Giới thiệu dự án

Trong bối cảnh hệ thống điện quốc gia đang chuyển dịch mạnh mẽ nhằm đáp ứng nhu cầu tăng trưởng phụ tải công nghiệp với tốc độ từ 8,5% đến 10%/năm (theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia), việc tối ưu hóa thiết kế phần điện trong các nhà máy nhiệt điện và trạm biến áp trung gian giữ vai trò then chốt. Sự ổn định và hiệu quả kinh tế của toàn bộ lưới điện khu vực phụ thuộc trực tiếp vào cấu trúc sơ đồ nối điện chính, tính toán phân bố trào lưu công suất, và độ tin cậy của thiết bị đóng cắt tại các cấp điện áp 220 kV, 110 kV và 10,5 kV.

Đồ án môn học "Thiết kế phần điện trong nhà máy điện và trạm biến áp" được thực hiện bởi sinh viên Lê Đình Phương (MSV: 20810110265, Lớp D15H3, Khoa Kỹ thuật Điện - Trường Đại học Điện Lực) dưới sự hướng dẫn khoa học của TS. Vũ Hoàng Giang. Dự án tập trung giải quyết bài toán kỹ thuật phức tạp: Thiết kế hoàn chỉnh hệ thống điện cho một nhà máy nhiệt điện turbine hơi công suất $4 \times 63\text{ MW}$ ($S_{\text{đm}} = 4 \times 78,75\text{ MVA}$), liên lạc trực tiếp với hệ thống điện quốc gia $220\text{ kV}$ ($S_{\text{đmHT}} = 5200\text{ MVA}$) và cấp điện cho mạng phụ tải địa phương ($10,5\text{ kV}$) cùng phụ tải trung áp ($110\text{ kV}$, $P_{\text{max}} = 103\text{ MW}$).

+---------------------------------------------------------------------------------------------------+
|                                  THÔNG SỐ CỐT LÕI CỦA DỰ ÁN                                       |
+--------------------------+---------------------------+--------------------------------------------+
| Cấu hình tổ máy phát     | 4 x 63 MW (TBФ-63-2)      | S_đm = 78,75 MVA, U_đm = 10,5 kV           |
| Phụ tải trung áp 110 kV  | P_max = 103 MW, cosφ = 0,85 | S_max = 121,18 MVA (1 kép, 2 đơn)          |
| Phụ tải địa phương 10,5kV| P_max = 8,2 MW, cosφ = 0,87 | S_max = 9,43 MVA (1 kép, 2 đơn)            |
| Liên lạc hệ thống 220 kV | Chiều dài L = 96 km       | S_đmHT = 5200 MVA, X_ht = 0,46, β = 0,15   |
+--------------------------+---------------------------+--------------------------------------------+

Vấn đề kỹ thuật trọng tâm (Problem Statement)

Thiết kế phần điện nhà máy nhiệt điện công suất trung bình đối mặt với các thách thức kỹ thuật lớn:

  1. Mất cân đối phụ tải đa cấp điện áp: Tỷ trọng phụ tải trung áp $110\text{ kV}$ chiếm tới hơn 38,4% tổng công suất phát cực đại của nhà máy, đòi hỏi giải pháp truyền tải linh hoạt tránh quá tải cục bộ cuộn dây máy biến áp.
  2. Tổn thất công suất và sụt áp trong chế độ biến thiên: Đồ đồ thị phụ tải biến thiên theo 3 chu kỳ thời gian ($0-10\text{h}$, $10-20\text{h}$, $20-24\text{h}$) tạo ra dòng trao đổi liên tục qua các cuộn dây máy biến áp liên lạc, làm gia tăng tổn thất điện năng hàng năm ($\Delta A$).
  3. Ứng suất nhiệt và lực điện động ngắn mạch: Ngắn mạch tại thanh góp $220\text{ kV}$ và $110\text{ kV}$ với nguồn cấp công suất lớn từ hệ thống ($5200\text{ MVA}$) gây ra dòng xung kích cực đại, đe dọa trực tiếp độ bền cơ - nhiệt của máy cắt, dao cách ly và thanh dẫn.

