Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu

Điện năng đóng vai trò then chốt trong sự phát triển kinh tế - xã hội và quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa. Do quá trình sản xuất và tiêu thụ điện năng diễn ra đồng thời, không thể tích trữ quy mô lớn trong hệ thống truyền tải, việc tính toán quy hoạch và thiết kế mạng lưới điện nhằm đảm bảo cân bằng công suất, an toàn cung cấp điện và tối ưu hóa chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật là nhiệm vụ cơ bản của kỹ thuật hệ thống điện. Đồ án tốt nghiệp "Thiết kế lưới điện" của sinh viên Nguyễn Hiệu (Khoa Kỹ thuật Điện, Trường Đại học Điện Lực) thực hiện bài toán thiết kế mạng lưới điện khu vực cấp điện áp 110 kV nhằm cung cấp điện liên tục và ổn định cho 5 trung tâm phụ tải từ một nguồn điện hệ thống.

Mục tiêu chính của đề tài là xây dựng phương án cấp điện tối ưu về mặt kỹ thuật, tin cậy về vận hành và đạt hiệu quả kinh tế cao nhất. Nhiệm vụ nghiên cứu được xác định theo 8 nội dung cụ thể:

  1. Phân tích đặc tính nguồn điện, phụ tải và tính toán cân bằng công suất tác dụng, công suất phản kháng trong hệ thống.
  2. Xây dựng và đề xuất các phương án cấu trúc nối dây khả thi cho mạng điện khu vực.
  3. Xác định cấp điện áp định mức và tính chọn tiết diện dây dẫn theo tiêu chuẩn kinh tế, kỹ thuật cho từng phương án.
  4. Tính toán tổn thất công suất, vốn đầu tư, tổn thất điện năng và chi phí tính toán quy năm để so sánh kinh tế - kỹ thuật, lựa chọn phương án tối ưu.
  5. Tính chọn số lượng, công suất định mức của máy biến áp tại các trạm hạ áp và thiết kế sơ đồ nối điện chính.
  6. Tính toán chế độ xác lập của mạng điện trong các trạng thái vận hành: phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và chế độ sau sự cố nặng nề.
  7. Phân tích điện áp các nút tải và tính toán chọn đầu phân áp điều chỉnh điện áp cho các máy biến áp.
  8. Tổng kết và đánh giá toàn diện các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện thiết kế.

Đối tượng nghiên cứu là mạng lưới truyền tải điện khu vực cấp điện áp 110 kV, các trạm biến áp hạ áp 110/22 kV, dây dẫn nhôm lõi thép và máy biến áp lực 3 pha 2 cuộn dây. Phạm vi nghiên cứu bao gồm một nguồn điện hệ thống có công suất vô cùng lớn cung cấp cho 5 phụ tải đặt tại các vị trí địa lý xác định với khoảng cách từ nguồn đến phụ tải dao động từ 29,15 km đến 61,03 km. Tổng công suất tác dụng cực đại của toàn khu vực là 161 MW, thời gian sử dụng công suất lớn nhất $T_{max} = 5473$ giờ, tỷ lệ phụ tải cực tiểu so với cực đại $P_{min}/P_{max} = 0,74$, hệ số công suất $\cos\varphi = 0,9$.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp

Đề tài áp dụng hệ thống lý thuyết chuẩn mực trong chuyên ngành Hệ thống điện và Thiết kế mạng điện khu vực:

  • Khung lý thuyết và mô hình tính toán:
    • Công thức kinh nghiệm Still dùng để xác định sơ bộ cấp điện áp định mức kinh tế: $U = 4,34 \sqrt{L + 16(P/n)}$.
    • Mô hình tổn thất điện năng qua thời gian tổn thất công suất cực đại $\tau = (0,124 + T_{max} \cdot 10^{-4})^2 \cdot 8760$.
    • Mô hình hàm chi phí tính toán quy năm $Z = (a_{tc} + a_{vh})K + \Delta A \cdot C$ với hệ số hiệu quả vốn đầu tư $a_{tc} = 0,125$, hệ số vận hành đường dây $a_{vh} = 0,04$, và giá thành tổn thất điện năng $C = 1500$ đồng/kWh.
    • Sơ đồ thay thế hình chữ $\Pi$ cho đường dây tải điện trên không 110 kV và sơ đồ thay thế máy biến áp 2 cuộn dây gồm nhánh tổng trở nối tiếp ($R_B, X_B$) và nhánh dẫn nạp song song ($G_B, B_B$).
  • Quy chuẩn kỹ thuật áp dụng: Thông tư số 39/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối, trong đó quy định độ lệch điện áp cho phép tại điểm đấu nối: chế độ vận hành bình thường (cực đại, cực tiểu) nằm trong dải $\pm 5% U_{đm}$; chế độ sau sự cố nằm trong dải $-10% \div +5% U_{đm}$.
  • Phương pháp nghiên cứu:
    • Phương pháp giải tích kết hợp phương pháp mật độ dòng điện kinh tế ($J_{kt} = 1,0\text{ A/mm}^2$) để chọn tiết diện dây dẫn nhôm lõi thép (AC).
    • Phương pháp kiểm tra điều kiện phát nóng lúc sự cố nặng nề ($I_{sc} \le I_{cp}$), điều kiện vầng quang điện áp 110 kV ($F \ge 70\text{ mm}^2$) và kiểm tra tổn thất điện áp cho phép ($\Delta U_{bt%} \le 10%$, $\Delta U_{sc%} \le 15%$ đối với lưới hở; $\Delta U_{bt%} \le 15%$, $\Delta U_{sc%} \le 20%$ đối với mạch vòng).
    • Phương pháp phân tích dòng phân bố công suất theo mômen công suất trên lưới mạch vòng đồng nhất.
    • Phương pháp giải tích xác lập trào lưu công suất và tính toán sụt áp ngược từ phụ tải về nguồn.
  • Nguồn dữ liệu: Số liệu nhiệm vụ thiết kế đồ án lưới điện do Bộ môn Hệ thống điện – Khoa Kỹ thuật Điện giao; thông số kỹ thuật dây dẫn AC, đơn giá xây dựng đường dây 110 kV theo tài liệu "Thiết kế các mạng và hệ thống điện" (2008); thông số máy biến áp lực 110 kV dòng TPDH theo giáo trình "Lưới điện" của TS. Đào Tuyết Minh.

Nội dung chính theo từng chương

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

Chương này tập trung đánh giá hiện trạng nguồn, phụ tải, kiểm tra cân bằng năng lượng và vạch các phương án cấu trúc mạng điện:

  • Phân tích nguồn và phụ tải: Nguồn điện hệ thống có công suất vô cùng lớn, hệ số công suất $\cos\varphi = 0,85$, điện áp thanh cái biến thiên theo chế độ ($U_A = 1,1 U_{đm}$ khi cực đại/sự cố; $U_A = 1,05 U_{đm}$ khi cực tiểu). Toàn mạng có 5 phụ tải: Tải 1 ($P_{max} = 32\text{ MW}$), Tải 2 ($27\text{ MW}$), Tải 3 ($33\text{ MW}$), Tải 4 ($30\text{ MW}$), Tải 5 ($39\text{ MW}$). Trong đó, các tải 1, 2, 3, 5 thuộc hộ loại I (chiếm 80%) đòi hỏi cấp điện liên tục bằng đường dây lộ kép và 2 máy biến áp; tải 4 thuộc hộ loại III (chiếm 20%) được cấp bằng đường dây lộ đơn.
  • Cân bằng công suất:
    • Công suất tác dụng: Tổng công suất tải cực đại $\sum P_{max} = 161\text{ MW}$, tổn thất sơ bộ trong mạng lấy $5%$ ($\sum \Delta P = 8,05\text{ MW}$), công suất yêu cầu từ nguồn là $P_N = 169,05\text{ MW}$. Nguồn công suất vô cùng lớn đáp ứng hoàn toàn nhu cầu này.
    • Công suất phản kháng: Nguồn phát công suất phản kháng $Q_N = P_N \cdot \tan(\arccos 0,85) = 104,77\text{ MVAr}$. Tổng nhu cầu phản kháng gồm phụ tải ($\sum Q_{max} = 77,97\text{ MVAr}$) và tổn thất máy biến áp ($5% \sum Q_{max} = 3,90\text{ MVAr}$) là $81,88\text{ MVAr}$. Lượng công suất bù sơ bộ $Q_{bù} = 81,88 - 104,77 = -22,89\text{ MVAr} < 0$. Do hệ thống phát dư công suất phản kháng nên không cần lắp đặt tụ bù tĩnh sơ bộ.
  • Lựa chọn cấp điện áp và phương án cấu trúc: Căn cứ công thức Still, điện áp tính toán dao động từ 70,91 kV đến 106,06 kV, đồ án lựa chọn cấp điện áp định mức thống nhất $U_{đm} = 110\text{ kV}$. Tác giả đề xuất 5 phương án nối dây:
    • Phương án 1: Mạng hình tia độc lập cấp điện từ nguồn N đến từng phụ tải (N-1, N-2, N-3, N-5 là lộ kép; N-4 là lộ đơn).
    • Phương án 2: Đường dây liên thông N-5-1 (lộ kép), các nhánh N-2, N-3 (lộ kép) và N-4 (lộ đơn).
    • Phương án 3: Hai nhánh liên thông N-5-1 và N-2-3 (lộ kép), nhánh tia N-4 (lộ đơn).
    • Phương án 4: Cấu trúc mạch vòng kín N-1-2-N (lộ đơn), kết hợp các nhánh tia N-3, N-5 (lộ kép) và N-4 (lộ đơn).
    • Phương án 5: Cấu trúc mạch vòng kín N-1-5-N (lộ đơn), kết hợp nhánh liên thông N-2-3 (lộ kép) và nhánh tia N-4 (lộ đơn).

Chương II: Tính chọn tiết diện dây dẫn

Tác giả tiến hành tính toán dòng điện làm việc cực đại $I_{max}$, xác định tiết diện kinh tế $F_{tt} = I_{max}/J_{kt}$ với $J_{kt} = 1,0\text{ A/mm}^2$, chọn tiết diện tiêu chuẩn dây nhôm lõi thép AC và thực hiện kiểm tra kỹ thuật (vầng quang, phát nóng lúc sự cố, tổn thất điện áp):

Phương án Nhánh / Đường dây Tiết diện tính toán ($F_{tt}$, $\text{mm}^2$) Loại dây dẫn quy chuẩn Dòng cho phép ($I_{cp}$, A) $\Delta U_{bt\ max}$ (%) $\Delta U_{sc\ max}$ (%)
Phương án 1 N-1, N-2, N-3, N-5
N-4		 93,32; 78,73; 96,23; 113,71
174,94		 AC-120 (lộ kép)
AC-185 (lộ đơn)		 380
515		 3,72 7,44
Phương án 2 N-5, 5-1, N-2, N-3
N-4		 207,03 (N-5); 93,32 (5-1)
174,94		 AC-240, AC-120
AC-185		 610, 380
515		 4,64 7,29
Phương án 3 N-5, 5-1, N-2, 2-3
N-4		 207,03; 93,32; 174,96; 96,23
174,94		 AC-240, AC-120, AC-185
AC-185		 610, 380, 515
515		 5,98 10,44
Phương án 4 N-1, N-2, 1-2, N-3, N-5
N-4		 173,26; 170,80; 13,35; 96,23; 113,71
174,94		 AC-185, AC-70, AC-120
AC-185		 515, 265, 380
515		 4,82 12,97
Phương án 5 N-5, 5-1, N-1, N-2, 2-3
N-4		 253,85; 26,40; 160,21; 174,96; 96,23
174,94		 AC-300, AC-70, AC-185, AC-120
AC-185		 695, 265, 515, 380
515		 4,98 17,89

Kết quả kiểm tra khẳng định tất cả các phương án đều thỏa mãn điều kiện vầng quang ($F \ge 70\text{ mm}^2$), điều kiện phát nóng khi sự cố ($I_{sc} \le I_{cp}$) và điều kiện tổn thất điện áp cho phép.

