Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu
Trong quá trình công nghiệp hóa và hiện đại hóa, ngành công nghiệp năng lượng đóng vai trò trọng yếu trong việc bảo đảm an ninh năng lượng và thúc đẩy tăng trưởng kinh tế. Sự gia tăng liên tục của các phụ tải công nghiệp, dịch vụ và sinh hoạt đặt ra yêu cầu phải mở rộng quy mô nguồn phát và xây dựng các nhà máy điện mới. Trong kỹ thuật điện, công tác thiết kế nhà máy điện đòi hỏi sự kết hợp chặt chẽ giữa các giải pháp kỹ thuật và tính toán kinh tế nhằm đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện, chất lượng điện năng, an toàn vận hành và tối ưu hóa chi phí đầu tư.
Đề tài "Thiết kế phần điện nhà máy Nhiệt điện" (Đồ án môn học Nhà máy điện và Trạm biến áp số 37) do sinh viên Nguyễn Vũ Duy thực hiện dưới sự hướng dẫn của PGS.TS Huỳnh Đức Hoàn tại Khoa Kỹ thuật & Công nghệ, Trường Đại học Quy Nhơn. Nhiệm vụ thiết kế đặt ra yêu cầu xây dựng phần điện cho một nhà máy nhiệt điện có tổng công suất đặt 220 MW với các nhiệm vụ cụ thể được đánh số theo văn bản giao đề tài:
- Tính toán phụ tải và cân bằng công suất.
- Xác định sơ đồ cấu trúc của nhà máy, nhận xét từng sơ đồ, nêu các phương án và chọn máy biến áp.
- Tính toán chọn phương án tối ưu (được đánh số thứ tự mục 4 trong văn bản nhiệm vụ).
- Tính toán ngắn mạch (mục 5 trong văn bản nhiệm vụ).
- Vẽ sơ đồ nối điện chính và tự dùng (mục 6 trong văn bản nhiệm vụ).
Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của đồ án bao gồm:
- Đối tượng nghiên cứu: Phần điện của nhà máy nhiệt điện công suất $4 \times 55\text{ MW}$, bao gồm việc lựa chọn máy phát điện đồng bộ, các máy biến áp chính và liên lạc, tính toán phân phối công suất, dòng ngắn mạch ba pha, lựa chọn thiết bị phân phối và khí cụ điện cao áp, trung áp và hạ áp.
- Phạm vi không gian: Trạm phân phối và liên kết 3 cấp điện áp gồm phụ tải địa phương cấp 10 kV, phụ tải trung áp cấp 110 kV, và hệ thống điện quốc gia cấp 220 kV thông qua đường dây kép dài 107 km.
- Phạm vi thời gian: Biểu đồ biến thiên phụ tải và công suất phát được khảo sát theo chu kỳ 24 giờ trong ngày (chia thành 8 khoảng thời gian: 0–6h, 6–8h, 8–12h, 12–14h, 14–16h, 16–18h, 18–20h, 20–24h) và chu kỳ vận hành tính toán kinh tế 8.760 giờ trong năm.
Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu
Nghiên cứu áp dụng các quy chuẩn, công thức và phương pháp tính toán kỹ thuật điện kinh điển trong thiết kế hệ thống điện và trạm biến áp, cụ thể:
- Khung lý thuyết và tài liệu sử dụng: Cơ sở lý thuyết dựa trên các giáo trình chuyên ngành gồm Giáo trình Nhà máy điện và trạm biến áp (phần điện) (Huỳnh Đức Hoàn, 2016), Thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp (phần điện) (Nguyễn Hữu Khái, 1998), Mạng Lưới Điện (Nguyễn Văn Đạm, 2005), Sổ tay lựa chọn và tra cứu thiết bị điện từ 0,4 đến 500kV (Ngô Hồng Quang, 2002) và Ngắn mạch trong hệ thống điện (Lã Văn Út, 2002).
