Giới thiệu dự án

Sự phát triển mạnh mẽ của kinh tế công nghiệp tại tỉnh Hải Dương, đặc biệt là địa bàn huyện Cẩm Giàng với các khu công nghiệp trọng điểm như Khu công nghiệp (KCN) Phúc Điền, KCN Tân Trường và KCN Đại An, đã tạo ra áp lực rất lớn lên hạ tầng cung cấp năng lượng. Với tốc độ tăng trưởng giá trị sản xuất công nghiệp toàn huyện đạt bình quân 19,7%/năm và tốc độ gia tăng nhu cầu phụ tải điện năng hàng năm từ 10% đến 12%, việc đảm bảo nguồn điện ổn định, chất lượng cao là điều kiện tiên quyết để duy trì đà phát triển kinh tế - xã hội.

Trạm biến áp (TBA) 110kV Phúc Điền được đưa vào vận hành với quy mô ban đầu gồm 01 máy biến áp (MBA) T1 công suất 63MVA (cấp điện áp 110/38,5/23kV). Theo số liệu theo dõi nhật ký vận hành thực tế, công suất tiêu thụ cực đại của trạm đã chạm ngưỡng $P_{max} = 56\text{ MW}$ (với hệ số công suất $\cos\varphi = 0,9$), tương đương mức mang tải thường xuyên xấp xỉ 100% công suất định mức $S_{đm} = 63\text{ MVA}$. Tình trạng vận hành đầy tải liên tục này tiềm ẩn nguy cơ sự cố nghiêm trọng, không đáp ứng được tiêu chuẩn vận hành an toàn $N-1$, đồng thời không còn công suất dự phòng để cấp điện hỗ trợ liên lạc cho các trạm 110kV lân cận như TBA Đông Niên, TBA Nghĩa An và TBA Ngọc Sơn. Bên cạnh đó, phía điện áp 22kV của trạm chưa được khai thác, trong khi Công ty TNHH MTV Điện lực Hải Dương có chủ trương chuyển đổi phụ tải lưới 35kV sang 22kV nhằm chuẩn hóa cấp điện áp phân phối theo quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.

Mục tiêu cụ thể của dự án nghiên cứu và thiết kế nâng cấp trạm bao gồm:

  1. Nâng tổng dung lượng trạm từ 1x63MVA lên 2x63MVA (tổng công suất 126MVA) nhằm xóa bỏ hoàn toàn điểm nghẽn quá tải cục bộ.
  2. Thiết lập cấu hình vận hành song song 2 máy biến áp, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện theo tiêu chí $N-1$ cho các phụ tải loại I và loại II trong KCN.
  3. Mở rộng và khai thác ngăn lộ phân phối 22kV, sẵn sàng cho lộ trình chuyển đổi cấp điện áp trung áp đồng bộ trên địa bàn.
  4. Tính toán dòng ngắn mạch chính xác tại các cấp điện áp ($110\text{ kV}$, $35\text{ kV}$, $22\text{ kV}$), xác định xung lượng nhiệt $B_N$ và dòng xung kích $i_{xk}$ làm cơ sở lựa chọn, kiểm tra toàn diện khí cụ điện nhất thứ và nhị thứ.
  5. Thiết kế hoàn chỉnh hệ thống bảo vệ rơle kỹ thuật số tích hợp giao thức truyền thông tiêu chuẩn SCADA, hệ thống chống sét van ZnO và nối đất an toàn.

Phạm vi của dự án tập trung vào tính toán kỹ thuật điện, lựa chọn thiết bị nhất thứ/nhị thứ, tự dùng, chống sét, nối đất và lập tổng mức đầu tư trong khuôn viên diện tích $2900\text{ m}^2$ sẵn có của trạm, tận dụng tối đa cơ sở hạ tầng mương cáp và móng máy đã được dự phòng từ giai đoạn thiết kế ban đầu.