Mục tiêu kỹ thuật cụ thể

  1. Xác lập cân bằng công suất biểu kiến toàn diện giữa nguồn phát ($4 \times 78,75\text{ MVA}$), phụ tải tự dùng ($8%$), phụ tải địa phương ($9,43\text{ MVA}$), phụ tải trung áp ($121,18\text{ MVA}$) và lượng điện năng phát về hệ thống $220\text{ kV}$.
  2. Xây dựng và sàng lọc 04 phương án nối điện khả thi; mô phỏng chi tiết chế độ làm việc bình thường và sự cố đứt cuộn/hỏng máy biến áp của 02 phương án tối ưu nhất.
  3. Tính toán kinh tế - kỹ thuật đa tiêu chí (vốn đầu tư $V$, chi phí vận hành hàng năm $P$, tổn thất điện năng $\Delta A$) để chỉ định phương án tối ưu.
  4. Xác định chính xác dòng điện ngắn mạch chu kỳ ($I''$), xung kích ($i_{\text{xk}}$, $I_{\text{xk}}$), công suất ngắn mạch ($S_N$) tại các điểm nút trọng yếu $N_1 (220\text{ kV})$, $N_2 (110\text{ kV})$, $N_3 (10,5\text{ kV})$.
  5. Lựa chọn và kiểm nghiệm $100%$ khí cụ điện (máy cắt SF6, dao cách ly, thanh dẫn máng nhôm, sứ đỡ, cáp điện lực, biến dòng BI, biến điện áp BU, chống sét van CSV).
  6. Thiết kế chi tiết phân hệ nguồn điện tự dùng $6,3\text{ kV}$ và $0,4\text{ kV}$, đảm bảo khả năng tự khởi động cho các động cơ công suất lớn.

Phạm vi và giới hạn của đề tài

  • Phạm vi nghiên cứu: Thiết kế mạng điện nhất thứ, tính toán trào lưu và chọn lựa thiết bị phân phối từ đầu cực tổ máy phát đến điểm đấu nối vào hệ thống điện quốc gia $220\text{ kV}$.
  • Giới hạn: Đề tài không đi sâu vào thiết kế chi tiết phần cơ khí lò hơi - turbine và hệ thống điều khiển thứ cấp SCADA/DCS, nhưng đảm bảo toàn bộ giao diện kỹ thuật tuân thủ nghiêm ngặt quy chuẩn ngành điện Việt Nam (QCVN QTĐ-5:2009/BCT) và tiêu chuẩn quốc tế IEC 60909, IEC 60076.

Phân tích và thiết kế giải pháp

Phân tích hiện trạng

Trong thiết kế trạm và nhà máy điện cấp điện áp $220/110/10,5\text{ kV}$, việc lựa chọn giữa Máy biến áp 3 cuộn dây và Máy biến áp tự ngẫu (MBATN) là bài toán kinh điển đòi hỏi phân tích định lượng kỹ thuật:

Tiêu chí so sánh Phương án MBA 3 cuộn dây truyền thống Phương án MBA tự ngẫu (Được lựa chọn)
Hệ số có lợi $\alpha$ $\alpha = 1$ (Công suất định mức bằng $100%$ dung lượng chế tạo) $\alpha = 1 - \frac{U_{\text{đmT}}}{U_{\text{đmC}}} = 1 - \frac{110}{220} = 0,5 \le 0,56$ (Tiết kiệm $50%$ kích thước lõi từ)
Hiệu suất truyền tải Tổn hao đồng và sắt lớn hơn do cuộn dây độc lập Tổn thất công suất ngắn mạch $\Delta P_N$ thấp hơn đáng kể qua cuộn nối tiếp và cuộn chung
Mức độ linh hoạt Cách ly hoàn toàn về điện giữa các cấp điện áp Đòi hỏi trung tính nối đất trực tiếp; cuộn hạ $10,5\text{ kV}$ ghép bộ linh hoạt
Chi phí đầu tư thiết bị Giá thành cao hơn 25 - 30% so với MBATN cùng dung lượng Chi phí chế tạo thấp, diện tích mặt bằng trạm giảm 20%

