Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu

Điện năng cung cấp cho các hộ tiêu thụ trong nền kinh tế quốc dân bắt nguồn từ các nhà máy điện thông qua hệ thống truyền tải và phân phối. Trong quy trình kỹ thuật hệ thống điện, tính toán phụ tải và cân bằng công suất là khâu khởi đầu mang tính quyết định nhằm đảm bảo công suất phát ra của nhà máy luôn cân bằng với nhu cầu tiêu thụ tại mọi thời điểm (bao gồm cả tổn thất truyền tải và lượng điện tự dùng nội bộ), duy trì tần số và điện áp ổn định.

Đồ án tốt nghiệp của tác giả Lê Khắc Hưng (ngành Hệ thống điện, Khoa Điện) thực hiện nhiệm vụ thiết kế kỹ thuật phần điện cho một nhà máy nhiệt điện có tổng công suất đặt 1200 MW, kết hợp nghiên cứu chuyên đề về chế độ vận hành không đối xứng trên lưới điện truyền tải liên kết. Nhà máy có quy mô công suất lớn so với hệ thống điện tiếp nhận (tổng công suất hệ thống là 18.000 MVA, dự trữ quay 8% tương đương 1440 MVA), giữ vai trò nguồn điện trung tâm cung cấp cho ba cấp điện áp: địa phương (22 kV), trung áp (220 kV) và phát phần công suất dư thừa lên hệ thống điện quốc gia ở cấp siêu cao áp (500 kV) qua đường dây truyền tải dài 200 km.

Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu được văn bản giao ngày 20 tháng 01 năm 2003 dưới sự hướng dẫn của PGS.TS Trịnh Hùng Thám, chia thành hai phần với các nhiệm vụ cụ thể:

  • Phần 1: Thiết kế phần điện cho nhà máy nhiệt điện:
    1. Tính toán phụ tải và cân bằng công suất của nhà máy.
    2. Đề xuất và lựa chọn sơ đồ nối điện chính.
    3. Tính toán dòng điện ngắn mạch, lựa chọn khí cụ điện và dây dẫn.
    4. Lựa chọn sơ đồ nối dây và thiết bị tự dùng.
  • Phần 2: Chuyên đề khảo sát chế độ làm việc không đối xứng: 5. Tổng quan về chế độ không đối xứng trong hệ thống điện. 6. Khảo sát chế độ không toàn pha của đường dây siêu cao áp 500 kV bằng phương pháp dịch chuyển điểm đứt và phương pháp sơ đồ thứ tự thuận mở rộng. 7. Đánh giá ảnh hưởng của chế độ không toàn pha đã khảo sát đối với máy phát điện.

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:

  • Đối tượng nghiên cứu: Phần điện nhà máy nhiệt điện công suất 1200 MW gồm 4 tổ máy phát điện tua bin hơi kiểu ТГВ-300-2 (TGB-300-2) do Liên bang Nga chế tạo; hệ thống máy biến áp tự ngẫu và máy biến áp hai dây quấn; các phần tử đóng cắt, thanh dẫn và tuyến đường dây siêu cao áp 500 kV liên kết trạm biến áp của hệ thống.
  • Phạm vi không gian: Mặt bằng công trình điện của nhà máy nhiệt điện, trạm phân phối ngoài trời các cấp điện áp 22 kV, 220 kV, 500 kV và tuyến đường dây truyền tải mạch kép 500 kV dài 200 km nối từ nhà máy tới trạm biến áp 500 kV của hệ thống điện.
  • Phạm vi thời gian và chế độ vận hành: Khảo sát biểu đồ phụ tải biến thiên theo 4 chu kỳ thời gian trong ngày (0–8h, 8–12h, 12–16h, 16–24h) và thời gian vận hành hàng năm (8760 giờ) ở chế độ làm việc bình thường cũng như các tình huống sự cố nặng nề nhất đối với từng thiết bị chính.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp

Khung lý thuyết, mô hình và công thức tính toán:

  • Phương trình cân bằng công suất nút và đồ thị phụ tải: Xác định công suất biểu kiến qua quan hệ $S(t) = P(t) / \cos\varphi$.
  • Mô hình phụ tải tự dùng nhiệt điện: Công suất tự dùng phụ thuộc vào lượng công suất phát ra tại từng thời điểm theo hàm số $S_{td}(t) = \alpha \cdot S_{NMđm}[0{,}4 + 0{,}6 \frac{S_{NM}(t)}{S_{NMđm}}]$, trong đó hệ số tự dùng định mức lấy bằng $\alpha = 0{,}05$ với $\cos\varphi = 0{,}85$.
  • Lý thuyết máy biến áp tự ngẫu: Ứng dụng mô hình liên lạc giữa hai cấp lưới có trung tính nối đất trực tiếp (500 kV và 220 kV); tính toán hệ số có lợi (hệ số quy chuẩn) $\alpha = (U_C - U_T) / U_C$ để xác định công suất truyền tải cho phép qua cuộn nối tiếp, cuộn chung và cuộn hạ áp trong các trạng thái bình thường và sự cố.
  • Phương pháp tính tổn thất điện năng hàng năm ($\Delta A$): Phân tách tổn thất thành hai thành phần gồm tổn thất sắt không đổi $\Delta P_0$ phụ thuộc thời gian đóng điện ($T = 8760\text{ h}$) và tổn thất đồng biến thiên $\Delta P_N$ phụ thuộc dòng tải bậc thang qua các cuộn dây của mô hình máy biến áp ba dây quấn tương đương.
  • Lý thuyết quá trình quá độ và tính toán ngắn mạch: Phương pháp thực hành tính toán dòng ngắn mạch ba pha chu kỳ ban đầu (siêu quá độ $I''$), dòng ngắn mạch xác lập ($I_\infty$) và dòng xung kích ($i_{xk} = \sqrt{2} \cdot k_{xk} \cdot I''$ với hệ số xung kích $k_{xk} = 1{,}8$) nhằm kiểm tra điều kiện ổn định động và ổn định nhiệt của thiết bị.
  • Lý thuyết thành phần đối xứng: Sử dụng phương pháp dịch chuyển điểm đứt và phương pháp sơ đồ thứ tự thuận mở rộng để khảo sát chế độ không toàn pha (đứt pha) trên lưới điện siêu cao áp.

Phương pháp nghiên cứu thực tế:

  • Phương pháp phân tích - tổng hợp giải tích: Thiết lập hệ thống phương trình cân bằng công suất tác dụng và phản kháng cho từng cấp điện áp.
  • Phương pháp so sánh chỉ tiêu kỹ thuật: Xây dựng các phương án sơ đồ nối điện chính, phân tích ưu nhược điểm vận hành và sàng lọc các phương án vi phạm tiêu chuẩn kỹ thuật.
  • Phương pháp hệ đơn vị tương đối: Áp dụng phương pháp tính ngắn mạch gần đúng với điện áp cơ bản bằng điện áp định mức trung bình từng cấp ($U_{cb} = U_{tb}$) và công suất cơ bản $S_{cb} = 1000\text{ MVA}$; quy đổi hệ thống điện vô cùng lớn về máy phát đẳng trị với điện kháng cơ bản; áp dụng các phép biến đổi mạng sao - tam giác ($\text{Y}-\Delta$) và tam giác - sao kết hợp tra đường cong tính toán.

Nguồn dữ liệu sử dụng:

  • Dữ liệu nhiệm vụ thiết kế cấp bởi Bộ môn Hệ thống điện, Khoa Điện.
  • Thông số kỹ thuật thiết bị chế tạo từ Liên bang Nga: Máy phát điện đồng bộ ТГВ-300-2, tổ hợp máy biến áp tự ngẫu một pha АОДЦТН-267, máy biến áp hai dây quấn ТДЦ-400/220 và ТДЦ-400/525.
  • Tham số vật lý đường dây 500 kV: Dây dẫn nhôm lõi thép phân pha 4 sợi AC-240, bước phân pha $a = 400\text{ mm}$, khoảng cách trung bình hình học giữa các pha $D_{tb} = 14\text{ m}$, nhiệt độ môi trường thiết kế cực đại $42^\circ\text{C}$.