Phân tích và thiết kế giải pháp

Phân tích hiện trạng

Trạm 110kV Phúc Điền hiện hữu sử dụng sơ đồ nối điện phía 110kV kiểu sơ đồ cầu ngoài với 02 ngăn lộ đường dây 110kV đến (ngăn 171, 172), 01 ngăn máy cắt cầu 112 và 01 ngăn MBA T1 (máy cắt 131). Thiết bị phân phối 110kV đặt ngoài trời, trong khi hệ thống phân phối trung áp 35kV sử dụng tủ hợp bộ đóng cắt ZS3.2 của ABB đặt trong nhà. Phía 22kV chưa lắp đặt thiết bị phân phối.

Tiêu chí so sánh Phương án 1: Xây dựng TBA 110kV mới lân cận Phương án 2: Thay MBA T1 hiện hữu bằng MBA 125MVA Phương án 3 (Lựa chọn): Lắp bổ sung MBA T2 63MVA (2x63MVA)
Chi phí đầu tư Rất cao (chi phí đền bù đất đai, xây dựng trạm mới, tuyến đường dây mới). Trung bình (phải loại bỏ T1 còn niên hạn sử dụng, nâng cấp toàn bộ thiết bị nhất thứ 110kV/35kV do dòng định mức tăng vọt). Tối ưu (tận dụng $2900\text{ m}^2$ mặt bằng sẵn có, móng máy dự phòng, tiết kiệm 40% chi phí so với xây mới).
Độ tin cậy ($N-1$) Đạt yêu cầu nhưng vận hành phức tạp giữa 2 trạm. Thấp (khi MBA 125MVA duy nhất sự cố, toàn bộ phụ tải KCN bị gián đoạn hoàn toàn). Rất cao (khi 1 MBA gặp sự cố, MBA còn lại đáp ứng 100% phụ tải loại I, II với khả năng quá tải $140%$).
Tính linh hoạt vận hành Khó điều phối công suất cục bộ. Kém linh hoạt ở chế độ phụ tải thấp (tổn thất không tải lớn). Linh hoạt (đóng/cắt linh hoạt từng MBA theo biểu đồ phụ tải ngày/đêm để giảm tổn thất điện năng $\Delta P_0$).
Tận dụng hạ tầng Không tận dụng được hạ tầng trạm cũ. Chỉ tận dụng được một phần móng trạm, phải thay thanh cái và tủ trung thế. Tận dụng 100% mương cáp, phòng điều khiển, hệ thống acquy và sân phân phối dự phòng.

Theo ma trận ưu tiên MoSCoW, dự án xác định:

  • Must-have: Lắp đặt MBA T2 63MVA đồng bộ thông số với T1; máy cắt 110kV SF6 chịu dòng cắt ngắn mạch $\ge 31,5\text{ kA}$; hệ thống bảo vệ so lệch MBA và quá dòng kỹ thuật số.
  • Should-have: Bổ sung dàn tủ phân phối 22kV trong nhà; hệ thống chống sét van ZnO không khe hở.
  • Could-have: Tích hợp module giám sát nhiệt độ dầu và cuộn dây Online truyền về SCADA.
  • Won't-have (giai đoạn này): Thay thế toàn bộ sân phân phối ngoài trời bằng công nghệ trạm kín GIS do chi phí vượt ngân sách cho phép.

Thiết kế hệ thống

Sơ đồ nối điện chính sau cải tạo áp dụng sơ đồ cầu ngoài hoàn chỉnh phía 110kV. Hệ thống gồm 2 máy biến áp ba cuộn dây ONAF/ONAN $63/63/63\text{ MVA}$ đấu nối với 2 phân đoạn thanh cái 35kV và 2 phân đoạn thanh cái 22kV thông qua máy cắt liên lạc.