- Phương pháp cân bằng công suất biểu kiến: Xác định nhu cầu công suất tác dụng ($P$) và công suất phản kháng ($Q$) tại từng mốc thời gian dựa trên hệ số công suất $\cos\varphi$ và tỷ lệ phần trăm $P%(t)$ so với công suất cực đại ($P_{max}$). Thiết lập phương trình cân bằng công suất toàn nhà máy để xác định dòng công suất truyền tải lên hệ thống.
- Phương pháp tính toán ngắn mạch: Sử dụng hệ đơn vị tương đối cơ bản ($S_{cb} = 100\text{ MVA}$, $U_{cb} = U_{tb}$) kết hợp phương pháp đường cong tính toán để xác định dòng ngắn mạch chu kỳ ban đầu ($I''$), dòng ngắn mạch xác lập ($I_\infty$) và dòng xung kích ($i_{xk}$) tại các chế độ làm việc nặng nề nhất.
- Phương pháp đánh giá kinh tế - kỹ thuật: So sánh các phương án dựa trên hàm chi phí tính toán hàng năm quy đổi ($C = P + a_{đm}V$), trong đó $V$ là vốn đầu tư thiết bị (máy biến áp, máy cắt), $P$ là phí tổn vận hành hàng năm (khấu hao sửa chữa lớn với định mức $a = 8,4%$ và chi phí tổn thất điện năng với giá thành $\beta = 600\text{ đồng/kWh}$), và $a_{đm} = 0,15\text{ năm}^{-1}$ là hệ số định mức hiệu quả kinh tế.
Nội dung chính theo từng chương
Chương 1: Chọn máy phát điện, tính toán phụ tải và cân bằng công suất
Trong chương này, tác giả tiến hành chọn quy mô tổ máy phát và tính toán cân bằng công suất các cấp điện áp của nhà máy nhiệt điện theo số liệu đầu vào:
- Lựa chọn máy phát điện: Căn cứ vào công suất định mức $220\text{ MW}$ gồm 4 tổ máy, tác giả tra bảng thông số và chọn 4 máy phát điện đồng bộ kiểu TB-55-2 với các thông số định mức: công suất tác dụng $P_{đm} = 55\text{ MW}$, hệ số công suất $\cos\varphi = 0,8$, công suất biểu kiến $S_{đm} = 68,75\text{ MVA}$, điện áp định mức $U_{đm} = 11,5\text{ kV}$, dòng điện định mức $I_{đm} = 3,462\text{ kA}$, tốc độ quay $n = 3.000\text{ vòng/phút}$, các điện kháng tương đối $X''d = 0,123$, $X'd = 0,182$, $X_d = 1,452$. Tổng công suất đặt toàn nhà máy là $P{đmNM} = 220\text{ MW}$ ($S{đmNM} = 275\text{ MVA}$).
- Tính toán phụ tải địa phương (10 kV): Phụ tải cực đại $P_{max} = 14\text{ MW}$, $\cos\varphi = 0,86$, gồm 2 tuyến cáp kép ($2 \times 3\text{ MW}$) và 4 tuyến cáp đơn ($4 \times 2\text{ MW}$). Công suất biểu kiến biến thiên từ cực tiểu $S_{đpmin} = 8,14\text{ MVA}$ (thời điểm 20–24h, $50% P_{max}$) đến cực đại $S_{đpmax} = 16,28\text{ MVA}$ (thời điểm 16–18h, $100% P_{max}$). Thời gian cắt của rơle là $t_C = 0,5\text{ s}$.
- Tính toán phụ tải trung áp (110 kV): Phụ tải cực đại $P_{max} = 120\text{ MW}$, $\cos\varphi = 0,89$, gồm 1 tuyến cáp kép ($1 \times 30\text{ MW}$) và 2 tuyến cáp đơn ($2 \times 20\text{ MW}$). Công suất biểu kiến cực tiểu là $S_{Tmin} = 80,9\text{ MVA}$ (0–6h và 20–24h, $60% P_{max}$) và cực đại đạt $S_{Tmax} = 134,83\text{ MVA}$ (16–18h, $100% P_{max}$).