Chương III: So sánh các phương án về kinh tế, kỹ thuật

Để lựa chọn cấu trúc tối ưu, tác giả tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của 5 phương án dựa trên thời gian tổn thất công suất cực đại $\tau = 3947,64$ giờ:

Chỉ tiêu so sánh Phương án 1 Phương án 2 Phương án 3 Phương án 4 Phương án 5
Tổn thất công suất cực đại $\Delta P$ (MW) 3,34 3,48 3,37 3,66 3,61
Tổn thất điện năng hàng năm $\Delta A$ (MWh) 13.185,12 13.737,79 13.303,54 14.448,36 14.250,98
Vốn đầu tư xây dựng đường dây $K$ ($10^6$ đ) 125.427,23 123.287,55 109.977,96 117.687,20 127.431,99
Chi phí tính toán hàng năm $Z$ ($10^{10}$ đ) 4,05 4,09 3,85 4,11 4,24
Tổn thất điện áp bình thường cực đại $\Delta U_{bt%}$ 3,72% 4,64% 5,98% 4,82% 4,98%
Tổn thất điện áp sau sự cố cực đại $\Delta U_{sc%}$ 7,44% 7,29% 10,44% 12,97% 17,89%

So sánh chi phí quy năm cho thấy Phương án 3 có giá trị $Z$ thấp nhất ($3,85 \times 10^{10}$ đồng), Phương án 1 có $Z = 4,05 \times 10^{10}$ đồng. Độ chênh lệch chi phí giữa Phương án 1 và Phương án 3 là $\Delta Z = (4,05 - 3,85) / 4,05 \approx 4,94%$ (nhỏ hơn ngưỡng sai số $5%$). Xét về mặt kỹ thuật, Phương án 1 có chất lượng điện áp vượt trội ($\Delta U_{sc\ max} = 7,44%$ so với $10,44%$ của Phương án 3), sơ đồ nối dây hình tia độc lập giúp công tác bảo vệ rơ-le đơn giản, độ tin cậy cung cấp điện cao và vận hành linh hoạt. Do đó, Phương án 1 được lựa chọn làm phương án thiết kế chính thức.