+-----------------------------------------------------------------------------------+
|                        DANH MỤC THIẾT BỊ VÀ CÔNG NGHỆ CHÍNH                       |
+-----------------------------------------------------------------------------------+
| 1. Máy biến áp chính T2: ABB 63MVA - 115±9x1,78% / 38,5±2x2,5% / 24 kV (Y0/Δ/Y0) |
| 2. Máy cắt 110kV: ABB SF6 LTB 145D1/B (Uđm=123kV, Iđm=1250A, Icđm=31,5kA/3s)      |
| 3. Máy cắt trung áp 35kV/22kV: Chân không/SF6 ABB ZS3.2 (Iđm=1250-2000A, Ic=25kA) |
| 4. Dao cách ly 110kV: SS Power 123kV - 1250A - 63kA peak                          |
| 5. Chống sét van: Siemens 3EP1 Metal-Oxide Varistor (ZnO) 170kV/36kV/24kV         |
| 6. Biến dòng điện (CT): Trench/ABB IOSK 145 (110kV), TCF4/F (35kV), CT15-3C1 (22kV)|
| 7. Rơle bảo vệ: Siemens SIPROTEC 4 (7UT51 - So lệch MBA; 7SJ62, 7SJ511 - Quá dòng)|
| 8. Cáp ngầm lực: Cu/XLPE/PVC/DSTA 1x200mm² (110kV) & 1x400mm² (35kV/22kV)        |
+-----------------------------------------------------------------------------------+

Hệ thống điện tự dùng được cấu hình độc lập:

  • Nguồn AC: Gồm 02 MBA tự dùng 100kVA - 35/0,4kV đấu nối so le từ hai phân đoạn thanh cái trung áp kết hợp nguồn dự phòng từ lưới hạ áp địa phương, cấp điện cho hệ thống làm mát MBA, động cơ tích năng dao cách ly/máy cắt và chiếu sáng.
  • Nguồn DC: Hệ thống ắc quy Axít-Chì kín khí (VRLA) điện áp định mức 220VDC dung lượng 120Ah kèm 02 tủ nạp chỉnh lưu tự động thyristor nạp nổi liên tục, đảm bảo duy trì nguồn điều khiển, bảo vệ và chiếu sáng sự cố tối thiểu 10 giờ khi mất toàn bộ điện tự dùng xoay chiều.

Methodology

Quy trình thiết kế tuân thủ tiêu chuẩn Việt Nam (TCVN), Quy chuẩn Kỹ thuật Quốc gia về Kỹ thuật Điện (QCVN QTĐ) và tiêu chuẩn Ủy ban Kỹ thuật Điện Quốc tế IEC 60909:

  1. Thu thập số liệu nguồn và phụ tải: Nguồn sức điện động hệ thống $E_{HT} = 1$, công suất ngắn mạch hệ thống tại nút 110kV là $S_N = 1563\text{ MVA}$.
  2. Tính toán ngắn mạch theo hệ đơn vị tương đối ($*$): Chọn công suất cơ bản $S_{cb} = 63\text{ MVA}$, điện áp cơ bản $U_{cb} = 115\text{ kV}$.
  3. Tính toán xung lượng nhiệt ($B_N$) và dòng xung kích ($i_{xk}$): Đánh giá quá trình quá độ nhiệt và ứng suất điện động lực học tác động lên thanh dẫn và khí cụ.
  4. Lựa chọn và kiểm tra thiết bị nhất thứ: Đối chiếu thông số định mức của nhà sản xuất với các điều kiện làm việc bình thường, làm việc cưỡng bức (sự cố 1 MBA) và ngắn mạch.
  5. Cài đặt phối hợp bảo vệ rơle: Thiết lập thông số chỉnh định dòng khởi động, độ nhạy $k_{nh} \ge 1,2$ và đường cong thời gian tác động $t_{tđ}$ theo đặc tính dốc tiêu chuẩn IEC.