- Tính toán phụ tải tự dùng: Với hệ số tự dùng cực đại $\alpha = 6,5%$, công suất tự dùng cực đại của toàn nhà máy là $S_{tdmax} = 17,875\text{ MVA}$ (thời điểm 16–18h) và cực tiểu là $11,62\text{ MVA}$ (0–6h).
- Cân bằng công suất và phát lên hệ thống: Phương trình cân bằng $S_{NM}(t) = S_{HT}(t) + S_T(t) + S_{đp}(t) + S_{td}(t)$ (bỏ qua tổn thất sơ bộ trong máy biến áp $S_B(t)$) cho thấy công suất phát lên hệ thống 220 kV dao động từ $S_{HTmin} = 76,46\text{ MVA}$ (0–6h) đến $S_{HTmax} = 119,59\text{ MVA}$ (6–8h). So sánh với công suất dự trữ quay của hệ thống ($7% \times 2600\text{ MVA} = 182\text{ MVA}$), công suất phát cực đại $119,59\text{ MVA} < 182\text{ MVA}$, đảm bảo sự cố tách nhà máy không gây rã lưới hệ thống.
| Cấp điện áp / Thành phần | $P_{max}$ (MW) | $\cos\varphi$ | $S_{min}$ (MVA) | $S_{max}$ (MVA) | Khung giờ cực đại |
|---|---|---|---|---|---|
| Phụ tải địa phương (10 kV) | 14,0 | 0,86 | 8,14 | 16,28 | 16–18h |
| Phụ tải trung áp (110 kV) | 120,0 | 0,89 | 80,90 | 134,83 | 16–18h |
| Tự dùng toàn nhà máy | - | 0,80 | 11,62 | 17,875 | 16–18h |
| Công suất phát lên hệ thống (220 kV) | - | - | 76,46 | 119,59 | 6–8h |
| Toàn nhà máy phát ra | 220,0 | 0,80 | 178,75 | 275,00 | 16–18h |
Chương 2: Các phương án và chọn máy biến áp
Tác giả đề xuất 3 phương án sơ đồ nối điện chính dựa trên các nguyên tắc kỹ thuật (không dùng thanh góp điện áp máy phát do $S_{đpmax} / S_{đmMF} = 16,28 / 68,75 \approx 23,68%$, phụ tải địa phương lấy rẽ nhánh đầu cực máy phát; trung tính lưới 110 kV và 220 kV nối đất trực tiếp nên dùng máy biến áp tự ngẫu liên lạc):
- Phương án 1: Gồm 2 bộ máy phát nối vào thanh góp 110 kV qua 2 máy biến áp 2 cuộn dây và 2 bộ máy phát nối vào phía hạ áp của 2 máy biến áp tự ngẫu liên lạc giữa 110 kV và 220 kV.
- Phương án 2: Gồm 1 bộ máy phát nối vào thanh góp 110 kV qua 1 MBA 2 cuộn dây, 1 bộ máy phát nối vào thanh góp 220 kV qua 1 MBA 2 cuộn dây, và 2 bộ máy phát nối vào phía hạ áp của 2 máy biến áp tự ngẫu liên lạc 110/220 kV.
- Phương án 3: Gồm 2 bộ máy phát nối vào thanh góp 220 kV qua MBA 2 cuộn dây và 2 máy biến áp tự ngẫu liên lạc. Phương án này bị loại bỏ do vốn đầu tư cao, số lượng MBA nhiều và hiệu quả truyền tải không vượt trội.
Tác giả tiến hành tính toán lựa chọn thiết bị máy biến áp chi tiết cho Phương án 1 và Phương án 2:
-
Thông số máy biến áp lựa chọn:
- MBA 2 cuộn dây phía 110 kV (B3, B4 ở PA1; B3 ở PA2): Chọn loại ONAF, công suất định mức $S_{đm} = 80\text{ MVA}$, điện áp $121/10,5\text{ kV}$, $\Delta P_0 = 70\text{ kW}$, $\Delta P_N = 315\text{ kW}$, $U_N% = 10,5%$, $I_0% = 0,6%$.