Chương IV: Tính chọn máy biến áp và sơ đồ nối điện chính

  • Tính chọn máy biến áp:
    • Trạm loại I (Tải 1, 2, 3, 5): Đặt 2 máy biến áp làm việc song song, kiểm tra theo điều kiện quá tải sau sự cố $40%$ ($S_{đmB} \ge S_{max}/1,4$). Trạm 1 yêu cầu $S_{đmB} \ge 25,40\text{ MVA}$; Trạm 2 yêu cầu $S_{đmB} \ge 21,43\text{ MVA}$; Trạm 3 yêu cầu $S_{đmB} \ge 26,19\text{ MVA}$; Trạm 5 yêu cầu $S_{đmB} \ge 30,95\text{ MVA}$. Tác giả chọn đồng bộ máy biến áp 3 pha 2 cuộn dây kiểu TPDH-32000/110 ($S_{đm} = 32\text{ MVA}$; điện áp $115/22\text{ kV}$; $U_k% = 10,5%$; $\Delta P_n = 145\text{ kW}$; $\Delta P_0 = 35\text{ kW}$; $I_0% = 0,75%$; điện trở $R_B = 1,87\ \Omega$; điện kháng $X_B = 43,5\ \Omega$; $\Delta Q_0 = 240\text{ kVAr}$).
    • Trạm loại III (Tải 4): Đặt 1 máy biến áp theo điều kiện $S_{đmB} \ge S_{max} = 33,33\text{ MVA}$. Tác giả chọn máy TPDH-40000/110 ($S_{đm} = 40\text{ MVA}$; điện áp $115/22\text{ kV}$; $U_k% = 10,5%$; $\Delta P_n = 175\text{ kW}$; $\Delta P_0 = 42\text{ kW}$; $I_0% = 0,70%$; $R_B = 1,44\ \Omega$; $X_B = 34,8\ \Omega$; $\Delta Q_0 = 280\text{ kVAr}$).
  • Lựa chọn sơ đồ nối điện chính:
    • Trạm nguồn: Áp dụng sơ đồ hệ thống 2 thanh góp có máy cắt liên lạc nhằm đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục cho $80%$ phụ tải loại I.
    • Trạm hạ áp loại I (Trạm 1, 2, 3, 5): Do chiều dài các đường dây đều nhỏ hơn 70 km ($L < 70\text{ km}$) và ít xảy ra sự cố, tác giả chọn sơ đồ cầu ngoài (máy cắt đặt phía máy biến áp) để thuận tiện cho việc đóng cắt máy biến áp khi phụ tải thay đổi giữa chế độ cực đại và cực tiểu.
    • Trạm hạ áp loại III (Trạm 4): Áp dụng sơ đồ khối bộ đường dây - máy biến áp nhằm tiết kiệm thiết bị đóng cắt cao áp.

Chương V: Tính chế độ xác lập

Chương này thiết lập mô hình tính toán tổn thất công suất trên các phần tử của mạng điện Phương án 1:

  • Tổn thất trong lõi thép máy biến áp gồm tổn thất tác dụng không tải $\Delta P_0$ và tổn thất phản kháng từ hóa $\Delta Q_0 = (I_0% \cdot S_{đmB})/100$.
  • Tổn thất trong cuộn dây máy biến áp $\Delta \dot{S}{Cu} = (S{pt}^2 / U_{đm}^2) \cdot Z_B$.
  • Xác định dòng phân bố công suất và sụt áp trên 5 tuyến đường dây hình tia trong 3 trạng thái vận hành:
    • Chế độ phụ tải cực đại: Tính toán tại điện áp nguồn $U_A = 1,1 U_{đm} = 121\text{ kV}$ ứng với tổng tải $161\text{ MW} + j77,97\text{ MVAr}$.
    • Chế độ phụ tải cực tiểu: Tính toán tại điện áp nguồn $U_A = 1,05 U_{đm} = 115,5\text{ kV}$ ứng với tải giảm còn $74%$ ($119,14\text{ MW} + j60,71\text{ MVAr}$).
    • Chế độ sau sự cố: Tính toán khi ngừng vận hành 1 mạch trên các tuyến đường dây lộ kép và 1 máy biến áp tại các trạm hạ áp đôi.

Chương VI: Tính điện áp nút và chọn đầu điều chỉnh điện áp

  • Tính toán điện áp nút: Tác giả xác định điện áp thanh cái cao áp 110 kV và thanh cái hạ áp 22 kV tại các trạm biến áp ở các chế độ cực đại ($U_{cs} = 121\text{ kV}$), cực tiểu ($U_{cs} = 115,5\text{ kV}$) và sự cố ($U_{cs} = 121\text{ kV}$).
  • Lựa chọn phương thức và đầu phân áp: Sử dụng máy biến áp có trang bị bộ điều chỉnh điện áp dưới tải (OLTC) và bộ điều chỉnh điện áp cố định không tải nhằm duy trì điện áp thanh cái thứ cấp 22 kV luôn thỏa mãn dải cho phép theo Thông tư 39/2015/TT-BCT ($\pm 5%$ trong chế độ bình thường và $-10% \div +5%$ trong chế độ sự cố).

