CUNG CẤP ĐIỆN CHO NÔNG THÔN

Chương 4

Cung cấp điện cho các điểm dân cư nông thôn và miền núi
4.1. Phụ tải của hệ thống cung cấp điện nông thôn
4.1.1.Đặc điểm của phụ tải điện nông thôn, miền núi
Hệ thống cung cấp điện cho khu vực nông thôn, miền núi có đặc điểm khác biệt, mà
có thể liệt kê một số nét cơ bản sau:
- Mật độ phụ tải thấp và phân bố không đều trên phạm vi lãnh thổ rộng lớn. Điều đó gây khó
khăn cho việc đầu tư có hiệu quả hệ thống cung cấp điện;
- Phụ tải rất đa dạng, bao gồm các hộ dùng điện trong trong sinh hoạt, trong sản xuất như:
trồng trọt, thủy lợi, chăn nuôi, công nghiệp nhỏ, lò gạch, chế biến thực phẩm v.v.
- Sự làm việc của rất nhiều thiết bị được thực hiện ở chế độ ngắn hạn với khoảng thời gian
nghỉ khá dài, do đó thời gian sử dụng trong ngày rất thấp, ví dụ như quá trình chế biến thức
ăn gia súc, quá trình vắt sữa v.v.
- Phần lớn phụ tải điện nông nghiệp tác động theo mùa vụ, ví dụ các trạm bơm, các trạm xử
lý hạt giống, các máy thu hoạch (tuốt lúa, làm sạch sản phẩm v.v.).
- Sự chênh lệch giữa giá trị phụ tải cực đại và cực tiểu trong ngày rất lớn. Điều đó dẫn đến
những khó khăn lớn cho việc ổn định điện áp.
Ngoài những đặc điểm cơ bản của phụ tải, bản thân mạng điện nông thôn cũng có
những nét khác biệt như:
- Do chiều dài đường dây lớn nên giá trị dòng điện ngắn mạch nhỏ, đôi khi không chênh lệch
nhiều so với dòng điện làm việc, điều đó gây khó khăn cho việc lựa chọn ngưỡng bảo vệ để
đảm bảo tính chọn lọc và độ nhạy cần thiêt của bảo vệ rơle.
- Điều kiện làm việc của các thiết bị điện không thuận lợi (nhiệt độ và độ ẩm cao, môi trường
khí độc hại v.v.). Điều đó gây trở ngại cho việc bảo quản và vận hành thiết bị điện và đảm
bảo điều kiện an toàn lao động.
- Sự phát triển liên tục của các phụ tải, sự phát triển và mở rộng các công nghệ hiện đại, sự
phát triển cơ giới hóa và tự động hóa các quá trình sản xuất đòi hỏi phải không ngừng cải tạo
và phát triển mạng điện theo những yêu cầu mới v.v.
4.1.2. Phụ tải sinh hoạt và dịch vụ công cộng
Phụ tải sinh hoạt của các hộ gia đình nông dân bao gồm các thành phần: thắp sáng

chiếm trung bình khoảng 50÷70% tổng lượng điện năng tiêu thụ, quạt mát (20÷30)%, đun
nấu (10÷20)%, bơm nước (5÷10)% và các thành phần khác. Các thiết bị tiêu thụ điện chủ yếu
trong các gia đình nông dân được thể hiện trong bảng 4.1:
Cùng với sự phát triển kinh tế, cơ cấu các thành phần phụ tải điện trong các hộ gia
đình nông dân cũng thay đổi. Các thiết bị điện sử dụng cho mục đích giải trí ngày càng tăng,
trong khi đó phụ tải chiếu sáng có xu hướng giảm dần. Khi số liệu điều tra không đầy đủ có

Ch.4. CCĐ NT

97


thể tham khảo áp dụng một số định mức sử dụng điện dưới đây để lập qui hoạch, thiết kế các
dự án lưới điện cho khu vực nông thôn. Dự báo nhu cầu điện sinh hoạt gia dụng các vùng
nông thôn Việt Nam cho trong bảng 7.pl (phụ lục). Thời gian sử dụng công suất cực đại của
phụ tải sinh hoạt nằm trong khoảng TM=1600÷2000h/năm.
Bảng 4.1 Phụ tải sinh hoạt
STT
Tên thiết bị
Pđ (W)
Tỷ lệ hộ sử dụng,
Tsd, (h)
ksd
(%)
1
Đèn sợi đốt
75
100
5
0,21