Nội dung chính theo từng chương

Chương I: Tính toán phụ tải và cân bằng công suất

Nội dung chương tập trung xác định đồ thị phụ tải hàng ngày của nhà máy, các cấp phụ tải địa phương, trung áp, tự dùng và cân bằng công suất truyền tải lên hệ thống 500 kV.

  • Nhà máy gồm 4 tổ máy phát điện kiểu ТГВ-300-2: $P_{Gđm} = 300\text{ MW}$, $\cos\varphi = 0{,}85$, điện áp định mức $U_{Gđm} = 20\text{ kV}$, công suất biểu kiến một máy $S_{Gđm} = 352{,}94\text{ MVA}$. Tổng công suất tác dụng định mức toàn nhà máy là $P_{NMđm} = 1200\text{ MW}$, công suất biểu kiến định mức $S_{NMđm} = 1411{,}76\text{ MVA}$.
  • Phụ tải địa phương (cấp 22 kV): $P_{22max} = 40\text{ MW}$, $\cos\varphi = 0{,}92$, gồm 4 hộ phụ tải tiêu thụ được cấp điện bằng cáp kép ($10\text{ MW}$ mỗi hộ), công suất biểu kiến cực đại $S_{22max} = 43{,}48\text{ MVA}$.
  • Phụ tải trung áp (cấp 220 kV): $P_{220max} = 600\text{ MW}$, $\cos\varphi = 0{,}80$, gồm 6 xuất tuyến đường dây ($100\text{ MW}$ mỗi đường), công suất biểu kiến cực đại $S_{220max} = 750\text{ MVA}$.
  • Phụ tải cao áp (cấp 500 kV): Được xác định theo phương trình cân bằng công suất: $S_{500}(t) = S_{NM}(t) - [S_{22}(t) + S_{220}(t) + S_{td}(t)]$.

Số liệu cân bằng công suất toàn nhà máy tại các thời điểm trong ngày được tổng hợp tại bảng sau:

Thời điểm $t$ (giờ) $S_{NM}(t)$ (MVA) $S_{22}(t)$ (MVA) $S_{220}(t)$ (MVA) $S_{td}(t)$ (MVA) $S_{500}(t)$ (MVA)
0 – 8 1129,41 30,43 525,00 62,12 511,86
8 – 12 1411,76 43,48 750,00 70,59 547,69
12 – 16 1270,59 39,13 600,00 66,35 564,52
16 – 24 1129,41 30,43 525,00 62,12 511,86

Phân tích số liệu cho thấy phụ tải trung áp chiếm tỷ trọng lớn nhất với $53{,}13%$ công suất toàn nhà máy ($750\text{ MVA}$). Công suất phát lớn nhất lên cấp 500 kV là $564{,}52\text{ MVA}$, thấp hơn công suất dự trữ quay của hệ thống ($1440\text{ MVA}$), chứng minh tính khả thi trong việc liên kết vận hành.

Chương II: Đề xuất phương án nối điện chính

Tác giả đề xuất 3 phương án sơ đồ nối điện chính dựa trên các nguyên tắc: đảm bảo cung cấp điện tin cậy cho hộ loại I, vận hành linh hoạt, tính kinh tế và an toàn:

  • Cấu hình chung: Do cấp điện áp máy phát ($20\text{ kV}$) khác với cấp điện áp phụ tải địa phương ($22\text{ kV}$), nhà máy không xây dựng thanh góp điện áp máy phát mà sử dụng sơ đồ khối máy phát - máy biến áp. Phụ tải địa phương 22 kV được cấp điện từ 2 máy biến áp 20/24 kV nối vào đầu cực của 2 tổ máy phát điện. Cấp 500 kV và 220 kV liên lạc thông qua máy biến áp tự ngẫu.
  • Phương án I: Sử dụng 2 bộ máy phát - máy biến áp tự ngẫu (G1–T1, G2–T2) liên lạc 500/220 kV; 1 bộ máy phát - máy biến áp hai dây quấn G3–T3 nối lên thanh góp 220 kV; 1 bộ G4–T4 nối lên thanh góp 500 kV. Ưu điểm là phân bố nguồn và phụ tải cân đối; nhược điểm là phải sử dụng 3 chủng loại máy biến áp khác nhau trong nhà máy.
  • Phương án II: Chuyển bộ G4–T4 từ thanh góp 500 kV sang thanh góp 220 kV. Cấu hình này chỉ sử dụng 2 chủng loại máy biến áp. Nhược điểm xuất hiện khi phụ tải trung áp cực tiểu: nếu hệ thống yêu cầu G3–T3 và G4–T4 phát định mức thì lượng công suất thừa ($S_{th} = 145{,}59\text{ MVA}$) phải truyền tải qua 2 lần máy biến áp (qua T3, T4 rồi qua T1, T2 để lên lưới 500 kV), làm tăng tổn thất trong cuộn nối tiếp máy biến áp tự ngẫu.
  • Phương án III: Ghép 2 máy phát vào 1 máy biến áp tự ngẫu (G1, G2–T1 và G3, G4–T2). Tác giả phân tích và loại bỏ phương án này do 4 nhược điểm lớn:
    1. Khi một máy biến áp tự ngẫu sự cố, hệ thống mất đột ngột 600 MW, đe dọa sự ổn định lưới điện.
    2. Mạch hạ áp của mỗi máy biến áp tự ngẫu tập trung 6 nhánh rẽ, buộc phải dùng thanh góp điện áp máy phát làm tăng tính phức tạp và xác suất sự cố.
    3. Không thực hiện được thao tác đóng máy phát vào lưới bằng phương pháp tự đồng bộ do dòng điện quá độ đóng máy vượt quá giới hạn quy định ($3{,}5 I_{đm}$).
    4. Đòi hỏi chế tạo máy biến áp tự ngẫu công suất quá lớn (khoảng $1500\text{ MVA}$), không khả thi trong sản xuất và vận chuyển.
  • Kết luận chương: Loại bỏ Phương án III; giữ lại Phương án I và Phương án II để tiến hành so sánh kinh tế - kỹ thuật.

Chương III: Chọn máy biến áp – Tính tổn thất điện năng

Chương này thực hiện lựa chọn thông số máy biến áp cho hai phương án, kiểm tra chế độ làm việc trong các trường hợp sự cố và tính toán tổn thất điện năng:

  • Lựa chọn thiết bị cho Phương án I:
    • Máy biến áp tự ngẫu T1 và T2: Hệ số có lợi $\alpha = (525 - 242) / 525 = 0{,}539$. Điều kiện công suất $S_{đm} \ge S_{Gđm} / \alpha = 352{,}94 / 0{,}539 = 654{,}81\text{ MVA}$. Chọn tổ hợp 3 máy biến áp tự ngẫu 1 pha kiểu АОДЦТН-267 (công suất mỗi pha $267\text{ MVA}$, tổng $S_{đm} = 801\text{ MVA}$; điện áp định mức $(525/\sqrt{3}) / (280/\sqrt{3}) / 20\text{ kV}$; tổn thất $P_0 = 130\text{ kW}$; $U_N%$: C–T là 8,5%, C–H là 23%, T–H là 12,5%).
    • Máy biến áp T3 (220 kV): Loại ba pha hai dây quấn ТДЦ-400/220 ($S_{đm} = 400\text{ MVA}$; $242/20\text{ kV}$; $P_0 = 280\text{ kW}$, $P_N = 880\text{ kW}$, $U_N% = 11%$).
    • Máy biến áp T4 (500 kV): Loại ba pha hai dây quấn ТДЦ-400/525 ($S_{đm} = 400\text{ MVA}$; $525/20\text{ kV}$; $P_0 = 320\text{ kW}$, $P_N = 800\text{ kW}$, $U_N% = 13%$).
  • Lựa chọn thiết bị cho Phương án II: Máy biến áp tự ngẫu T1, T2 dùng tổ hợp АОДЦТН-267 ($801\text{ MVA}$); hai máy biến áp hai dây quấn T3 và T4 đều chọn loại ТДЦ-400/220 ($400\text{ MVA}$).
  • Kiểm tra chế độ sự cố nặng nề nhất (tại thời điểm $S_{220max} = 750\text{ MVA}$):
    • Sự cố T3: Cuộn chung máy biến áp tự ngẫu ở Phương án I chịu tải $S_{ch} = 408{,}12\text{ MVA}$, nhỏ hơn giới hạn định mức $S_{chđm} = 431{,}74\text{ MVA}$.
    • Sự cố khối G4–T4: Công suất thiếu hụt phát lên hệ thống nằm trong giới hạn dự trữ quay của hệ thống ($1440\text{ MVA}$).
    • Sự cố máy biến áp tự ngẫu T1 (hoặc T2): Máy còn lại mang tải cuộn chung $S_{ch} = 401{,}53\text{ MVA} < 431{,}78\text{ MVA}$ (Phương án I) và tải cuộn hạ $S_{H-T2} = 291{,}81\text{ MVA} < 431{,}74\text{ MVA}$ (Phương án II). Tất cả các máy biến áp đều vận hành an toàn, không bị quá tải.
  • Kết quả tính toán tổn thất điện năng hàng năm ($\Delta A$):
Phương án so sánh $\Delta A_{T1} + \Delta A_{T2}$ (MWh) $\Delta A_{T3}$ (MWh) $\Delta A_{T4}$ (MWh) Tổng $\Delta A$ (MWh) Tỷ lệ tổn thất $\Delta A%$
Phương án I $2 \times 3943{,}03 = 7886{,}06$ 7869,17 7727,17 23482,40 0,304%
Phương án II $2 \times 4620{,}54 = 9241{,}08$ 7869,17 7869,17 24979,42 0,324%