Chương VII: Tính chỉ tiêu kinh tế - kĩ thuật của mạng điện

Chương cuối cùng tổng kết toàn bộ các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện thiết kế hoàn chỉnh:

  • Tổng hợp vốn đầu tư đường dây $K_{đd}$ và vốn đầu tư trạm biến áp $K_{tba}$.
  • Thống kê tổn thất công suất tác dụng toàn mạng $\Delta P_{\Sigma}$ và tổn thất điện năng hàng năm $\Delta A_{\Sigma}$.
  • Xác định các đại lượng kinh tế tổng hợp: Chi phí vận hành hàng năm $Y$, chi phí tính toán quy năm $Z$, giá thành truyền tải điện năng đơn vị $\beta$ (đồng/kWh) và suất vốn đầu tư xây dựng trên 1 MW công suất phụ tải cực đại $K_0$ (đồng/MW).

Kết quả và đóng góp

Kết quả chính kèm số liệu thực tế

  • Cấu hình mạng điện tối ưu: Xác lập mạng hình tia 110 kV gồm 4 lộ kép sử dụng dây nhôm lõi thép AC-120 (cấp điện cho các trạm 1, 2, 3, 5) và 1 lộ đơn sử dụng dây AC-185 (cấp điện cho trạm 4).
  • Quy mô hệ thống biến áp: Lắp đặt tổng cộng 9 máy biến áp lực 110/22 kV với tổng công suất đặt $296\text{ MVA}$, bao gồm 8 máy TPDH-32000/110 (đặt tại 4 trạm loại I) và 1 máy TPDH-40000/110 (đặt tại trạm 4 loại III).
  • Chỉ tiêu kỹ thuật:
    • Tổn thất điện áp lớn nhất ở chế độ bình thường cực đại: $\Delta U_{bt\ max} = 3,72%$ (tại nhánh N-3), thấp hơn nhiều so với giới hạn $10%$.
    • Tổn thất điện áp lớn nhất ở chế độ sự cố đứt một mạch: $\Delta U_{sc\ max} = 7,44%$ (tại nhánh N-3), thấp hơn nhiều so với giới hạn $15%$.
  • Chỉ tiêu kinh tế đường dây:
    • Tổng tổn thất công suất tác dụng cực đại trên đường dây: $\Delta P = 3,34\text{ MW}$ (tương đương $2,07%$ tổng công suất phụ tải cực đại 161 MW).
    • Tổng tổn thất điện năng hàng năm trên đường dây: $\Delta A = 13.185,12\text{ MWh}$.
    • Tổng vốn đầu tư xây dựng các tuyến đường dây: $K = 125,43\text{ tỷ đồng}$ ($125.427,23 \times 10^6$ đồng).
    • Chi phí tính toán quy năm của hệ thống đường dây: $Z = 40,5\text{ tỷ đồng}$ ($4,05 \times 10^{10}$ đồng).

Giải pháp kỹ thuật tác giả đề xuất

  • Đề xuất ứng dụng sơ đồ cầu ngoài tại các trạm biến áp phụ tải loại I có chiều dài đường dây dưới 70 km, cho phép linh hoạt cắt bớt một máy biến áp khi chuyển sang chế độ phụ tải cực tiểu nhằm giảm tổn thất không tải trong lõi thép máy biến áp.
  • Tận dụng tối đa khả năng phát công suất phản kháng của nguồn hệ thống ($\cos\varphi = 0,85$, $Q_N = 104,77\text{ MVAr}$) để bù đắp hoàn toàn nhu cầu phản kháng của phụ tải và máy biến áp mà không cần đầu tư các dàn tụ bù ngang sơ bộ tĩnh.
  • Lựa chọn sơ đồ 2 thanh góp có máy cắt liên lạc phía trạm nguồn nhằm phân đoạn vận hành an toàn và nâng cao độ tin cậy cấp điện cho các phụ tải quan trọng.