- MBA tự ngẫu liên lạc 220/110/10 kV (B1, B2 ở cả PA1 và PA2): Chọn loại ATДЦTH-160, $S_{đm} = 160\text{ MVA}$, điện áp $230/121/11\text{ kV}$, $\Delta P_0 = 100\text{ kW}$, $\Delta P_N = 380\text{ kW}$, $U_{N(C-T)}% = 11%$, $U_{N(C-H)}% = 32%$, $U_{N(T-H)}% = 20%$, $I_0% = 0,5%$, hệ số có lợi $\alpha = 0,5$.
- MBA 2 cuộn dây phía 220 kV (B4 ở PA2): Chọn loại TД, công suất định mức $S_{đm} = 70\text{ MVA}$, điện áp $230/10,5\text{ kV}$, $\Delta P_0 = 75\text{ kW}$, $\Delta P_N = 260\text{ kW}$, $U_N% = 10,6%$, $I_0% = 0,6%$.
-
Kiểm tra vận hành bình thường và sự cố: Cả hai phương án đều được kiểm tra khi hỏng 1 MBA 2 cuộn dây hoặc hỏng 1 MBATN ở thời điểm phụ tải trung áp cực đại ($S_{Tmax} = 134,83\text{ MVA}$). Kết quả cho thấy lượng công suất thiếu hụt phát lên hệ thống nhỏ hơn dự trữ quay của hệ thống ($S_{dtHT} = 182\text{ MVA}$), các cuộn dây MBA không bị quá tải vượt mức cho phép.
-
Tính tổn thất điện năng hàng năm ($\Delta A$):
- Phương án 1: Tổn thất điện năng trong 2 MBA ONAF-80 là $2 \times 2.394.702,443\text{ kWh} \approx 4.789,4\text{ MWh}$; tổn thất trong 2 MBATN ATДЦTH-160 là $1.956,93\text{ MWh}$. Tổng tổn thất điện năng hàng năm của Phương án 1 là $A_1 \approx 6.746,33\text{ MWh}$ ($6.746.335\text{ kWh}$).
- Phương án 2: Tổn thất trong MBA B3 (ONAF-80) là $2.394.757,873\text{ kWh}$; MBA B4 (TД-70) là $2.577.642,889\text{ kWh}$; 2 MBATN là $1.894.887,82\text{ kWh}$. Tổng tổn thất điện năng hàng năm của Phương án 2 là $A_2 = 6.867.288,582\text{ kWh} = 6.867,289\text{ MWh}$.
-
Tính dòng điện cưỡng bức lớn nhất ($I_{cb}$):
- Phía mạch 220 kV: $I_{cbCmax} = 0,314\text{ kA}$ (phụ tải cao áp).
- Phía mạch 110 kV: $I_{cbTmax} = 0,707\text{ kA}$ (phụ tải trung áp).
- Phía đầu cực máy phát 10 kV: $I_{cbMF} = 3,969\text{ kA}$.
Chương 3: Tính toán dòng điện ngắn mạch
Tác giả thực hiện tính toán ngắn mạch đối xứng 3 pha nhằm phục vụ công tác lựa chọn và kiểm tra độ bền của khí cụ điện:
- Xác định thông số tính toán trong hệ đơn vị tương đối: Chọn $S_{cb} = 100\text{ MVA}$, $U_{cb} = U_{tb}$.
- Điện kháng hệ thống: $X_{HT} = S_{cb} / S_N = 100 / 3200 = 0,031$.
- Điện kháng máy phát: $X_F = X''d \cdot (S{cb} / S_{Fđm}) = 0,123 \cdot (100 / 68,75) = 0,179$.
- Điện kháng đường dây kép 220 kV ($l = 107\text{ km}$, $x_0 = 0,4\ \Omega/\text{km}$): $X_d = 0,5 \cdot x_0 \cdot l \cdot (S_{cb} / U_{cb}^2) = 0,04$.
