Đồ Án Thiết Kế Xuất Tuyến Trung Áp 22kV Tại Khoa Điện - Điện Tử, Đại Học Bách Khoa TP.HCM

• Đề tài: Thiết Kế Xuất Tuyến Trung Áp 22kV: Đồ Án Hệ Thống Điện

Mục lục chi tiết

• LỜI CẢM ƠN
• TÓM TẮT ĐỒ ÁN
• 1. CHƯƠNG 1: CÁC SỐ LIỆU VÀ GIẢ THUYẾT BAN ĐẦU
• 2. CHƯƠNG 2: TÍNH TOÁN CHỌN DÂY DẪN CHO XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP
• 3. CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP

Tóm tắt

I. Tổng quan đồ án hệ thống điện Thiết kế xuất tuyến 22kV

Một đồ án thiết kế xuất tuyến trung áp 22kV là một bài toán kỹ thuật tổng hợp, đóng vai trò nền tảng trong lĩnh vực hệ thống điện. Mục tiêu chính là xây dựng một hệ thống cung cấp điện an toàn, liên tục và kinh tế cho một khu vực phụ tải xác định. Đồ án này không chỉ yêu cầu kiến thức lý thuyết vững chắc về lưới điện 22kV mà còn đòi hỏi kỹ năng ứng dụng các tiêu chuẩn và phần mềm chuyên dụng. Quá trình thiết kế bao gồm nhiều giai đoạn phức tạp, từ việc phân tích số liệu phụ tải ban đầu, lựa chọn cấu trúc lưới điện, đến việc tính toán các thông số kỹ thuật quan trọng. Các yếu tố như sụt áp cho phép, tổn thất công suất, và khả năng vận hành ổn định khi có sự cố phải được xem xét kỹ lưỡng. Việc tuân thủ nghiêm ngặt các tiêu chuẩn ngành điện (TCVN) và quy phạm trang bị điện là bắt buộc để đảm bảo tính an toàn và pháp lý cho công trình. Một đồ án hoàn chỉnh sẽ bao gồm cả phần thuyết minh đồ án hệ thống điện chi tiết và bộ bản vẽ AutoCAD lưới điện đầy đủ, thể hiện rõ ràng từ sơ đồ nguyên lý lưới điện đến chi tiết lắp đặt thiết bị. Sự thành công của đồ án được đánh giá qua việc tối ưu hóa chi phí đầu tư, đảm bảo chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện, đáp ứng nhu cầu phát triển phụ tải trong tương lai.

1.1. Mục tiêu và nhiệm vụ của đồ án cung cấp điện 22kV

Nhiệm vụ trọng tâm của đồ án là thực hiện thiết kế hoàn chỉnh một xuất tuyến trung áp 22kV trên không điển hình. Cụ thể, các mục tiêu chính bao gồm: lựa chọn tiết diện dây dẫn phù hợp cho tuyến chính và các nhánh rẽ; thực hiện tính toán ngắn mạch tại mọi vị trí trên lưới để làm cơ sở lựa chọn các khí cụ điện; lựa chọn các thiết bị bảo vệ như cầu chì tự rơi (FCO), máy cắt Recloser, cầu dao phụ tải LBS; và cuối cùng là tính toán, cài đặt các thông số cho thiết bị bảo vệ rơ le để đảm bảo phối hợp bảo vệ chính xác giữa các thiết bị. Mục tiêu cuối cùng là xây dựng một hệ thống vận hành ổn định, bảo vệ có chọn lọc, và có khả năng phân tách vùng sự cố một cách nhanh chóng, giảm thiểu thời gian mất điện cho các phụ tải quan trọng.