Đóng góp của đồ án

  • Đồ án cung cấp một bản thiết kế hoàn chỉnh từ khâu cân bằng công suất, quy hoạch cấu trúc lưới, chọn lựa vật liệu khí cụ, tính toán chế độ xác lập đến phương án điều chỉnh điện áp thực tế, bám sát các tiêu chuẩn kỹ thuật hiện hành theo Thông tư 39/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương.

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

  • Hạn chế:
    • Nguồn điện được giả định là thanh cái có công suất vô cùng lớn với điện áp cố định theo chế độ, chưa xét đến dao động tần số và đặc tính điều tốc của các tổ máy phát thực tế.
    • Tính toán cân bằng phản kháng sơ bộ giả định công suất phản kháng cảm ứng trên đường dây cân bằng với công suất phản kháng do điện dung sinh ra ($\sum Q_L = \sum Q_C$).
    • Đề tài chưa thực hiện bài toán tính toán dòng ngắn mạch ba pha và ngắn mạch không đối xứng để kiểm tra ổn định động, ổn định nhiệt và lựa chọn chi tiết các khí cụ đóng cắt (máy cắt, dao cách ly, biến dòng, biến điện áp).
    • Chưa xét đến tốc độ tăng trưởng phụ tải theo quy hoạch phát triển dài hạn (bài toán quy hoạch mở rộng lưới điện đa giai đoạn).
  • Hướng phát triển:
    • Mở rộng tính toán dòng ngắn mạch chi tiết tại các thanh cái để chọn và kiểm tra toàn bộ thiết bị điện, khí cụ đóng cắt và hệ thống thanh dẫn trong trạm.
    • Thiết kế hệ thống bảo vệ rơ-le và tự động hóa cho các phần tử trên lưới điện 110 kV.
    • Ứng dụng các phần mềm chuyên ngành (PSS/E, ETAP, PowerFactory) để mô phỏng trào lưu công suất, phân tích ổn định động và tối ưu hóa vị trí đặt thiết bị bù công suất phản kháng chi tiết.

Giá trị tham khảo

  • Đối tượng sử dụng: Đồ án là tài liệu tham khảo hữu ích cho sinh viên, học viên chuyên ngành Kỹ thuật điện, Hệ thống điện, Thiết bị điện tại các trường đại học kỹ thuật trong quá trình thực hiện đồ án môn học Thiết kế lưới điện, đồ án môn học Trạm biến áp hoặc đồ án tốt nghiệp kỹ sư điện.
  • Nội dung giá trị:
    • Phương pháp luận và các bước tính toán so sánh kinh tế - kỹ thuật giữa 5 phương án nối dây (mạng hình tia, mạng liên thông, mạng vòng kín) với hệ thống bảng biểu so sánh chi tiết.
    • Quy trình tính chọn công suất máy biến áp theo điều kiện quá tải sau sự cố và phương pháp lựa chọn đầu phân áp điều chỉnh điện áp máy biến áp theo Thông tư 39/2015/TT-BCT.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao đồ án không bố trí tụ bù tĩnh sơ bộ tại các trạm phụ tải?
Trong quá trình tính toán cân bằng công suất phản kháng ở Chương I, nguồn điện hệ thống có $\cos\varphi = 0,85$, phát ra công suất phản kháng $Q_N = 104,77\text{ MVAr}$. Tổng nhu cầu phản kháng của phụ tải và tổn thất biến áp chỉ là $81,88\text{ MVAr}$. Do $Q_{bù} = 81,88 - 104,77 = -22,89\text{ MVAr} < 0$, nguồn điện hệ thống hoàn toàn đáp ứng và dư thừa công suất phản kháng, do đó không cần đầu tư tụ bù tĩnh sơ bộ.