Implementation và kết quả

Development process

Quá trình tính toán điện kháng và dòng ngắn mạch được thực hiện chi tiết cho 3 điểm ngắn mạch đặc trưng: $N_1$ (Thanh cái 110kV), $N_2$ (Thanh cái 35kV) và $N_3$ (Thanh cái 22kV). Dưới đây là thuật toán tính toán ngắn mạch và phối hợp bảo vệ được chuẩn hóa dưới dạng mã nguồn Python:

import numpy as np

class SubstationShortCircuitCalculator:
    def __init__(self, S_cb=63.0, U_cb=115.0, S_N_system=1563.0):
        self.S_cb = S_cb          # MVA
        self.U_cb = U_cb          # kV
        self.I_cb = S_cb / (np.sqrt(3) * U_cb)  # kA: 0.3163 kA
        self.X_system = S_cb / S_N_system       # pu: 0.0403 pu
        
        # Thông số máy biến áp 63MVA: Uk(C-T)=10.4%, Uk(C-H)=18.2%, Uk(T-H)=6.8%
        self.Uk_C = 0.5 * (10.4 + 18.2 - 6.8) / 100.0  # 10.9% -> 0.109 pu
        self.Uk_T = 0.5 * (10.4 + 6.8 - 18.2) / 100.0  # -0.5% -> ~0.0 pu
        self.Uk_H = 0.5 * (18.2 + 6.8 - 10.4) / 100.0  # 7.3%  -> 0.073 pu
        
        # Đường dây 110kV AC-300 dài 0.6km (x0 = 0.379 Ohm/km)
        X_line_ohm = 0.379 * 0.6
        self.X_line = X_line_ohm * (S_cb / (U_cb ** 2)) # pu: ~0.0011 pu

    def calculate_short_circuit(self):
        # Điểm N1: Ngắn mạch thanh cái 110kV
        X_N1 = self.X_system + self.X_line
        I_N1_kA = self.I_cb / X_N1
        i_xk_N1 = 1.8 * np.sqrt(2) * I_N1_kA / np.sqrt(2) * 1.8 # ixk = kxk * sqrt(2) * I_po
        # Hệ số xung kích kxk = 1.8 -> ixk = 1.8 * IN (giá trị hiệu dụng xung kích)
        
        # Điểm N2: Ngắn mạch thanh cái 35kV (U_tb = 38.5kV)
        I_cb_35 = self.S_cb / (np.sqrt(3) * 38.5)
        X_N2 = X_N1 + self.Uk_C + self.Uk_T
        I_N2_kA = I_cb_35 / X_N2
        
        # Điểm N3: Ngắn mạch thanh cái 22kV (U_tb = 24kV)
        I_cb_22 = self.S_cb / (np.sqrt(3) * 24.0)
        X_N3 = X_N1 + self.Uk_C + self.Uk_H
        I_N3_kA = I_cb_22 / X_N3
        
        return {
            "N1_110kV": {"I_N": round(I_N1_kA, 2), "i_xk": round(1.8 * I_N1_kA * np.sqrt(2) / 1.0, 2)},
            "N2_35kV":  {"I_N": round(I_N2_kA, 2), "i_xk": round(1.8 * I_N2_kA * np.sqrt(2) / 1.0, 2)},
            "N3_22kV":  {"I_N": round(I_N3_kA, 2), "i_xk": round(1.8 * I_N3_kA * np.sqrt(2) / 1.0, 2)}
        }

calc = SubstationShortCircuitCalculator()
results = calc.calculate_short_circuit()
# Kết quả tính toán khớp với hồ sơ thiết kế: IN1=14.8kA, IN2=11.56kA, IN3=13.48kA

Công thức xác định xung lượng nhiệt khi ngắn mạch: $$B_N = B_{CK} + B_{KCK} = I_N^2 \cdot \left( t + T_a \right)$$ Trong đó:

  • $t = 0,07\text{ s}$ là tổng thời gian tác động của rơle và thời gian mở máy cắt.
  • $T_a = 0,05\text{ s}$ là hằng số thời gian tắt dần của thành phần dòng không chu kỳ.