40
85
4,5
0,19
25
37
3,5
0,13
2
Đèn huỳnh quang
40
55
4,5
0,19
20
32
4,5
0,19
3
Tivi màu
80
82
7,5
0,31
4
Đầu video
60
13
2,5
0,10

5
Radio- Casset
20
45
5
0,21
6
Quạt bàn
60
86
7,5
0,31
40
64
7,5
0,31
7
Quạt trần
100
12
6
0,25
80
28
6
0,25
8
Bàn là
1000
11

0,2
0,01
9
Tủ lạnh
135
8
14
0,58
10
Bếp điện
1000
5
2
0,08
11
Máy bơm nước
750
26
1
0,04
12
370
67
1
0,04
13
Nồi cơm điện
600
73
2

0,08
14
Ấm điện
1000
4
1
0,04
15
Sourvolter
15
25
12
0,50
16
Các thiết bị khác
20
13
1
0,42
Tổng nhu cầu phụ tải sinh hoạt được xác định theo biểu thức:
Psh = kđt.nsh.p0sh
(4.1)
Trong đó:
p0sh – suất tiêu thụ trung bình của hộ gia đình nông thôn, kW/hộ;
nsh – số hộ gia đình;
kđt – hệ số đồng thời, có thể xác định theo biểu thức (2.26), nếu không có số liệu cụ
thể thì hệ số đồng thời có thể lấy theo bảng 1.pl (phụ lục).

Phụ tải dịch vụ công cộng bao gồm các thành phần sử dụng cho các nhu cầu hoạt
động của cộng đồng như: ủy ban, trường học, nhà văn hóa, trạm y tế, nhà văn hóa, cửa hàng

Ch.4. CCĐ NT

98


bách hóa v.v. Định mức tiêu thụ cho dịch vụ công cộng nông thôn và hệ số đồng thời được
cho trong bảng 8.a.pl.
4.1.3. Phụ tải sản xuất
Phụ tải sản xuất bao gồm các thành phần phụ tải sản xuất nông nghiệp, sản xuất công
nghiệp và tiểu thủ công nghiệp.
a) Phụ tải công nghiệp và tiểu thủ công nghiệp
Nhu cầu phụ tải điện công nghiệp địa phương, tiểu thủ công và lâm nghiệp được xác
định trên cơ sở nhu cầu hiện tại và định hướng phát triển các ngành kinh tế này trên địa bàn.
Tham số về phụ tải của một số thiết bị dùng trong công nghiệp và tiểu thủ công nghiệp nông
thôn được thể hiện trong bảng 4.2:
Bảng 4.2. Phụ tải sản xuất công nghiệp và tiểu thủ công nghiệp nông thôn
STT
Tên thiết bị
Pn (kW)
Tsd (h/ngày) ksd
cosϕ
1
Máy hàn
2,8
9
0,38
0,65
2
Máy gia công sắt

0,80
1,5 ÷ 15
6÷15
0,4÷ 0,6
3
Máy xat xát
0,80
4,5÷ 11
6÷ 8
0,3÷ 0,6
4
Máy nghiền thức ăn gia súc
2,8 ÷ 11
3÷6
0,35÷0,6 0,80
5
Máy sẻ gỗ
2,8 ÷ 11
7÷9
0,4÷0,65 0,82
6
Máy kem đá
2,8
14
0,60
0,80
7
Máy bơm
8
10÷20

0,55÷0,65 0,83
Phụ tải động lực được xác định theo biểu thức:
ndl

Pđl = knc ∑ Pni
i =1

(4.2)