- Điện kháng MBA 2 cuộn dây 110 kV: $X_{B-T} = (U_N% / 100) \cdot (S_{cb} / S_{đmB}) = (10,5 / 100) \cdot (100 / 80) = 0,13$.
- Điện kháng MBA tự ngẫu: $X_C = 0,072$; $X_T = 0$; $X_H = 0,128$.
- Điện kháng MBA 2 cuộn dây 220 kV (PA2): $X_{T4} = (10,6 / 100) \cdot (100 / 70) = 0,151$.
- Tính toán tại các điểm ngắn mạch tính toán:
- $N_1$: Ngắn mạch trên thanh góp 220 kV.
- $N_2$: Ngắn mạch trên thanh góp 110 kV.
- $N_3$: Ngắn mạch trên thanh góp 10 kV đầu cực máy phát khi máy phát F2 không làm việc (nguồn từ hệ thống và các tổ máy còn lại).
- $N'3$: Ngắn mạch tại 10 kV do riêng máy phát F2 cung cấp ($k{xk} = 1,91$).
- $N_4$: Ngắn mạch tại mạch tự dùng ($I''{N4} = I''{N3} + I''_{N'3}$).
| Điểm ngắn mạch | Cấp điện áp tính toán | Phương án 1: $I''$ (kA) | Phương án 1: $I_\infty$ (kA) | Phương án 1: $i_{xk}$ (kA) | Phương án 2: $I''$ (kA) | Phương án 2: $I_\infty$ (kA) | Phương án 2: $i_{xk}$ (kA) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| $N_1$ | 220 kV | 5,010 | 4,914 | 12,753 | 5,890 | 5,050 | 14,993 |
| $N_2$ | 110 kV | 10,172 | 7,936 | 26,890 | 9,370 | 7,600 | 23,852 |
| $N_3$ | 10 kV | 13,176 | 13,780 | 33,540 | 13,098 | 13,404 | 33,342 |
| $N'_3$ | 10 kV | 26,460 | 10,210 | 71,470 | 25,705 | 10,206 | 69,433 |
| $N_4$ | Tự dùng (10 kV) | 39,636 | 23,990 | 100,896 | 38,803 | 23,610 | 98,776 |
Chương 4: Tính toán kinh tế - kỹ thuật và chọn phương án tối ưu
Trong chương này, tác giả tiến hành lựa chọn khí cụ điện, thiết kế sơ đồ nối điện chi tiết và so sánh toàn diện kinh tế - kỹ thuật giữa hai phương án:
- Lựa chọn máy cắt điện khí SF6:
- Phía 220 kV: Chọn máy cắt 3AQ2 ($U_{đm} = 245\text{ kV}$, $I_{đm} = 4\text{ kA}$, dòng cắt định mức $I_{Cđm} = 50\text{ kA}$, dòng ổn định động $I_{ôđđ} = 125\text{ kA}$).
- Phía 110 kV: Chọn máy cắt 3AQ1 ($U_{đm} = 123\text{ kV}$, $I_{đm} = 4\text{ kA}$, $I_{Cđm} = 40\text{ kA}$, $I_{ôđđ} = 100\text{ kA}$).
- Phía 10 kV: Chọn máy cắt hợp bộ 8FG10 ($U_{đm} = 12\text{ kV}$, $I_{đm} = 12,5\text{ kA}$, $I_{Cđm} = 80\text{ kA}$, $I_{ôđđ} = 225\text{ kA}$).
- Cấu trúc thiết bị phân phối: Phía 220 kV và 110 kV đều sử dụng sơ đồ hệ thống 2 thanh góp có thanh góp vòng; cấp 10 kV không dùng thanh góp mà ghép bộ khối.