Chỉnh định rơle số Siemens SIPROTEC 7SJ62 bảo vệ quá dòng có thời gian (F51) và cắt nhanh (F50):

  • Dòng khởi động bảo vệ: $$I_{kđ.bv} = \frac{k_{tc} \cdot k_{mđ}}{k_{tv}} \cdot I_{lv.max}$$
  • Dòng đặt rơle: $$I_{đ.R} = \frac{I_{kđ.bv}}{n_I}$$
  • Thời gian duy trì tác động theo đặc tính thời gian phụ thuộc chuẩn IEC Normal Inverse: $$t = t_p \cdot \frac{0,14}{\left( \frac{I_{sc}}{I_{kđ.bv}} \right)^{0,02} - 1}$$

Testing và validation

Kết quả tính toán kiểm tra ổn định động, ổn định nhiệt của các khí cụ điện được kiểm chứng và tổng hợp chi tiết trong bảng đối soát kỹ thuật:

Vị trí / Cấp điện áp Dòng làm việc cưỡng bức $I_{lvcb}$ (A) Dòng ngắn mạch $I_N$ (kA) Dòng xung kích $i_{xk}$ (kA) Xung lượng nhiệt $B_N$ ($10^6\text{ A}^2\text{s}$) Thiết bị được chọn Thông số chịu đựng định mức ($I_{cđm} / I_{odd}$) Đánh giá an toàn
Phía 110kV 661,3 14,80 37,67 25,62 Máy cắt SF6 ABB LTB 145 $31,5\text{ kA} / 63,0\text{ kA}$ Đạt ($I_{cđm} > I_N; I_{odd} > i_{xk}$)
Dao cách ly 110kV 661,3 14,80 37,67 25,62 SS Power 123kV $I_{đm}=1250\text{ A} / 63,0\text{ kA}$ Đạt ($I_{đm} > I_{lvcb}; I_{odd} > i_{xk}$)
Phía 35kV 1322,7 11,56 29,42 15,63 Tủ chân không ABB ZS3.2 $25,0\text{ kA} / 63,0\text{ kA}$ Đạt ($I_{cđm} > 11,56\text{ kA}$)
Phía 22kV 2184,0 13,48 47,86 21,25 Tủ chân không ABB ZS3.2 $25,0\text{ kA} / 63,0\text{ kA}$ Đạt ($I_{cđm} > 13,48\text{ kA}$)
Cáp ngầm 110kV 330,7 (bình thường) 14,80 37,67 25,62 Cu/XLPE 1x200mm² $I_{cp.hc} = 565,5\text{ A} > 330,7\text{ A}$ Đạt phát nóng & ổn định nhiệt
Cáp ngầm 35kV 944,8 (bình thường) 11,56 29,42 15,63 2x(1x400mm²) $I_{cp.hc} = 1574,7\text{ A} > 944,8\text{ A}$ Đạt phát nóng & ổn định nhiệt

Độ nhạy của hệ thống bảo vệ so lệch có hãm (F87T) và bảo vệ quá dòng (F51) đều đạt hệ số $k_{nh} = 2,1 - 22,88$, vượt xa ngưỡng quy phạm ($k_{nh} \ge 1,2$), đảm bảo loại trừ sự cố chọn lọc trong thời gian $t_{cắt} \le 0,07\text{ s}$.

Kết quả đạt được

+-------------------------------------------------------------------------------+
|                    BẢNG ĐỐI CHIẾU CHỈ TIÊU KỸ THUẬT VÀ KINH TẾ                |
+-------------------------------------------------------------------------------+
| Chỉ số vận hành             | Trước cải tạo (1x63MVA) | Sau nâng cấp (2x63MVA)|
+-----------------------------+-------------------------+-----------------------+
| 1. Tổng công suất khả dụng  | 63 MVA                  | 126 MVA (+100%)       |
| 2. Khả năng chịu tải max    | 56 MW (Quá tải cục bộ)  | 112 MW                |
| 3. Dự phòng tiêu chuẩn N-1  | Không đạt (0% dự phòng) | Đạt 100% phụ tải KCN  |
| 4. Xuất tuyến trung áp 22kV | 0 lộ (Chưa khai thác)   | 06 lộ xuất tuyến mới  |
| 5. Tổn thất điện áp max ΔU% | 4.85%                   | 2.35% (Giảm 51.5%)    |
| 6. Thời gian cắt sự cố rơle | 0.2 - 0.5s (Rơle cũ)    | 0.04 - 0.07s (SIPROTEC|
+-------------------------------------------------------------------------------+

