cố MBA) và trạm ít khi phải đóng cắt máy biến áp, giúp tiết kiệm chi phí đầu tư thiết bị đóng cắt.

5. Làm thế nào để đảm bảo điện áp thanh cái 22 kV không bị sụt giảm vào giờ cao điểm?

Hệ thống sử dụng bộ điều áp dưới tải (OLTC) tích hợp trên cuộn cao áp máy biến áp 110 kV với dải điều chỉnh $\pm 9 \times 1.78%$. Khi phụ tải cực đại làm tăng tổn thất điện áp trên đường dây và trong MBA, bộ điều khiển tự động sẽ chuyển nấc phân áp sang vị trí thích hợp để nâng điện áp thứ cấp 22 kV về phạm vi cho phép ($\delta U_{max} \le +5%$).

Kết luận

Đề tài "Thiết kế lưới điện khu vực" đã giải quyết thành công bài toán kỹ thuật phức tạp trong truyền tải và phân phối điện năng cho 6 trung tâm phụ tải loại I với tổng quy mô 165 MW. Thông qua quy trình tính toán khoa học, đề tài đã:

  • Lựa chọn cấp điện áp tối ưu $110\text{ kV}$, tuyển chọn cấu hình mạng phân nhánh tối ưu kinh tế kỹ thuật (Phương án 2) với hàm chi phí tính toán thấp nhất $Z = 146.06\text{ tỷ VNĐ/năm}$.
  • Xác định chính xác cấu hình máy biến áp hạ áp và sơ đồ nối điện chính hai thanh góp / cầu trong đảm bảo an toàn tuyệt đối theo tiêu chuẩn $N-1$.
  • Đảm bảo toàn diện các chỉ tiêu chất lượng điện năng, khả năng phát nóng dây dẫn và chiến lược điều chỉnh điện áp linh hoạt.

Kết quả của đề tài là nguồn tài liệu tham khảo có giá trị cao về mặt học thuật và mang tính ứng dụng thực tiễn sâu sắc cho công tác quy hoạch, thiết kế và vận hành hệ thống điện khu vực hiện đại.