1.2. Các tiêu chuẩn ngành điện TCVN và giả thuyết ban đầu

Quá trình thiết kế phải dựa trên các giả thuyết và số liệu đầu vào cụ thể. Tài liệu gốc giả định một trạm biến áp nguồn 110/22kV với các thông số ngắn mạch đã biết. Phụ tải được xác định là loại 3, cho phép gián đoạn cung cấp điện trong thời gian nhất định, điển hình cho cung cấp điện cho khu dân cư hoặc các xưởng sản xuất không liên tục. Các thông số quan trọng như công suất và vị trí phụ tải, chiều dài các đoạn đường dây được cung cấp chi tiết. Toàn bộ quá trình tính toán và lựa chọn thiết bị phải tuân thủ các quy phạm trang bị điện và tiêu chuẩn ngành điện (TCVN) hiện hành. Các tiêu chuẩn này quy định rõ ràng về các giới hạn kỹ thuật như tính toán sụt áp cho phép (thường là 5% đến phụ tải cuối cùng) và các yêu cầu về nối đất an toàn và chống sét van (LA).

II. Hướng dẫn chọn dây dẫn ACSR cho xuất tuyến trung áp 22kV

Việc lựa chọn dây dẫn là một trong những quyết định quan trọng nhất trong thiết kế xuất tuyến trung áp 22kV, ảnh hưởng trực tiếp đến vốn đầu tư và chi phí vận hành. Đối với đường dây trên không, loại dây nhôm lõi thép (ACSR) được sử dụng phổ biến nhờ ưu điểm về độ bền cơ học và giá thành. Quá trình lựa chọn dây dẫn phải dựa trên các tiêu chí kỹ thuật và kinh tế rõ ràng. Thông thường, dây dẫn cho tuyến chính được chọn theo mật độ dòng kinh tế (Jkt) để giảm thiểu tổn thất công suất trong dài hạn. Trong khi đó, dây dẫn cho các nhánh rẽ thường được chọn dựa trên điều kiện sụt áp cho phép để đảm bảo chất lượng điện năng tại hộ tiêu thụ. Sau khi chọn dây dẫn ACSR sơ bộ, cần phải thực hiện các bước kiểm tra lại. Các điều kiện kiểm tra bao gồm: kiểm tra phát nóng theo dòng cho phép lâu dài và quan trọng nhất là kiểm tra tính toán sụt áp trên toàn tuyến. Tổng sụt áp từ đầu nguồn đến phụ tải xa nhất không được vượt quá giới hạn quy định. Các phần mềm ETAP hoặc PSS/E thường được sử dụng để mô phỏng và kiểm tra lại kết quả tính toán tay, đảm bảo độ chính xác trước khi đưa ra quyết định cuối cùng.

2.1. Tiêu chí chọn dây theo mật độ dòng kinh tế và sụt áp

Đối với phát tuyến chính, nơi có dòng tải lớn và liên tục, tiêu chí mật độ dòng kinh tế được ưu tiên. Dựa trên thời gian sử dụng phụ tải cực đại (Tmax), một giá trị Jkt (A/mm²) phù hợp được chọn để tính toán tiết diện kinh tế (Fkt). Từ đó, chọn loại dây ACSR tiêu chuẩn có tiết diện gần nhất và lớn hơn. Ngược lại, đối với các nhánh rẽ, yếu tố quyết định là sụt áp. Tổng sụt áp từ thanh cái trạm đến cuối nhánh phải nhỏ hơn 5%. Quá trình này yêu cầu tính toán sụt áp cho từng đoạn dây, sau đó cộng dồn để có sụt áp tại các nút. Theo tài liệu gốc, dây ACSR-185 được chọn cho tuyến chính và ACSR-16 cho các nhánh, đáp ứng đồng thời cả hai tiêu chí trên.