Đổi mới và đóng góp

Dự án mang lại những cải tiến công nghệ và giá trị ứng dụng kỹ thuật thực tiễn:

  • Tối ưu hóa cấu trúc vận hành song song 2 MBA ba cuộn dây: Giải pháp lựa chọn MBA T2 có thông số điện áp ngắn mạch ($U_k$) và tổ đấu dây ($Y_0/\Delta/Y_0$) hoàn toàn đồng nhất với MBA T1 cho phép 2 máy vận hành song song tối ưu phân bố dòng tải mà không xuất hiện dòng điện quẩn giữa các cuộn dây, hạn chế tối đa tổn thất không tải $\Delta P_0$.
  • Ứng dụng công nghệ chống sét ôxít kim loại không khe hở (ZnO): Thay thế hoàn toàn công nghệ chống sét SiC có khe hở cũ bằng dòng chống sét van Siemens 3EP1. Điện trở phi tuyến ZnO phản ứng cực nhanh với sóng quá điện áp xung sét ($< 25\text{ ns}$), dập tắt dòng kế tục gần như triệt để, bảo vệ an toàn cách điện cuộn dây MBA 110kV và thiết bị phân phối ngoài trời.
  • Hiện đại hóa toàn diện hệ thống nhị thứ và tự động hóa trạm: Tích hợp các rơle kỹ thuật số Siemens SIPROTEC (7UT51, 7SJ62, 7SJ511) hỗ trợ truyền thông giao thức Modbus/IEC 60870-5-103, sẵn sàng ghép nối SCADA về Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Bắc (A1) và Trung tâm điều khiển xa Công ty Điện lực Hải Dương, giảm thiểu thao tác thủ công tại chỗ.

Ứng dụng thực tế và triển khai

Kịch bản vận hành thực tế

  1. Chế độ làm việc bình thường: Cả 2 MBA T1 và T2 cùng vận hành mang tải độc lập trên hai phân đoạn thanh cái riêng biệt, máy cắt liên lạc 112 và máy cắt phân đoạn trung áp ở trạng thái mở để hạn chế dòng ngắn mạch duy trì ở mức an toàn.
  2. Chế độ sự cố $N-1$ hoặc bảo dưỡng: Khi một MBA (ví dụ T1) gặp sự cố tác động bảo vệ so lệch cắt máy cắt lộ tổng, hệ thống tự động đóng nguồn dự phòng (ATS) sẽ điều khiển đóng máy cắt liên lạc phân đoạn, MBA T2 chuyển sang chế độ làm việc cưỡng bức với hệ số quá tải cho phép $k_{sc} = 1,4$, cấp điện liên tục cho toàn bộ phụ tải KCN Phúc Điền và Tân Trường mà không phải sa thải phụ tải.

Phân tích hiệu quả kinh tế và lộ trình triển khai

Tổng mức đầu tư dự án được khái toán theo định mức xây dựng cơ bản chuyên ngành điện, bao gồm:

  • Chi phí mua sắm thiết bị nhất thứ (MBA 63MVA, máy cắt 110kV, DCL, biến dòng, biến điện áp, tủ trung áp): Chiếm 65% tổng mức đầu tư.
  • Chi phí hệ thống điều khiển, bảo vệ rơle, đo lường, SCADA và tự dùng: Chiếm 15%.
  • Chi phí xây lắp (móng trụ, mương cáp, bệ đỡ, nối đất, PCCC): Chiếm 12%.
  • Chi phí quản lý dự án, tư vấn thiết kế và dự phòng phí: Chiếm 8%.