Phân loại yêu cầu hệ thống theo mô hình MoSCoW

  • Must have (Bắt buộc): Đảm bảo cung cấp điện liên tục cho phụ tải $110\text{ kV}$ và $10,5\text{ kV}$ khi 1 tổ máy phát hoặc 1 máy biến áp liên lạc gặp sự cố nặng nề nhất; dòng cắt ngắn mạch định mức của máy cắt $I_{C\text{đm}} \ge I_N$.
  • Should have (Nên có): Sơ đồ 2 hệ thống thanh góp có thanh góp vòng (TGV) cho phía $220\text{ kV}$ và $110\text{ kV}$ nhằm bảo dưỡng máy cắt mà không gây gián đoạn cấp điện.
  • Could have (Có thể có): Sử dụng thanh dẫn nhôm cứng định hình chữ máng để tối ưu hóa khả năng tản nhiệt và chịu lực điện động tại đầu cực máy phát $10,5\text{ kV}$.
  • Won't have (Không áp dụng): Không xây dựng thanh góp cấp điện áp máy phát $10,5\text{ kV}$ tập trung do tỷ lệ phụ tải địa phương nhỏ hơn $15%$ tổng công suất đặt ($9,43 / (2 \times 78,75) = 5,98% \le 15%$).

Thiết kế hệ thống

graph TD
    subgraph He_Thong_220kV ["Hệ thống điện 220 kV (2 Thanh góp + Thanh góp vòng)"]
        HT["Hệ thống điện 5200 MVA (Lộ kép 96 km)"] --- BB220["Thanh cái 220 kV"]
    end

    subgraph He_Thong_110kV ["Trạm phân phối 110 kV (2 Thanh góp + Thanh góp vòng)"]
        BB110["Thanh cái 110 kV"] --- Load110_1["Phụ tải kép: 37 MW"]
        BB110 --- Load110_2["Phụ tải đơn 1: 33 MW"]
        BB110 --- Load110_3["Phụ tải đơn 2: 33 MW"]
    end

    subgraph Khoi_Lien_Lac ["Khối Máy Biến Áp Tự Ngẫu"]
        AT1["MBATN AT1: 160 MVA (230/121/11 kV)"]
        AT2["MBATN AT2: 160 MVA (230/121/11 kV)"]
    end

    subgraph Khoi_To_May_1_2 ["Tổ máy phát 1 & 2 (Ghép trực tiếp)"]
        G1["Máy phát F1: 63 MW"] --> AT1
        G2["Máy phát F2: 63 MW"] --> AT2
        G1 -.-> LoadDP1["Phụ tải địa phương 10.5 kV (8.2 MW)"]
        G2 -.-> TD1["Khối tự dùng TD1 (6.3 kV / 0.4 kV)"]
    end

    subgraph Khoi_To_May_3_4 ["Tổ máy phát 3 & 4 (Khối MBA 2 cuộn dây)"]
        G3["Máy phát F3: 63 MW"] --> T1["MBA T1: 80 MVA (121/10.5 kV)"]
        G4["Máy phát F4: 63 MW"] --> T2["MBA T2: 121/10.5 kV (PA I) / 242/11 kV (PA II)"]
    end

    BB220 <===> AT1
    BB220 <===> AT2
    BB110 <===> AT1
    BB110 <===> AT2
    T1 ===> BB110
    T2 ===> BB110

Tiêu chuẩn kỹ thuật áp dụng (Engineering Standards)

  • IEC 60909-0 (2016): Short-circuit currents in three-phase a.c. systems - Calculation of currents.
  • IEC 60076 (Series): Power transformers - Design, overload capacity and temperature rise limits.
  • TCVN 8086:2009 / IEC 60034-1: Máy điện quay - Định mức và đặc tính vận hành.
  • QCVN QTĐ-5:2009/BCT: Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về kỹ thuật điện - Trang thiết bị điện phần điện nhà máy và trạm biến áp.

Phương pháp luận tính toán kỹ thuật (Methodology)

Quy trình thiết kế được thực hiện tuần tự qua 6 giai đoạn với phương pháp kiểm soát sai số chặt chẽ:

[1. Phụ tải & Cân bằng P-Q] ➔ [2. Cấu hình Sơ đồ & Chọn MBA] ➔ [3. Đánh giá Kinh tế Kỹ thuật]
                                                                         │
[6. Phân hệ Tự dùng & Đo lường] 🠄 [5. Khí cụ điện & Ổn định] 🠄 [4. Ngắn mạch N1, N2, N3]
  • Ma trận rủi ro và giải pháp xử lý:
    1. Rủi ro quá tải cuộn nối tiếp MBATN: Xảy ra khi phụ tải $110\text{ kV}$ cực đại kết hợp sự cố đứt một máy biến áp. Giải pháp: Chọn công suất định mức $S_{\text{đmTN}} = 160\text{ MVA}$, đảm bảo dung lượng định mức cuộn nối tiếp $S_{\text{nt}} = \alpha \cdot S_{\text{đm}} = 0,5 \times 160 = 80\text{ MVA}$ luôn lớn hơn trào lưu cưỡng bức ($50,25\text{ MVA}$).
    2. Rủi ro hồ quang ngắn mạch không tắt kịp: Áp dụng máy cắt hợp bộ SF6 thế hệ mới với buồng dập hồ quang khí nén, thời gian cắt định mức $t_{\text{cđm}} = 0,08\text{ s} - 0,1\text{ s}$, đảm bảo cách ly điểm sự cố trước khi đạt ngưỡng nhiệt tới hạn.

Implementation và kết quả

Quy trình tính toán chi tiết và thuật toán cốt lõi

1. Thuật toán cân bằng công suất và xác định trào lưu phụ tải

Phụ tải tự dùng nhà máy nhiệt điện turbine khí/hơi biến thiên theo công thức phi tuyến:

$$S_{\text{TD}}(t) = \alpha_{\text{td}} \cdot \frac{P_{\text{TNMmax}}}{\cos\varphi_{\text{td}}} \cdot \left[ 0,4 + 0,6 \cdot \frac{S_{\text{TNM}}(t)}{S_{\text{đ}}} \right]$$

Công suất phát hữu công và vô công về hệ thống $220\text{ kV}$ tại từng thời điểm $t$:

$$S_{\text{VHT}}(t) = S_{\text{TNM}}(t) - \left[ S_{\text{UT}}(t) + S_{\text{UG}}(t) + S_{\text{TD}}(t) \right]$$

Dưới đây là module Python chuyên dụng tính toán cân bằng công suất và trào lưu máy biến áp liên lạc:

import numpy as np
import pandas as pd

# Tham so dau vao he thong
n_gen = 4
P_gen_single = 63.0  # MW
cos_phi_G = 0.8
S_gen_single = P_gen_single / cos_phi_G  # 78.75 MVA
S_dat_tong = n_gen * S_gen_single        # 315.0 MVA

alpha_td = 0.08
cos_phi_td = 0.84
P_max_TNM = n_gen * P_gen_single         # 252.0 MW
S_max_TD = (alpha_td * P_max_TNM) / cos_phi_td # 24.0 MVA

# Du lieu phu tai theo chu ky gio
time_intervals = ['0-10h', '10-20h', '20-24h']
dt = np.array([10, 10, 4])
p_tnm_pct = np.array([0.93, 1.00, 1.00])
p_ut_pct  = np.array([0.90, 1.00, 1.00])
p_ug_pct  = np.array([0.95, 0.80, 1.00])

P_max_UG, cos_UG = 8.2, 0.87
P_max_UT, cos_UT = 103.0, 0.85

# Tinh toan bieu dien cong suat bieu kien (MVA)
S_TNM = (P_max_TNM * p_tnm_pct) / cos_phi_G
S_UT  = (P_max_UT * p_ut_pct) / cos_UT
S_UG  = (P_max_UG * p_ug_pct) / cos_UG
S_TD  = S_max_TD * (0.4 + 0.6 * (S_TNM / S_dat_tong))
S_VHT = S_TNM - (S_UT + S_UG + S_TD)

# Cong suat may bien ap bo va MBA lien lac (Phuong an I)
S_bo = S_gen_single - (1.0 / n_gen) * S_max_TD  # 72.75 MVA
S_PT_AT = 0.5 * (S_UT - 2 * S_bo)
S_PC_AT = 0.5 * S_VHT
S_PH_AT = S_PC_AT + S_PT_AT

df_results = pd.DataFrame({
    'Khung_Gio': time_intervals,
    'S_TNM (MVA)': np.round(S_TNM, 2),
    'S_UT (MVA)': np.round(S_UT, 2),
    'S_UG (MVA)': np.round(S_UG, 2),
    'S_TD (MVA)': np.round(S_TD, 2),
    'S_VHT (MVA)': np.round(S_VHT, 2),
    'S_PT_AT (MVA)': np.round(S_PT_AT, 2),
    'S_PC_AT (MVA)': np.round(S_PC_AT, 2),
    'S_PH_AT (MVA)': np.round(S_PH_AT, 2)
})
print(df_results.to_string(index=False))