Phương án I có mức tiêu hao điện năng thấp hơn, tiết kiệm được $1497{,}02\text{ MWh}$ tổn thất mỗi năm so với Phương án II.

Chương IV: Tính toán dòng điện ngắn mạch

Chương này thực hiện xác định giá trị dòng ngắn mạch ba pha tại các vị trí đặc trưng nhằm phục vụ chọn lựa khí cụ điện và dây dẫn:

  • Điện kháng các phần tử quy đổi về hệ đơn vị tương đối ($S_{cb} = 1000\text{ MVA}$):
    • Hệ thống: $X_{HT} = 0{,}022$.
    • Đường dây 500 kV ($200\text{ km}$, phân pha 4xAC-240): $X_D = 0{,}103$.
    • Máy phát điện ТГВ-300-2: $X_G = 0{,}575$.
    • Máy biến áp hai dây quấn: $X_{T3} = 0{,}275$; $X_{T4} = 0{,}325$ (ở Phương án I).
    • Máy biến áp tự ngẫu: $X_{C-T1} = X_{C-T2} = 0{,}119$; $X_{T-T1} = X_{T-T2} \approx 0$; $X_{H-T1} = X_{H-T2} = 0{,}169$.
  • Điểm tính toán ngắn mạch: Điểm N1 (thanh góp 500 kV), N2 (thanh góp 220 kV), N3 (đầu cực máy phát do hệ thống và các máy phát khác cấp tới), N'3 (đầu cực máy phát do riêng máy phát G2 cấp), N4 (mạch tự dùng).

Kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch cho Phương án I được ghi nhận tại bảng sau:

Điểm ngắn mạch Cấp điện áp (kV) Dòng siêu quá độ $I''$ (kA) Dòng xác lập $I_\infty$ (kA) Dòng xung kích $i_{xk}$ (kA)
N1 500 13,27 10,89 33,78
N2 220 24,49 21,02 62,34
N3 20 96,98 99,73 246,87
N'3 20 49,92 22,92 134,84
N4 6 (Tự dùng) 146,90 122,65 381,71

Đối với Phương án II, tác giả đã lập sơ đồ thay thế và xác định các thông số điện kháng ban đầu tương tự Phương án I phục vụ cho việc tính toán giải tích tiếp theo.