2. Vì sao Phương án 1 được lựa chọn dù Phương án 3 có chi phí quy năm ($Z$) thấp hơn?
Phương án 3 có chi phí quy năm thấp nhất ($Z = 3,85 \times 10^{10}$ đồng), thấp hơn Phương án 1 ($Z = 4,05 \times 10^{10}$ đồng). Tuy nhiên, mức chênh lệch chi phí giữa hai phương án chỉ là $4,94%$ (nhỏ hơn ngưỡng sai số kinh tế cho phép $5%$). Xét về mặt kỹ thuật, Phương án 1 có tổn thất điện áp sau sự cố thấp hơn đáng kể ($\Delta U_{sc\ max} = 7,44%$ so với $10,44%$ của Phương án 3), cấu trúc hình tia lộ kép độc lập giúp bảo vệ rơ-le đơn giản, khi sự cố trên một tuyến không gây ảnh hưởng liên đới đến các trạm khác. Vì vậy, Phương án 1 được chọn là phương án tối ưu.

3. Tiêu chuẩn chọn dung lượng máy biến áp cho các trạm loại I trong đồ án là gì?
Các trạm phụ tải loại I (Trạm 1, 2, 3, 5) được trang bị 2 máy biến áp làm việc song song. Dung lượng định mức của mỗi máy phải thỏa mãn điều kiện quá tải $40%$ khi sự cố ngừng 1 máy trong thời gian phụ tải cực đại: $S_{đmB} \ge S_{max} / 1,4$. Do đó, đồ án đã chọn đồng bộ 8 máy biến áp kiểu TPDH-32000/110 ($32\text{ MVA}$) cho cả 4 trạm phụ tải loại I.

4. Sơ đồ nối điện chính tại các trạm hạ áp phụ tải loại I được thiết kế theo dạng nào và vì sao?
Các trạm hạ áp loại I sử dụng sơ đồ cầu ngoài (máy cắt đặt phía máy biến áp). Lý do là chiều dài các tuyến đường dây nối từ nguồn đến phụ tải đều ngắn ($L < 70\text{ km}$) và ít xảy ra sự cố trên đường dây; việc bố trí máy cắt phía biến áp giúp đơn giản hóa và linh hoạt thao tác đóng cắt máy biến áp khi chuyển đổi chế độ vận hành cực đại và cực tiểu của trạm.

5. Cấp điện áp 110 kV của mạng điện được xác định dựa trên cơ sở nào?
Cấp điện áp định mức được xác định sơ bộ dựa trên công thức kinh nghiệm Still $U = 4,34 \sqrt{L + 16(P/n)}$ với khoảng cách truyền tải $L$ từ $29,15\text{ km}$ đến $61,03\text{ km}$ và công suất truyền tải mỗi mạch $P$ từ $27\text{ MW}$ đến $39\text{ MW}$. Điện áp tính toán trên các nhánh dao động từ $70,91\text{ kV}$ đến $106,06\text{ kV}$, phù hợp để quy chuẩn về cấp điện áp định mức tiêu chuẩn của lưới điện Việt Nam là $110\text{ kV}$.

Kết luận

Đồ án tốt nghiệp "Thiết kế lưới điện" của tác giả Nguyễn Hiệu đã giải quyết trọn vẹn bài toán thiết kế kỹ thuật mạng truyền tải điện khu vực 110 kV cung cấp cho 5 phụ tải với tổng công suất cực đại 161 MW. Thông qua việc tính toán, kiểm tra toàn diện các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật và so sánh định lượng giữa 5 phương án cấu trúc lưới, tác giả đã chứng minh tính tối ưu của phương án mạng hình tia lộ kép sử dụng dây nhôm lõi thép AC-120 kết hợp trạm biến áp 110/22 kV kiểu TPDH. Bản thiết kế đảm bảo nghiêm ngặt các quy định về độ tin cậy cung cấp điện, giới hạn phát nóng, ổn định điện áp theo Thông tư 39/2015/TT-BCT và mang lại giá trị tham khảo kỹ thuật cao cho sinh viên ngành Hệ thống điện.