Kết quả phân bố công suất chi tiết:

  • Khung $0-10\text{h}$: $S_{\text{TNM}} = 292,95\text{ MVA}$, $S_{\text{UT}} = 109,06\text{ MVA}$, $S_{\text{UG}} = 8,95\text{ MVA}$, $S_{\text{TD}} = 22,99\text{ MVA} \implies S_{\text{VHT}} = 151,95\text{ MVA}$.
  • Khung $10-20\text{h}$: $S_{\text{TNM}} = 315,00\text{ MVA}$, $S_{\text{UT}} = 121,18\text{ MVA}$, $S_{\text{UG}} = 7,54\text{ MVA}$, $S_{\text{TD}} = 24,00\text{ MVA} \implies S_{\text{VHT}} = 162,28\text{ MVA}$.
  • Khung $20-24\text{h}$: $S_{\text{TNM}} = 315,00\text{ MVA}$, $S_{\text{UT}} = 121,18\text{ MVA}$, $S_{\text{UG}} = 9,43\text{ MVA}$, $S_{\text{TD}} = 24,00\text{ MVA} \implies S_{\text{VHT}} = 160,40\text{ MVA}$.

2. Tính toán tổn thất điện năng $\Delta A$ trong máy biến áp tự ngẫu

Tổn thất điện năng trong MBATN được tích hợp từ tổn hao không tải $\Delta P_0$ và tổn hao ngắn mạch từng cuộn dây ($\Delta P_{\text{NC}}, \Delta P_{\text{NT}}, \Delta P_{\text{NH}}$):

$$\Delta A_{\text{AT}} = 8760 \cdot \Delta P_0 + 365 \sum_{i=1}^{3} \left[ \Delta P_{\text{NC}} \left(\frac{S_{\text{Ci}}}{S_{\text{đm}}}\right)^2 + \Delta P_{\text{NT}} \left(\frac{S_{\text{Ti}}}{S_{\text{đm}}}\right)^2 + \Delta P_{\text{NH}} \left(\frac{S_{\text{Hi}}}{S_{\text{đm}}}\right)^2 \right] \Delta t_i$$

Với các thông số máy biến áp tự ngẫu ATДЦTH-160000/220: $\Delta P_0 = 85\text{ kW}$, $\Delta P_{N(\text{C-T})} = 380\text{ kW}$, $\Delta P_{\text{NC}} = 0,19\text{ MW}$, $\Delta P_{\text{NT}} = 0,19\text{ MW}$, $\Delta P_{\text{NH}} = 0,57\text{ MW}$.

Kiểm nghiệm và so sánh chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật

Tổng hợp so sánh toàn diện giữa Phương án I (2 khối phát đưa lên $110\text{ kV}$, 2 khối nối vào cuộn hạ MBATN) và Phương án II (1 khối phát lên $220\text{ kV}$, 1 khối lên $110\text{ kV}$, 2 khối nối MBATN):

+---------------------------------------------------------------------------------------------------+
|                         SO SÁNH KINH TẾ - KỸ THUẬT GIỮA HAI PHƯƠNG ÁN                             |
+----------------------------------------------------+-----------------------+----------------------+
| Hạng mục tính toán                                 | Phương án I           | Phương án II         |
+----------------------------------------------------+-----------------------+----------------------+
| Dung lượng MBA 2 cuộn dây                          | 2 x TДЦ-80 MVA (110kV)| 1x80 (220kV), 1x80(110) |
| Dung lượng MBA tự ngẫu                             | 2 x ATДЦTH-160 MVA    | 2 x ATДЦTH-160 MVA   |
| Tổng tổn thất điện năng hàng năm (ΔA)              | 9.661,5 MWh/năm       | 9.321,0 MWh/năm      |
| Vốn đầu tư thiết bị MBA (V_B)                      | 40,44 tỷ VNĐ          | 43,32 tỷ VNĐ         |
| Vốn đầu tư trạm phân phối TBPP (V_TBPP)            | 45,00 tỷ VNĐ          | 47,40 tỷ VNĐ         |
| Tổng vốn đầu tư ban đầu (V = V_B + V_TBPP)         | 85,44 tỷ VNĐ          | 90,72 tỷ VNĐ         |
| Chi phí khấu hao & bảo dưỡng hàng năm (P1 = 8,4%V) | 7,177 tỷ VNĐ/năm      | 7,620 tỷ VNĐ/năm     |
| Chi phí tổn thất điện năng (P2 với C = 1.500 đ/kWh)| 14,492 tỷ VNĐ/năm     | 13,981 tỷ VNĐ/năm    |
| Tổng chi phí vận hành tính toán (P = P1 + P2)      | 21,669 tỷ VNĐ/năm     | 21,601 tỷ VNĐ/năm    |
+----------------------------------------------------+-----------------------+----------------------+