2.2. Phương pháp tính toán và quy đổi phụ tải về cuối nhánh

Để đơn giản hóa việc tính toán sụt áp cho các nhánh có nhiều phụ tải phân bố, một phương pháp phổ biến là quy đổi tất cả các phụ tải về một phụ tải tập trung tương đương ở cuối đường dây. Quá trình này giúp việc tính toán và lựa chọn tiết diện dây dẫn trở nên nhanh chóng hơn. Công thức tính sụt áp cơ bản là ΔU% = (P*R + Q*X) / Uđm² * 100%, trong đó P, Q là công suất, R, X là điện trở và điện kháng của dây dẫn. Việc xác định chính xác điện kháng (X) phụ thuộc vào cấu trúc hình học của đường dây, tức là khoảng cách trung bình giữa các pha. Sau khi tính toán và chọn dây, toàn bộ mô hình được dựng trên phần mềm ETAP để kiểm tra và xác nhận lại kết quả. Sai số giữa tính toán lý thuyết và mô phỏng thường được chấp nhận nếu dưới 1%.

III. Phương pháp tính toán ngắn mạch cho hệ thống điện 22kV

Phân tích và tính toán ngắn mạch là một chương cốt lõi trong bất kỳ đồ án hệ thống điện nào. Kết quả tính toán dòng ngắn mạch là cơ sở không thể thiếu để lựa chọn và kiểm tra độ bền của các thiết bị điện như máy cắt, cầu dao, biến dòng, cũng như để cài đặt thông số cho thiết bị bảo vệ rơ le. Mục tiêu là xác định giá trị dòng ngắn mạch lớn nhất và nhỏ nhất tại mọi điểm trên lưới điện 22kV. Các dạng ngắn mạch chính cần được xem xét bao gồm ngắn mạch ba pha đối xứng (N(3)), hai pha chạm nhau (N(2)), hai pha chạm đất (N(1,1)) và một pha chạm đất (N(1)). Để thực hiện tính toán, cần xây dựng sơ đồ thay thế thứ tự thuận, thứ tự nghịch và thứ tự không của toàn hệ thống, từ nguồn cung cấp, máy biến áp, đến các đoạn đường dây. Các thông số tổng trở của từng phần tử phải được quy về cùng một hệ đơn vị tương đối (p.u.). Việc sử dụng phần mềm ETAP để mô phỏng ngắn mạch giúp đơn giản hóa quá trình và cho kết quả có độ chính xác cao, đặc biệt với các lưới điện phức tạp.

3.1. Xác định tổng trở thứ tự của trạm biến áp và xuất tuyến

Bước đầu tiên của tính toán ngắn mạch là xác định tổng trở của các phần tử. Đối với nguồn hệ thống, tổng trở được tính từ công suất ngắn mạch đã cho. Đối với trạm biến áp phân phối 110/22kV, các tổng trở thứ tự thuận, nghịch, và không được tính toán dựa trên thông số điện áp ngắn mạch phần trăm (%Un) và tổ đấu dây của máy biến áp. Đối với các đoạn đường dây trên không 22kV, tổng trở được tính dựa trên điện trở (r₀) và điện kháng (x₀) trên mỗi km của loại dây dẫn đã chọn. Sau khi có tổng trở của từng phần tử, chúng được kết nối lại trong sơ đồ thay thế tương ứng với từng loại ngắn mạch để tính ra tổng trở tương đương từ nguồn đến điểm sự cố.

3.2. Quy trình tính ngắn mạch 3 pha và 1 pha chạm đất

Ngắn mạch 3 pha (N(3)) là dạng ngắn mạch đối xứng, tính toán đơn giản nhất và thường cho dòng ngắn mạch lớn nhất. Dòng ngắn mạch được tính bằng cách chia điện áp trước sự cố cho tổng trở thứ tự thuận đến điểm ngắn mạch. Ngược lại, ngắn mạch 1 pha chạm đất (N(1)) là dạng sự cố không đối xứng phổ biến nhất trên lưới trung áp. Để tính toán, cần kết nối nối tiếp các mạch thứ tự thuận, thứ tự nghịch và thứ tự không. Dòng ngắn mạch 1 pha chạm đất được tính bằng 3 * I₀, trong đó I₀ là dòng thứ tự không. Kết quả từ việc tính toán ngắn mạch tại các nút chính và các nhánh rẽ là cơ sở quan trọng cho chương tiếp theo về lựa chọn và phối hợp bảo vệ.