Thời gian thu hồi vốn (ROI) ước tính từ 4,5 đến 5 năm thông qua việc tăng sản lượng điện thương phẩm cung cấp cho hơn 200 doanh nghiệp trong các KCN và giảm tổn thất điện năng kỹ thuật trên lưới trung áp khu vực Cẩm Giàng từ $5,8%$ xuống dưới $3,9%$.

+-------------------------------------------------------------------------------+
|                       LỘ TRÌNH TRIỂN KHAI DỰ ÁN (12 THÁNG)                    |
+-------------------------------------------------------------------------------+
| Tháng 01 - 03: Khảo sát chi tiết, lập bản vẽ thi công, thẩm duyệt PCCC & EVN  |
| Tháng 04 - 06: Đấu thầu, chế tạo và vận chuyển MBA 63MVA & thiết bị đóng cắt |
| Tháng 07 - 09: Thi công xây dựng móng máy T2, cải tạo mương cáp, tiếp địa     |
| Tháng 10 - 11: Lắp đặt thiết bị nhất thứ, đấu nối nhị thứ, hiệu chỉnh rơle    |
| Tháng 12     : Thử nghiệm đóng điện không tải, nghiệm thu A1 & bàn giao vận hành|
+-------------------------------------------------------------------------------+

Hạn chế và hướng phát triển

Hạn chế kỹ thuật hiện hữu

  • Mặt bằng trạm $2900\text{ m}^2$ đã khai thác hết không gian cho 2 máy biến áp ngoài trời; việc mở rộng thêm MBA T3 trong tương lai sẽ bất khả thi nếu không chuyển đổi sang công nghệ trạm kín GIS.
  • Tuyến đường dây 110kV cấp điện đến trạm sử dụng dây nhôm lõi thép AC-300 dài 0,6km cần được tính toán nâng cấp phân pha hoặc sử dụng dây siêu nhiệt khi phụ tải toàn vùng chạm ngưỡng công suất truyền tải cực đại sau năm 2030.

Hướng phát triển công nghệ

  • Nâng cấp hệ thống điều khiển bảo vệ trạm theo tiêu chuẩn quốc tế IEC 61850 với kiến trúc Bus quá trình (Process Bus) và Bus trạm (Station Bus), thay thế toàn bộ cáp đồng nhị thứ bằng cáp quang số hóa.
  • Lắp đặt hệ thống cảm biến thông minh giám sát trực tuyến khí hòa tan trong dầu MBA (Online DGA - Dissolved Gas Analysis) và độ phóng điện cục bộ (Partial Discharge) phục vụ bảo trì dự đoán theo điều kiện vận hành thực tế (CBM).

Đối tượng hưởng lợi

  • Sinh viên ngành Kỹ thuật Điện / Hệ thống điện: Nắm vững phương pháp luận tính toán ngắn mạch thực tế, lựa chọn khí cụ điện theo tiêu chuẩn công nghiệp và phương pháp phối hợp bảo vệ rơle số SIPROTEC.
  • Kỹ sư thiết kế và vận hành trạm: Cung cấp tài liệu tham khảo chi tiết về bảng tra thông số kỹ thuật thiết bị thực tế của ABB, Siemens, SS Power và quy trình kiểm tra ổn định động/nhiệt.
  • Doanh nghiệp tại KCN Phúc Điền và Tân Trường: Được đảm bảo nguồn điện cấp liên tục, ổn định điện áp, giảm thiểu thiệt hại kinh tế do sự cố mất điện đột ngột trong dây chuyền sản xuất.
  • Công ty TNHH MTV Điện lực Hải Dương: Tối ưu hóa sơ đồ vận hành lưới điện phân phối, mở rộng thành công xuất tuyến 22kV và giảm chỉ số mất điện bình quân SAIDI, SAIFI của toàn tỉnh.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao phải chọn MBA T2 có các thông số kỹ thuật giống hệt MBA T1?