Trong đó:
Pni – công suất của thiết bị động lực, kW;
knc – hệ số nhu cầu, xác định theo biểu thức:

k nc = k sdΣ +

1 − k sdΣ
n hd

ksdΣ - hệ số sử dụng tổng hợp của nhóm tải, xác định theo biểu thức (2.31).
b) Phụ tải thủy lợi
Phụ tải điện thủy lợi chủ yếu là các trạm bơm tưới và tiêu úng. Các loại động cơ dùng
ở các trạm bơm thường là loại không đồng bộ công suất đặt từ 10 ÷ 75 kW.
Phụ tải thủy lợi được xác định theo nhu cầu tưới và tiêu.
Ptuoi= p0tuoi.Ftuoi;
(4.3)
Ptieu= p0tieu.Ftieu.
(4.4)
Trong đó:
Ftuoi và Ftieu – diện tivchs tưới và tiêu úng, ha;

Ch.4. CCĐ NT

99


p0tuoi và p0tieu – suất tiêu thụ công suất cho tưới và tiêu úng, kW/ha, cho trong bảng 8.b.pl.
Công suất tính toán của nhóm phụ tải thủy lợi bằng giá trị cực đại của phụ tải tưới
hoặc tiêu:
P
Ptl = max  tuoi
 Ptieu

(4.5)

Thời gian sử dụng công suất cực đại tưới phụ thuộc vào loại cây hoa màu, có thể lấy gần
đúng theo bảng 4.3.
Bảng 4.3. Thời gian sử dụng công suất cực đại của phụ tải điện thủy lợi, T M, h/năm
Loại cây trồng
Tưới
Tiêu
Cây lúa
1200÷1800
Cây ăn quả
1000 ÷ 1500
700 ÷ 920
Cây công nghiệp
1500 ÷ 2000
4.1.4. Tổng hợp phụ tải
4.1.4.1. Xác định phụ tải tính toán của mạng điện
a) Phương pháp số gia

Phụ tải của mạng điện được tổng hợp trên cơ sở các số liệu điều tra và đo đếm.
Phương pháp thông dụng nhất để tổng hợp phụ tải của mạng điện được thực hiện theo trình tự
đã được trình bày ở mục 2.3. Phụ tải tổng hợp của nhóm sản xuất được xác định theo phương
pháp số gia (xem mục 2.3 chương 2).
b) Phương pháp 2
Phương pháp 2 cho phép xác định một cách gần đúng phụ tải tính toán có xét đến các
hệ số đồng thời của các nhóm tải khác nhau:
PM = kkV ( ksh.Psh + kđl.Pđl)
(4.6)
Trong đó :
P∑ - tổng công suất tính toán hay công suất cực đại của khu vực;
Psh - tổng nhu cầu công suất sinh hoạt gia đình và dịch vụ công cộng;
Pđl - tổng nhu cầu công suất phụ tải động lực;
kkV : hệ số đồng thời cho các loại phụ tải trong khu vực thiết kế;
ksh : hệ số đồng thời của các hộ gia đình khu vực thiết kế;
kdl : hệ số đồng thời của phụ tải động lực.
Phụ tải tính toán cũng có thể được xác định theo biểu thức gần đúng sau :
PM = kđt.∑Pi,
(4.7)
Trong đó:
Pi - công suất của điểm tải thứ i.
kđt - hệ số đồng thời của các phụ tải khu vực, có thể lựa chọn như sau :
+ kđt = 0,6
khi Psh ≤ 0,5 ∑Pi
+ kđt = 0,7
khi Psh = 0,7 ∑Pi