Nhiệm vụ mở rộng và nội dung chuyên đề

Theo đề cương nhiệm vụ thiết kế, các nội dung kỹ thuật tiếp nối của đồ án bao gồm:

  • Sử dụng số liệu dòng ngắn mạch tại các điểm N1, N2, N3, N4 để lựa chọn máy cắt điện, dao cách ly, thanh dẫn, máy biến dòng điện (BI), máy biến điện áp (BU) đảm bảo ổn định động và nhiệt; thiết kế chi tiết hệ thống tự dùng.
  • Triển khai chuyên đề: Ứng dụng phương pháp dịch chuyển điểm đứt và sơ đồ thứ tự thuận mở rộng để mô hình hóa trạng thái đứt một pha hoặc hai pha trên đường dây siêu cao áp 500 kV; tính toán các thành phần dòng điện thứ tự nghịch $I_2$ xuất hiện trong mạng điện và định lượng mức độ ảnh hưởng của từ trường quay ngược gây phát nóng cục bộ rotor máy phát điện tua bin ТГВ-300-2.

Kết quả và đóng góp

Kết quả chính kèm số liệu:

  • Xác lập bảng cân bằng công suất hoàn chỉnh cho nhà máy nhiệt điện 1200 MW qua 4 chế độ phụ tải hàng ngày; xác định phụ tải cực đại 220 kV là 750 MVA ($53{,}13%$ công suất nhà máy) và công suất thừa phát lên lưới 500 kV dao động từ $511{,}86\text{ MVA}$ đến $564{,}52\text{ MVA}$.
  • Định lượng chính xác tổn thất điện năng hàng năm qua các máy biến áp: Phương án I đạt mức tổn thất $23.482{,}40\text{ MWh}$ ($0{,}304%$), thấp hơn Phương án II có mức tổn thất $24.979{,}42\text{ MWh}$ ($0{,}324%$).
  • Xác định đầy đủ các giá trị dòng ngắn mạch lớn nhất phục vụ chọn thiết bị cho Phương án I, cụ thể dòng xung kích tại thanh góp 500 kV đạt $33{,}78\text{ kA}$, thanh góp 220 kV đạt $62{,}34\text{ kA}$, và mạch tự dùng đạt $381{,}71\text{ kA}$.

Giải pháp và kiến nghị kỹ thuật đề xuất:

  • Khẳng định tính ưu việt của việc dùng máy biến áp tự ngẫu tổ hợp 1 pha АОДЦТН-267 tổng công suất 801 MVA để liên lạc giữa lưới 500 kV và 220 kV có trung tính nối đất trực tiếp.
  • Loại bỏ thanh góp điện áp đầu cực máy phát 20 kV; thay vào đó sử dụng khối máy phát - máy biến áp và cấp điện phụ tải địa phương 22 kV bằng 2 máy biến áp 20/24 kV nối trực tiếp vào đầu cực máy phát nhằm giảm mật độ dòng ngắn mạch.
  • Loại bỏ Phương án III trên cơ sở chứng minh sự cố sẽ gây mất công suất lớn (600 MW) và dòng quá độ khi hòa tự đồng bộ vượt ngưỡng an toàn $3{,}5 I_{đm}$.
  • Đề xuất quy cách dây dẫn phân pha 4 sợi AC-240 bố trí hình vuông cạnh $a = 400\text{ mm}$ cho tuyến 500 kV dài 200 km nhằm triệt tiêu vầng quang và tăng khả năng tải.

Đóng góp kỹ thuật:

  • Cung cấp phương pháp luận tính toán nhất quán, logic từ bước dự báo phụ tải, cân bằng công suất nút, lựa chọn công suất máy biến áp tự ngẫu theo hệ số có lợi đến tính toán dòng ngắn mạch chi tiết cho nhà máy nhiệt điện công suất lớn ghép nối hệ thống truyền tải siêu cao áp.

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

Hạn chế trong văn bản:

  • Trong tính toán tổn thất và dòng ngắn mạch, đồ án giả thiết các máy biến áp vận hành phù hợp với nhiệt độ môi trường nên không xét hiệu chỉnh công suất; tuyến đường dây 500 kV dài 200 km được đơn giản hóa thành điện kháng tập trung thuần túy, bỏ qua dung dẫn rò và điện trở tác dụng.
  • Phần văn bản được cung cấp dừng lại ở sơ đồ thay thế ngắn mạch cho Phương án II, chưa hoàn thiện toàn bộ bảng so sánh kinh tế tổng hợp (chỉ tiêu chi phí quy đổi hàng năm $Z$) cũng như phần thuyết minh chi tiết của chuyên đề khảo sát chế độ không toàn pha.