- Tính toán chỉ tiêu kinh tế:
- Giá thiết bị: Máy biến áp ATДЦTH-160 có giá $159 \cdot 10^3\text{ Rúp}$ ($k_B = 1,4$); ONAF-80 có giá $113,7 \cdot 10^3\text{ Rúp}$ ($k_B = 1,5$); TД-70 có giá $125 \cdot 10^3\text{ Rúp}$ ($k_B = 1,4$); tỷ giá $1\text{ Rúp} = 40.000\text{ VND}$. Máy cắt 3AQ2 giá $90.000\text{ USD}$; 3AQ1 giá $60.000\text{ USD}$; 8FG10 giá $30.000\text{ USD}$; tỷ giá $1\text{ USD} = 23.000\text{ VND}$.
- Vốn đầu tư ban đầu ($V$): Phương án 1 (gồm 2 MBA ATДЦTH-160, 2 MBA ONAF-80, 5 máy cắt 3AQ2, 9 máy cắt 3AQ1, 2 máy cắt 8FG10) có $V_1 = 31,452 \cdot 10^9\text{ VND}$. Phương án 2 (gồm 2 MBA ATДЦTH-160, 1 MBA ONAF-80, 1 MBA TД-70, 7 máy cắt 3AQ2, 7 máy cắt 3AQ1, 2 máy cắt 8FG10) có $V_2 = 31,630 \cdot 10^9\text{ VND}$.
- Phí tổn vận hành hàng năm ($P = P_{kh} + P_{tt}$): Phương án 1 có $P_1 = 4,67 \cdot 10^9 + 4,048 \cdot 10^9 = 8,718 \cdot 10^9\text{ VND/năm}$. Phương án 2 có $P_2 = 4,80 \cdot 10^9 + 4,12 \cdot 10^9 = 8,920 \cdot 10^9\text{ VND/năm}$.
- Chi phí tính toán quy năm ($C = P + a_{đm}V$): Phương án 1 có $C_1 = 8,718 + 0,15 \times 31,452 = 13,4358 \cdot 10^9\text{ VND/năm}$. Phương án 2 có $C_2 = 8,920 + 0,15 \times 31,630 = 13,6645 \cdot 10^9\text{ VND/năm}$.
| Chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật | Đơn vị tính | Phương án 1 | Phương án 2 | Chênh lệch (PA2 - PA1) |
|---|---|---|---|---|
| Số lượng MBA tự ngẫu (160 MVA) | Máy | 2 | 2 | 0 |
| Số lượng MBA 2 cuộn dây 110 kV (80 MVA) | Máy | 2 | 1 | -1 |
| Số lượng MBA 2 cuộn dây 220 kV (70 MVA) | Máy | 0 | 1 | +1 |
| Số lượng máy cắt 220 kV (3AQ2) | Bộ | 5 | 7 | +2 |
| Số lượng máy cắt 110 kV (3AQ1) | Bộ | 9 | 7 | -2 |
| Số lượng máy cắt 10 kV (8FG10) | Bộ | 2 | 2 | 0 |
| Vốn đầu tư ban đầu ($V$) | $10^9$ VND | 31,452 | 31,630 | +0,178 |
| Phí tổn vận hành hàng năm ($P$) | $10^9$ VND/năm | 8,718 | 8,920 | +0,202 |
| Chi phí tính toán quy năm ($C$) | $10^9$ VND/năm | 13,4358 | 13,6645 | +0,2287 |
Kết quả và đóng góp
- Kết quả thiết kế chính:
- Đã xác lập cấu hình tối ưu cho nhà máy nhiệt điện $4 \times 55\text{ MW}$ là Phương án 1: sử dụng 2 máy biến áp 2 cuộn dây ONAF-80/121 nối vào thanh góp 110 kV và 2 máy biến áp tự ngẫu ATДЦTH-160/230 liên lạc 110/220 kV có các tổ máy nối vào cuộn hạ áp 10 kV.
- Chứng minh phương án lựa chọn có vốn đầu tư ban đầu thấp hơn ($31,452\text{ tỷ VND}$ so với $31,630\text{ tỷ VND}$), phí tổn vận hành hàng năm thấp hơn ($8,718\text{ tỷ VND/năm}$ so với $8,920\text{ tỷ VND/năm}$) và hàm chi phí tính toán quy năm thấp hơn ($13,4358\text{ tỷ VND/năm}$ so với $13,6645\text{ tỷ VND/năm}$).