Đánh giá phương án tối ưu: Mặc dù Phương án II có vốn đầu tư ban đầu cao hơn 5,28 tỷ VNĐ do phải trang bị thêm máy cắt $220\text{ kV}$ (giá 4,2 tỷ VNĐ/mạch), Phương án I lại có mức đầu tư ban đầu thấp hơn ($85,44$ tỷ VNĐ so với $90,72$ tỷ VNĐ), bố trí sơ đồ trạm $110\text{ kV}$ gọn gàng và vận hành đồng nhất các tổ máy phát $T_1, T_2$. Do đó, Phương án I được lựa chọn là phương án thiết kế gốc để triển khai tính toán ngắn mạch và chọn thiết bị.

Đổi mới và đóng góp kỹ thuật

  1. Ứng dụng hệ số có lợi của MBATN tối ưu hóa chi phí chế tạo: Việc xác định chính xác hệ số $\alpha = 0,5 \le 0,56$ cho phép tận dụng triệt để cuộn nối tiếp và cuộn chung, giảm $50%$ khối lượng đồng cuộn dây so với phương án dùng máy biến áp 3 cuộn dây độc lập, giảm dòng điện từ hóa không tải $I_0%$ xuống còn $0,5%$.
  2. Loại bỏ thanh góp đầu cực máy phát $10,5\text{ kV}$: Dựa trên kết quả tính toán định lượng $S_{\text{maxUG}} / (2 S_{\text{đmG}}) = 5,98% \le 15%$, công trình đề xuất cấp điện thẳng cho phụ tải địa phương qua đường cáp có kháng điện kép hạn chế dòng ngắn mạch, tiết kiệm toàn bộ chi phí xây dựng phân xưởng phân phối $10,5\text{ kV}$ (ước tính tiết kiệm $1,8 - 2,5$ tỷ VNĐ).
  3. Thuật toán phân tích quá tải cưỡng bức đa chế độ: Mô hình hóa chính xác 3 kịch bản sự cố nghiêm trọng (hỏng MBA 2 cuộn dây khi $S_{\text{UTmax}}$, hỏng 1 MBATN khi $S_{\text{UTmax}}$, hỏng 1 MBATN khi $S_{\text{UTmin}}$). Chứng minh hệ thống điện vẫn đảm bảo truyền tải liên tục mà không cần sa thải phụ tải nhờ lượng công suất dự phòng quay $\beta = 0,15$ ($S_{\text{dtHT}} = 780\text{ MVA} > S_{\text{thiếu}} = 72,76\text{ MVA}$).

Ứng dụng thực tế và triển khai

Kết quả lựa chọn và kiểm tra khí cụ điện điển hình

Dựa trên kết quả tính toán ngắn mạch tại thanh góp $220\text{ kV}$ ($I'' = 13,85\text{ kA}$, $i_{\text{xk}} = 35,25\text{ kA}$), $110\text{ kV}$ ($I'' = 21,42\text{ kA}$, $i_{\text{xk}} = 54,52\text{ kA}$) và $10,5\text{ kV}$ ($I'' = 38,12\text{ kA}$), các khí cụ điện chính được chọn lựa chuẩn xác:

  • Máy cắt điện $220\text{ kV}$: Lựa chọn loại HPL-245B1 (ABB) cách điện khí SF6. Thông số định mức: $U_{\text{đm}} = 245\text{ kV}$, $I_{\text{đm}} = 3150\text{ A} \ge I_{\text{cb}} = 1055\text{ A}$, dòng cắt định mức $I_{\text{cđm}} = 40\text{ kA} \ge I'' = 13,85\text{ kA}$, độ bền điện động $i_{\text{đđ}} = 100\text{ kA} \ge i_{\text{xk}} = 35,25\text{ kA}$.
  • Máy cắt điện $110\text{ kV}$: Lựa chọn loại 3AP1-DT 145kV (Siemens). Thông số định mức: $U_{\text{đm}} = 145\text{ kV}$, $I_{\text{đm}} = 2500\text{ A} \ge I_{\text{cb}} = 1458\text{ A}$, $I_{\text{cđm}} = 31,5\text{ kA} \ge I'' = 21,42\text{ kA}$, dòng ổn định nhiệt $I_{\text{nhiệt}} = 31,5\text{ kA} / 3\text{s}$.
  • Thanh dẫn đầu cực máy phát $10,5\text{ kV}$: Chọn thanh nhôm cứng hình máng kép kích thước $2 \times [100 \times 45 \times 5,5\text{ mm}]$, dòng cho phép có hiệu chỉnh nhiệt độ $I_{\text{cp}} = 5420\text{ A} \ge I_{\text{cb}} = 4763\text{ A}$, kiểm tra ứng suất cơ học khi ngắn mạch $\sigma_{\text{max}} = 428\text{ daN/cm}^2 \le \sigma_{\text{cp}} = 700\text{ daN/cm}^2$.
  • Kháng điện cho phụ tải địa phương: Lựa chọn kháng điện bê tông ba pha loại PBA-10-1500-6, điện kháng định mức $X_K% = 6%$, dòng định mức $I_{\text{đm}} = 1500\text{ A}$, đảm bảo hạn chế dòng ngắn mạch phía sau kháng xuống dưới khả năng cắt của máy cắt hợp bộ mạng phân phối ($I_{C\text{đm}} = 20\text{ kA}$).

Quy trình nghiệm thu và kiểm tra an toàn vận hành

  1. Kiểm tra cách điện & điện áp đánh thủng: Thử nghiệm cao áp tần số công nghiệp $50\text{ Hz}$ và xung sét ($1,2/50\ \mu\text{s}$) cho máy biến áp và sứ xuyên theo IEC 60060-1.
  2. Kiểm tra áp suất khí SF6 và độ kín: Tỷ lệ rò rỉ khí SF6 hàng năm của máy cắt $< 0,5%$/năm; khóa liên động cơ - điện giữa dao cách ly và máy cắt hoạt động chính xác $100%$.
  3. Thử nghiệm không tải và ngắn mạch phân hệ tự dùng: Kiểm tra khả năng tự đóng nguồn dự phòng (SATS) của máy biến áp tự dùng $6,3/0,4\text{ kV}$ khi mất nguồn làm việc trong thời gian chuyển mạch $t \le 0,2\text{ s}$.

Hạn chế và hướng phát triển

Hạn chế kỹ thuật

  • Tính toán ngắn mạch trong đồ án sử dụng phương pháp đường cong tính toán quy chuẩn theo IEC/TCVN với nguồn công suất vô cùng lớn, chưa xét đến tính phi tuyến bão hòa từ của mạch từ khi xảy ra ngắn mạch không đối xứng phức tạp.
  • Việc so sánh kinh tế chưa tính toán chiết khấu dòng tiền chi tiết (NPV, IRR) theo vòng đời kinh tế 25 năm của nhà máy điện.

Hướng nâng cấp mở rộng

  • Tích hợp trạm biến áp số hóa (Digital Substation): Ứng dụng giao thức truyền thông IEC 61850 với các khối Merging Unit (MU) và mạng cáp quang Process Bus thay thế toàn bộ cáp đồng nhị thứ truyền thống.
  • Mô phỏng trào lưu công suất động trên nền tảng chuyên nghiệp: Sử dụng phần mềm ETAP hoặc PSS/E để kiểm tra ổn định góc công của các máy phát turbine $63\text{ MW}$ khi cắt ngắn mạch thoáng qua bằng hệ thống rơle bảo vệ so lệch dọc thanh cái.

Đối tượng hưởng lợi

  • Sinh viên chuyên ngành Hệ thống điện / Kỹ thuật Điện: Nắm vững phương pháp luận chuẩn xác từ khâu phân tích phụ tải, lập sơ đồ nguyên lý đến các bước chọn và kiểm tra khí cụ điện theo tiêu chuẩn thực tế.
  • Kỹ sư tư vấn thiết kế điện (PE / Design Engineers): Tài liệu tham khảo chuẩn mực với đầy đủ cơ sở lý thuyết, công thức tính toán và số liệu kiểm chứng thiết bị thực tế từ các hãng ABB, Siemens, Schneider.
  • Cán bộ quản lý vận hành nhà máy điện & trạm biến áp: Nắm bắt các giới hạn truyền tải của MBATN và quy trình phân bố công suất khi xảy ra sự cố hỏng hóc thiết bị chính.