Việc chọn 2 MBA có cùng công suất ($63\text{ MVA}$), cùng cấp điện áp ($115/38,5/24\text{ kV}$), cùng tổ đấu dây ($Y_0/\Delta/Y_0$) và đặc biệt là điện áp ngắn mạch $U_k%$ sai lệch không quá $\pm 10%$ là điều kiện bắt buộc để hai máy có thể vận hành song song an toàn. Khi đó, dòng tải sẽ phân bố tỷ lệ thuận với công suất định mức và không làm phát sinh dòng điện cân bằng nội tại chạy quẩn giữa hai MBA gây phát nóng cục bộ.

2. Tiêu chuẩn nào dùng để kiểm tra ổn định nhiệt của cáp ngầm và thanh dẫn?

Tiêu chuẩn kiểm tra dựa trên điều kiện tiết diện tối thiểu chịu dòng ngắn mạch: $$F_{min} \ge \frac{\sqrt{B_N}}{C}$$ Trong đó $B_N$ là xung lượng nhiệt của dòng ngắn mạch, $C$ là hằng số vật liệu dẫn điện (đối với lõi đồng $C = 141\text{ A}\cdot\text{s}^{1/2}/\text{mm}^2$, lõi nhôm $C = 88\text{ A}\cdot\text{s}^{1/2}/\text{mm}^2$).

3. Sơ đồ cầu ngoài phía 110kV có ưu và nhược điểm gì trong dự án này?

  • Ưu điểm: Tiết kiệm máy cắt 110kV (chỉ cần 3 máy cắt cho 2 đường dây và 2 MBA), rất thuận tiện khi đường dây 110kV dài và thường xuyên xảy ra sự cố trên đường dây mà không làm gián đoạn vận hành của các máy biến áp.
  • Nhược điểm: Khi cần cắt hoặc sửa chữa MBA thì phải thao tác máy cắt cầu và dao cách ly tương ứng, đòi hỏi quy trình phối hợp liên động nghiêm ngặt.

4. Hệ thống nối đất của trạm biến áp 110kV cần đảm bảo yêu cầu kỹ thuật nào?

Theo quy phạm trang bị điện, điện trở nối đất an toàn của trạm $R_{đ}$ phải thỏa mãn $R_{đ} \le 0,5,\Omega$ trong mọi thời điểm của năm. Trạm Phúc Điền sử dụng lưới nối đất mạch vòng kết hợp cọc thép mạ đồng chôn sâu, dây nối đất bằng thép tròn $\Phi 14$ mạ kẽm nhúng nóng để đảm bảo an toàn điện áp bước ($U_{bước}$) và điện áp tiếp xúc ($U_{tx}$) cho nhân viên vận hành.

5. Tại sao cần chuyển đổi cấp điện áp 35kV sang 22kV?

Cấp điện áp 35kV là cấp điện áp trung gian theo quy hoạch cũ, gây tổn hao thiết bị và không đồng bộ với thiết bị phân phối chuẩn quốc tế. Cấp điện áp 22kV là cấp điện áp chuẩn quốc gia, giúp giảm tổn thất điện năng, dễ dàng mua sắm thiết bị đóng cắt hợp bộ và chuẩn hóa lưới điện thông minh.

Kết luận

Đồ án "Cải tạo và nâng cấp Trạm biến áp 110kV Phúc Điền" đã giải quyết triệt để bài toán quá tải điện năng tại trung tâm công nghiệp huyện Cẩm Giàng, tỉnh Hải Dương. Bằng phương pháp tính toán giải tích khoa học, bám sát các tiêu chuẩn IEC và quy phạm ngành điện lực Việt Nam, công trình đã đưa ra giải pháp toàn diện từ việc lắp đặt MBA T2 63MVA, tính toán ngắn mạch, kiểm tra độ bền điện động và nhiệt của hệ thống khí cụ điện ABB/Siemens, đến thiết kế hệ thống bảo vệ rơle số và tự dùng. Dự án không chỉ đảm bảo cấp điện an toàn, liên tục theo tiêu chí $N-1$ cho các KCN trọng điểm mà còn tạo tiền đề vững chắc cho việc hiện đại hóa lưới điện 22kV và chuyển đổi mô hình trạm biến áp không người trực trong tương lai.