Hướng nghiên cứu tiếp:

  • Hoàn thiện tính toán chi phí vận hành, vốn đầu tư thiết bị để đưa ra kết luận lựa chọn chính thức giữa Phương án I và Phương án II.
  • Triển khai tính toán lựa chọn cụ thể các chủng loại khí cụ điện cao áp (máy cắt SF6, dao cách ly, thanh cái dẫn điện) theo kết quả dòng ngắn mạch đã tính toán.
  • Ứng dụng phương pháp sơ đồ thứ tự thuận mở rộng để lập trình tính toán định lượng các giá trị dòng điện thứ tự nghịch, thứ tự không khi xảy ra chế độ đứt 1 pha hoặc 2 pha trên đường dây 500 kV, xác định thời gian cho phép máy phát ТГВ-300-2 mang tải lệch pha.

Giá trị tham khảo

Đồ án là tài liệu kỹ thuật có giá trị tham khảo thiết thực cho:

  • Sinh viên, học viên chuyên ngành Hệ thống điện, Kỹ thuật điện thực hiện đồ án tốt nghiệp, đồ án môn học "Phần điện nhà máy điện và trạm biến áp".
  • Kỹ sư thiết kế nguồn và lưới điện tham khảo quy trình tính toán phân bố tải qua các cuộn dây của máy biến áp tự ngẫu ba pha và tổ hợp một pha trong điều kiện làm việc bình thường cũng như khi xảy ra sự cố ngừng máy biến áp hoặc tổ máy phát điện.
  • Phần nội dung tính toán ngắn mạch mạng điện phức tạp bằng phương pháp đổi nối sao - tam giác và tra đường cong tính toán là ví dụ mẫu mực cho việc giải quyết các bài toán ngắn mạch trong hệ thống có nhiều cấp điện áp liên kết.

Câu hỏi thường gặp

Tại sao đồ án không xây dựng thanh góp cấp điện áp máy phát (20 kV) để phân phối trực tiếp cho phụ tải địa phương?

Điện áp đầu cực máy phát định mức là 20 kV, trong khi điện áp yêu cầu của phụ tải địa phương là 22 kV. Nếu sử dụng thanh góp điện áp máy phát, nhà máy sẽ phải gánh chịu dòng ngắn mạch tại cấp 20 kV với trị số cực kỳ lớn (lên tới gần 100 kA), đòi hỏi khí cụ điện đắt tiền và khó chế tạo. Tác giả chọn giải pháp nối bộ máy phát với máy biến áp tăng áp, đồng thời dùng 2 máy biến áp 20/24 kV nối trực tiếp tại đầu cực hai tổ máy phát để cấp riêng cho lưới 22 kV. Cách bố trí này loại bỏ hoàn toàn thanh góp 20 kV, đơn giản hóa sơ đồ và nâng cao độ an toàn vận hành.

Phương án nối điện chính III bị loại bỏ dựa trên những cơ sở kỹ thuật cụ thể nào?

Phương án III (ghép 2 máy phát vào 1 máy biến áp tự ngẫu) bị loại bỏ do 4 nguyên nhân kỹ thuật nghiêm trọng:

  1. Khi một máy biến áp tự ngẫu bị sự cố, buộc phải tách đồng thời cả 2 máy phát, làm hệ thống mất đột ngột 600 MW, dễ dẫn đến mất ổn định liên kết.
  2. Phía hạ áp của mỗi máy biến áp tự ngẫu có tới 6 nhánh rẽ, bắt buộc phải dùng thanh góp điện áp máy phát phức tạp.
  3. Không thể thực hiện hòa máy phát vào lưới bằng phương pháp tự đồng bộ do dòng điện quá độ khi đóng máy vượt quá giới hạn an toàn ($3{,}5 I_{đm}$).
  4. Đòi hỏi chế tạo máy biến áp tự ngẫu có công suất quá lớn (khoảng 1500 MVA), vượt quá khả năng công nghệ chế tạo phổ thông và khó khăn trong vận chuyển.