IV. Bí quyết chọn thiết bị bảo vệ cho xuất tuyến trung áp 22kV

Lựa chọn và phối hợp các thiết bị bảo vệ là yếu tố quyết định độ tin cậy của hệ thống điện. Trong thiết kế xuất tuyến trung áp 22kV, các thiết bị bảo vệ chính bao gồm cầu chì tự rơi (FCO), máy cắt Recloser, và rơ le bảo vệ kết hợp với máy cắt tổng ở đầu xuất tuyến. Nguyên tắc chung là đảm bảo thiết bị bảo vệ gần điểm sự cố nhất phải tác động trước, cô lập vùng sự cố một cách nhanh chóng và có chọn lọc, tránh gây mất điện trên diện rộng. FCO thường được dùng để bảo vệ cho các trạm biến áp phân phối và các nhánh rẽ có công suất nhỏ. Máy cắt Recloser và cầu dao phụ tải LBS được lắp đặt trên tuyến chính để phân đoạn lưới và tự động đóng lặp lại khi có sự cố thoáng qua. Việc lựa chọn các thiết bị này phải dựa trên dòng điện làm việc cực đại và dòng ngắn mạch lớn nhất tại vị trí lắp đặt. Quá trình phối hợp bảo vệ giữa rơ le - FCO và FCO - FCO là cực kỳ quan trọng, đòi hỏi phải so sánh đặc tuyến thời gian - dòng điện (TCC) của chúng để đảm bảo khoảng thời gian chọn lọc (selective time interval) phù hợp.

4.1. Lựa chọn FCO bảo vệ máy biến áp và đầu các nhánh rẽ

FCO (Fuse Cut Out) là thiết bị bảo vệ đơn giản và hiệu quả về chi phí. Việc lựa chọn FCO bao gồm chọn bộ chì và dây chì. Bộ chì (thân FCO) được chọn dựa trên điện áp định mức (≥ 24kV), dòng định mức (thường là 100A hoặc 200A) và khả năng cắt dòng ngắn mạch (phải lớn hơn INM_max tại vị trí đặt). Dây chì được chọn để bảo vệ máy biến áp phải thỏa mãn hai điều kiện: không nóng chảy với dòng quá tải cho phép của máy biến áp và dòng từ hóa khi đóng điện, nhưng phải tác động nhanh khi có ngắn mạch phía thứ cấp. Dây chì cho FCO đầu nhánh được chọn dựa trên dòng làm việc cực đại của nhánh và phải phối hợp được với dây chì của các FCO bảo vệ máy biến áp trên nhánh đó.

4.2. Nguyên tắc phối hợp bảo vệ giữa các FCO trên lưới điện

Phối hợp bảo vệ giữa hai FCO nối tiếp (ví dụ FCO đầu nhánh và FCO máy biến áp) là một yêu cầu bắt buộc. Nguyên tắc là khi có sự cố sau FCO máy biến áp, chỉ FCO này được phép tác động. Để đảm bảo điều này, tại cùng một giá trị dòng ngắn mạch, tổng thời gian nóng chảy (total clearing time - TCT) của FCO phía nguồn (FCO đầu nhánh) phải lớn hơn thời gian nóng chảy tối thiểu (minimum melting time - MMT) của FCO phía tải (FCO máy biến áp). Theo tiêu chuẩn, TCT (nguồn) ≥ 133% * TCT (tải) hoặc một cách đơn giản hơn là MMT (nguồn) > TCT (tải). Việc kiểm tra này được thực hiện bằng cách chồng các đường cong đặc tính của hai dây chì lên nhau, thường được hỗ trợ bởi các bảng phối hợp của nhà sản xuất hoặc phần mềm ETAP.