Câu hỏi thường gặp

1. Điều kiện tiên quyết để sử dụng máy biến áp tự ngẫu làm máy biến áp liên lạc là gì?

Hệ thống phải có từ hai cấp điện áp trở lên với trung tính nối đất trực tiếp (tại Việt Nam là lưới $110\text{ kV}, 220\text{ kV}, 500\text{ kV}$) và hệ số có lợi $\alpha = 1 - \frac{U_{\text{đmT}}}{U_{\text{đmC}}} \le 0,56$. Điều này đảm bảo an toàn về mặt quá điện áp nội bộ và phát huy tối đa hiệu quả kinh tế của cuộn dây dùng chung.

2. Tại sao không xây dựng thanh góp điện áp máy phát $10,5\text{ kV}$ trong đồ án này?

Do tỷ lệ phụ tải địa phương cực đại chỉ đạt $9,43\text{ MVA}$, chiếm $5,98%$ tổng công suất 2 tổ máy phát nối vào MBATN ($157,5\text{ MVA}$), nhỏ hơn nhiều so với ngưỡng tiêu chuẩn $15%$. Việc đấu nối thẳng giúp tiết kiệm đáng kể chi phí thiết bị phân phối và giảm dòng ngắn mạch.

3. Phương án xử lý khi một máy biến áp tự ngẫu 160 MVA bị sự cố ra sao?

Khi một MBATN gặp sự cố tại thời điểm phụ tải cực đại, công suất thiếu hụt phát về hệ thống sẽ là $72,75\text{ MVA}$. Lượng công suất này hoàn toàn được bù đắp bởi công suất dự phòng nóng của hệ thống ($S_{\text{dtHT}} = \beta \cdot S_{\text{đmHT}} = 0,15 \times 5200 = 780\text{ MVA}$), đảm bảo lưới điện không bị rã lưới.

4. Thanh dẫn hình máng kép có ưu điểm gì so với thanh dẫn chữ nhật truyền thống?

Thanh dẫn chữ máng ($[$ $]$) có mô-men chống uốn $W_x, W_y$ lớn hơn nhiều lần so với thanh chữ nhật cùng tiết diện, giúp chịu được lực điện động cực đại do dòng xung kích ngắn mạch gây ra ($i_{\text{xk}} = 54,52\text{ kA}$), đồng thời bề mặt tản nhiệt rộng hơn giúp nâng cao khả năng dẫn dòng dài hạn.

5. Chi phí vận hành hàng năm $P$ được cấu thành từ những yếu tố nào?

Chi phí vận hành gồm 2 thành phần chính: Tiền khấu hao tài sản cố định và chi phí đại tu sửa chữa ($P_1 = a% \cdot V$ với $a = 8,4%$) và chi phí đền bù tổn thất điện năng trong máy biến áp ($P_2 = C \cdot \Delta A$ với giá điện tính toán $C = 1.500\text{ VNĐ/kWh}$).

Kết luận

Đồ án môn học "Thiết kế phần điện trong nhà máy điện và trạm biến áp" của sinh viên Lê Đình Phương đã hoàn thành xuất sắc toàn bộ khối lượng tính toán kỹ thuật phức tạp với độ chính xác cao và tính thực tiễn sâu sắc. Thông qua việc phân tích trào lưu phụ tải khoa học, đồ án đã chứng minh Phương án I với 2 máy biến áp tự ngẫu $160\text{ MVA}$ và 2 khối máy phát - máy biến áp $80\text{ MVA}$ là giải pháp tối ưu toàn diện về kỹ thuật và kinh tế, giúp tiết kiệm vốn đầu tư ban đầu xuống còn $85,44$ tỷ VNĐ trong khi vẫn đáp ứng nghiêm ngặt các tiêu chuẩn an toàn, độ bền cơ - nhiệt khi xảy ra sự cố ngắn mạch. Kết quả nghiên cứu là tài liệu tham khảo giá trị cho công tác đào tạo và thiết kế kỹ thuật công trình nguồn điện trong thực tế.