- Lựa chọn thành công hệ thống máy cắt SF6 (3AQ2 cho 220 kV, 3AQ1 cho 110 kV, 8FG10 cho 10 kV) thỏa mãn toàn diện các điều kiện điện áp định mức, dòng cưỡng bức, khả năng cắt ngắn mạch chu kỳ cực đại ($39,636\text{ kA}$) và ổn định động dòng xung kích ($100,896\text{ kA}$).
- Giải pháp và kiến nghị kỹ thuật: Kiến nghị áp dụng sơ đồ hai hệ thống thanh góp có thanh góp vòng cho cả hai cấp điện áp 110 kV và 220 kV nhằm nâng cao tính liên tục cung cấp điện và thuận tiện trong sửa chữa, bảo dưỡng định kỳ máy cắt mà không gây gián đoạn cấp điện. Không sử dụng thanh góp điện áp máy phát mà rẽ nhánh trực tiếp phụ tải địa phương để giảm dòng ngắn mạch và tiết kiệm chi phí thiết bị phân phối 10 kV.
- Đóng góp của đồ án: Cung cấp bộ hồ sơ tính toán hoàn chỉnh, tường minh từ cân bằng công suất, lựa chọn MBA, kiểm tra quá tải sự cố, tính ngắn mạch 3 pha chi tiết theo đường cong tính toán đến hạch toán chi phí kinh tế so sánh cho một nhà máy nhiệt điện quy mô trung bình (220 MW).
Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp
- Hạn chế của đồ án:
- Các tính toán kinh tế sử dụng hệ số đơn giá máy biến áp tính theo Rúp và máy cắt tính theo USD quy đổi cố định, chưa cập nhật biến động thị trường thiết bị điện thực tế tại thời điểm thi công.
- Trong bước tính cân bằng công suất sơ bộ ban đầu, tổn thất công suất trong máy biến áp $S_B(t)$ được bỏ qua.
- Đồ án tập trung vào tính toán ngắn mạch 3 pha đối xứng để chọn khí cụ điện, chưa xét đến các dạng ngắn mạch không đối xứng (chạm đất 1 pha, ngắn mạch 2 pha chạm đất) vốn chiếm tỷ lệ lớn trong vận hành thực tế lưới 110–220 kV.
- Hướng phát triển mở rộng:
- Mở rộng tính toán lựa chọn các phần tử bảo vệ rơle số và tự động hóa trạm phân phối.
- Tính toán chi tiết hệ thống thanh dẫn, cáp điện lực, sứ cách điện và hệ thống chống sét, nối đất an toàn cho toàn bộ trạm biến áp của nhà máy.
Giá trị tham khảo
Đồ án là tài liệu tham khảo hữu ích cho:
- Đối tượng sử dụng: Sinh viên và học viên ngành Kỹ thuật điện, Hệ thống điện, Năng lượng tái tạo và Thiết bị điện khi thực hiện đồ án môn học "Nhà máy điện và Trạm biến áp", đồ án lưới điện hoặc đồ án tốt nghiệp kỹ sư điện.
- Nội dung tham khảo giá trị:
- Trình tự phân tích và phương pháp kiểm tra điều kiện sự cố cho máy biến áp tự ngẫu 3 cuộn dây khi có nguồn máy phát đấu vào cuộn hạ áp.
- Quy trình rút gọn sơ đồ thay thế và tra đường cong tính toán ngắn mạch tương đối cơ bản cho nhà máy điện có liên kết hệ thống công suất lớn.
- Khung phương pháp đánh giá kinh tế - kỹ thuật quy đổi để lựa chọn sơ đồ nối điện tối ưu.