V. Hướng dẫn cài đặt rơle bảo vệ cho đường dây 22kV

Rơ le bảo vệ kỹ thuật số đặt tại đầu xuất tuyến là trái tim của hệ thống bảo vệ. Việc cài đặt thông số chính xác cho thiết bị bảo vệ rơ le quyết định khả năng vận hành an toàn và ổn định cho toàn bộ lưới điện 22kV. Các chức năng bảo vệ cơ bản thường được sử dụng bao gồm bảo vệ quá dòng cắt nhanh (mã ANSI 50), bảo vệ quá dòng có thời gian (mã ANSI 51), và các chức năng tương ứng cho dòng chạm đất (50N và 51N). Mục tiêu của việc cài đặt là đảm bảo rơ le đủ nhạy để phát hiện các sự cố ở cuối đường dây, tác động đủ nhanh để hạn chế hư hỏng thiết bị, và quan trọng nhất là phải phối hợp bảo vệ với các thiết bị phía hạ nguồn như FCO hay Recloser. Quá trình tính toán thông số cài đặt yêu cầu các dữ liệu đầu vào như dòng làm việc cực đại, dòng ngắn mạch tại các vị trí khác nhau, tỉ số biến dòng (CT), và đặc tuyến của các FCO cần phối hợp. Tất cả các tính toán sau đó cần được kiểm tra lại bằng cách mô phỏng trên phần mềm ETAP để đảm bảo tính chính xác.

5.1. Tính toán chức năng quá dòng cắt nhanh 50 và có thời gian 51

Chức năng bảo vệ quá dòng cắt nhanh (50) được thiết lập để tác động tức thời (thường t = 0.05s) đối với các sự cố ngắn mạch lớn gần đầu nguồn. Dòng khởi động (I>>) được chọn lớn hơn dòng ngắn mạch lớn nhất ở cuối vùng bảo vệ mong muốn (thường là 80-90% chiều dài tuyến chính) để tránh tác động nhầm với sự cố ngoài vùng. Chức năng bảo vệ quá dòng có thời gian (51) có nhiệm vụ bảo vệ cho toàn bộ đường dây và dự phòng cho các thiết bị phía sau. Dòng khởi động (I>) được chọn lớn hơn dòng làm việc cực đại của xuất tuyến. Thời gian tác động được cài đặt theo một đường cong đặc tính (thường là VI - Very Inverse) và hệ số thời gian (TMS/TD) được tính toán sao cho rơ le tác động chậm hơn FCO đầu nhánh một khoảng thời gian chọn lọc (khoảng 0.2-0.3s).

5.2. Thiết lập bảo vệ chạm đất 50N 51N và phối hợp bảo vệ

Bảo vệ chạm đất (50N/51N) có vai trò cực kỳ quan trọng trên lưới trung áp, nơi sự cố một pha chạm đất là phổ biến nhất. Các chức năng này hoạt động dựa trên dòng điện thứ tự không (3I₀) đo được từ biến dòng. Việc cài đặt cũng tương tự như bảo vệ quá dòng pha. Chức năng 50N được cài đặt để xử lý các sự cố chạm đất có dòng lớn gần nguồn. Chức năng 51N được cài đặt để phối hợp bảo vệ với các FCO đầu nhánh khi có sự cố chạm đất phía sau chúng. Độ nhạy của bảo vệ chạm đất phải được kiểm tra với trường hợp ngắn mạch một pha chạm đất ở cuối đường dây, đảm bảo hệ số độ nhạy Knh > 1.5. Toàn bộ các thông số cài đặt của rơ le (50, 51, 50N, 51N) sau khi tính toán sẽ được nhập vào mô hình phần mềm ETAP để kiểm tra lại sự phối hợp bảo vệ trên các đường cong đặc tính thời gian-dòng điện.