Thông số và chủng loại máy biến áp tự ngẫu được lựa chọn cho nhà máy là gì?

Tác giả lựa chọn tổ hợp 3 máy biến áp tự ngẫu một pha loại АОДЦТН-267 do Liên bang Nga chế tạo cho mỗi bộ T1 và T2. Mỗi pha có công suất định mức 267 MVA, đưa tổng công suất định mức của tổ hợp ba pha lên 801 MVA. Cấp điện áp định mức của máy là $(525/\sqrt{3}) / (280/\sqrt{3}) / 20\text{ kV}$; tổn thất không tải $P_0 = 130\text{ kW}$; điện áp ngắn mạch giữa các cuộn dây: C–T là 8,5%, C–H là 23%, T–H là 12,5%.

Sự khác biệt cơ bản về kinh tế và kỹ thuật giữa Phương án I và Phương án II thể hiện ở những điểm nào?

  • Về chủng loại thiết bị: Phương án I sử dụng 3 chủng loại máy biến áp (tự ngẫu 500/220/20 kV, hai dây quấn 220/20 kV và hai dây quấn 500/20 kV); Phương án II chỉ sử dụng 2 chủng loại (máy biến áp tự ngẫu và máy biến áp hai dây quấn 220/20 kV).
  • Về truyền tải công suất: Ở Phương án II, khi phụ tải 220 kV ở mức cực tiểu, một lượng công suất dư thừa ($145{,}59\text{ MVA}$) phải truyền qua hai lần biến áp (từ T3, T4 sang T1, T2) để lên cấp 500 kV, làm tăng tổn thất trong cuộn nối tiếp.
  • Về tổn thất điện năng hàng năm: Phương án I có tổng tổn thất điện năng là $23.482{,}40\text{ MWh}$ ($0{,}304%$), tiết kiệm hơn Phương án II có tổng tổn thất là $24.979{,}42\text{ MWh}$ ($0{,}324%$) một lượng điện năng là $1497{,}02\text{ MWh}$ mỗi năm.

Đặc tính kỹ thuật của tuyến đường dây 500 kV được xác định như thế nào trong bài toán ngắn mạch?

Tuyến đường dây kép 500 kV có chiều dài 200 km, truyền tải công suất lớn nhất từ nhà máy về hệ thống là $564{,}52\text{ MVA}$. Dây dẫn sử dụng loại phân pha gồm 4 sợi AC-240 trên mỗi pha, đặt tại 4 đỉnh của hình vuông cạnh $a = 400\text{ mm}$, khoảng cách trung bình hình học giữa các pha $D_{tb} = 14\text{ m}$. Dòng điện cho phép hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường cao nhất ($42^\circ\text{C}$) là $2209\text{ A}$. Trong tính toán dòng điện ngắn mạch, đường dây được mô hình hóa bằng điện kháng tập trung với giá trị quy đổi trong hệ đơn vị tương đối là $X_D = 0{,}103$.

Kết luận

Đồ án tốt nghiệp của sinh viên Lê Khắc Hưng đã giải quyết bài toán thiết kế kỹ thuật phần điện cho nhà máy nhiệt điện quy mô lớn 1200 MW kết nối đồng thời với các cấp điện áp 22 kV, 220 kV và siêu cao áp 500 kV. Thông qua các bước tính toán cân bằng công suất, sàng lọc phương án sơ đồ nối điện và kiểm tra điều kiện phát nhiệt trong các tình huống sự cố, tác giả đã chứng minh tính tối ưu và khả thi của cấu hình sử dụng tổ hợp máy biến áp tự ngẫu 801 MVA kết hợp sơ đồ bộ máy phát - máy biến áp. Các kết quả tính toán chi tiết về tổn thất điện năng và dòng ngắn mạch ba pha không chỉ cung cấp cơ sở dữ liệu xác thực để lựa chọn trang thiết bị điện mà còn mở ra phương pháp luận thực tiễn để nghiên cứu các chế độ vận hành không đối xứng trên lưới điện truyền tải.