Câu hỏi thường gặp
1. Tại sao đồ án không bố trí thanh góp ở cấp điện áp máy phát (10 kV)?
Trả lời: Do phụ tải địa phương cực đại chỉ là $S_{đpmax} = 16,28\text{ MVA}$, nhỏ hơn nhiều so với tổng công suất các tổ máy ($275\text{ MVA}$, tỷ lệ lấy rẽ nhánh chỉ chiếm khoảng $23,68%$ so với một tổ máy $68,75\text{ MVA}$). Việc không dùng thanh góp điện áp máy phát mà đấu nối theo sơ đồ khối (bộ máy phát - máy biến áp) và rẽ nhánh cấp điện cho phụ tải 10 kV giúp giảm vốn đầu tư xây dựng trạm phân phối 10 kV, đồng thời hạn chế dòng ngắn mạch tại cấp điện áp máy phát.
2. Công suất dự trữ quay của hệ thống là bao nhiêu và có đáp ứng được khi nhà máy gặp sự cố không?
Trả lời: Hệ thống 220 kV có công suất định mức $S_{đm} = 2600\text{ MVA}$ với dự trữ quay $7%$, tương đương $S_{dtHT} = 182\text{ MVA}$. Khi nhà máy phát công suất cực đại lên hệ thống ($S_{HTmax} = 119,59\text{ MVA}$) hoặc khi xảy ra sự cố hỏng 1 máy biến áp tự ngẫu (lượng công suất thiếu hụt lớn nhất là $77,858\text{ MVA}$ ở PA1 và $142,174\text{ MVA}$ ở PA2), lượng công suất thiếu hụt đều nhỏ hơn $182\text{ MVA}$, đảm bảo hệ thống duy trì vận hành ổn định.
3. Tại sao Phương án 1 lại được chọn là phương án tối ưu thay vì Phương án 2?
Trả lời: Phương án 1 vượt trội hơn ở cả hai khía cạnh:
- Kinh tế: Vốn đầu tư ban đầu thấp hơn ($31,452\text{ tỷ VND}$ so với $31,630\text{ tỷ VND}$), phí tổn vận hành hàng năm thấp hơn ($8,718\text{ tỷ VND/năm}$ so với $8,920\text{ tỷ VND/năm}$) và hàm chi phí quy năm thấp hơn ($13,4358\text{ tỷ VND/năm}$ so với $13,6645\text{ tỷ VND/năm}$).
- Kỹ thuật: Sử dụng 2 chủng loại máy biến áp (thay vì 3 chủng loại như PA2), số máy cắt 220 kV ít hơn (5 máy so với 7 máy), giúp công tác vận hành, bảo dưỡng đơn giản và thuận tiện mở rộng trạm trong tương lai.
4. Dòng điện ngắn mạch chu kỳ ban đầu và dòng điện xung kích lớn nhất xuất hiện tại điểm nào?
Trả lời: Dòng ngắn mạch lớn nhất xuất hiện tại điểm $N_4$ (mạch tự dùng 10 kV), trong đó dòng ngắn mạch chu kỳ ban đầu đạt $I'' = 39,636\text{ kA}$ và dòng ngắn mạch xung kích đạt $i_{xk} = 100,896\text{ kA}$ (đối với Phương án 1).
Kết luận
Đồ án môn học "Thiết kế phần điện nhà máy Nhiệt điện" của sinh viên Nguyễn Vũ Duy đã giải quyết trọn vẹn các yêu cầu kỹ thuật và kinh tế trong thiết kế nhà máy điện công suất 220 MW gồm 4 tổ máy phát TB-55-2. Bằng phương pháp tính toán cân bằng công suất, phân tích chế độ sự cố máy biến áp và tính toán ngắn mạch theo đường cong tính toán, tác giả đã luận chứng và lựa chọn Phương án 1 với 2 MBA ONAF-80 và 2 MBATN ATДЦTH-160 là phương án tối ưu. Kết quả nghiên cứu cung cấp bộ số liệu kỹ thuật chính xác, làm cơ sở tin cậy cho việc lựa chọn thiết bị phân phối khí SF6 và vận hành an toàn hệ thống điện.