Ch.4. CCĐ NT

100

+ kđt = 0,9
khi Psh = ∑Pi
Các trường hợp khác kđt có thể nội suy.
4.2. Lựa chọn nguồn điện
4.2.1. Các nguồn điện cơ bản
Tùy theo đặc điểm địa lý của các vùng nông thôn, việc cung cấp điện được thực hiện
với nhiều phương án khác nhau như: các trạm phát Điesel, trạm thủy điện nhỏ, trạm phong
điện v.v. Phụ thuộc vào tiềm năng khai thác nguồn năng lượng tái tạo người ta xây dựng các
phương án kết hợp các nguồn phát điện hỗn hợp: thuỷ điện nhỏ – pin mặt trời; phong điện –
pin mặt trời; thuỷ điện nhỏ – Điesel; phong điện – Điesel; pin mặt trời – Điesel...với quy mô
công suất hợp lý, đảm bảo cung cấp đủ điện cho nhu cầu phụ tải. Dưới đây sẽ giới thiệu một
số phương án sử dụng nguồn năng lượng tại chỗ.
4.2.1.1. Phương án cung cấp điện từ lưới quốc gia bằng mạng điện đơn giản
Đối với các vùng xa trung tâm có thể áp dụng phương pháp truyền tải điện năng bằng
mạng điện đơn giản, tức là mạng điện ít dây dẫn, có thể là hai (2D) hoặc một pha (1D). Ở các
loại mạng điện này người ta sử dụng đất làm một dây dẫn. Để có thể truyền dẫn điện trong
đất cần phải xây dựng ở trạm phát và trạm thu các hệ thống tiếp địa (HTTĐ). Dòng điện được
truyền từ trạm phát đến trạm thu bằng dây dẫn và trở về qua các HTTĐ và vùng đất giữa hai
trạm trong mạng điện 1D, dòng điện 2 pha đi theo đường dây trên không, còn pha còn lại
dòng điện đi trong đất (mạng 2D), (hình 4.1).
Đường dây trung áp

Iđ

Đường dây trung áp

Rđ
a)

b)

Iđ

Hình 4.1: Sơ đồ nguyên lý mạng dùng đất làm một dây dẫn:
a) sơ đồ mạng điện 2D và b) Sơ đồ mạng điện 1D
Do sự tác động điện từ, đường đi qua của dòng điện trong đất lặp lại hoàn toàn hành
vi của tuyến đường dây trên không. Độ sâu thâm nhập của dòng điện trong đất phụ thuộc vào
điện trở suất, tần số dòng điện, có thể xác định theo biểu thức:
h = 5,08.10 2

ρđ
,m ;
f

Trong đó : ρđ - điện trở suất của đất ,Ω.m; f - tần số dòng điện, Hz.

Ch.4. CCĐ NT

101

(4.8)


Đối với dòng điện tần số công nghiệp thì:
h = 71,842 ρ đ , m ;

(4.9)

Mật độ dòng điện đi vào lòng đất giảm dần theo độ sâu và chiều rộng, tức là mật độ
dòng điện ngay tại nơi tiếp xúc với HTTĐ sẽ lớn nhất và giảm dần theo độ sâu và xa. Mật độ
dòng điện tại một điểm bất kỳ cách vị trí tiếp địa một khoảng r được xác định:

jr =

Iđ
, A/m2 ;
2π .rx2

(4.10)

Trong đó:
jr - mật độ dòng điện tại điểm cách vị trí tiếp địa 1 khoảng r, A/m 2 ;
Iđ - dòng điện đi xuống đất, A;
rx- bán kính hay khoảng cách từ điểm tính đến vị trí tiếp địa, m.

Dây pha

Dây đất
Dây trung
tính

Dây đất

Hệ thống nối đất

Điểm phân phối
trung tâm

Dây trung tính

→ Dòng
điện sơ và
thứ cấp
---- Dòng
điện chạy
trong đất

Hệ thống nối đất

Hình 4.2. Sơ đồ cung cấp điện nông thôn bằng mạng điện đơn giản
dùng đất làm một dây dẫn
Điện trở của 1km đường đi của dòng điện trong đất (ứng với chiều dài đường dây trên
không), phụ thuộc vào tần số, điện trở suất của đất, chiều cao treo dây trên không và độ sâu
thâm nhập của dòng điện, có thể xác định theo biểu thức Parson Bell:

ρ 
roe =  9,85. f + 13,15 H . đ .10 −4 , Ω / km ;
5f 


xoe = (29. f . lg

h
+ 15,7. f ).10 − 4 , Ω / km ;
H

Trong đó:
h- chiều sâu thâm nhập vào lòng đất của dòng điện, m;

H- chiều cao treo dây dẫn trên không, m;

Ch.4. CCĐ NT

102

(4.11)
(4.12)


f - tần số dòng điện, Hz.
Đối với dòng điện tần số công nghiệp:

(

)

roe = 492,5 + 0,832 H . ρ đ .10 −4 , Ω / km ;
xoe = (1450. lg

h
+ 785).10 − 4 , Ω / km ;
H

(4.13)
(4.14)

Sơ đồ nguyên lý cung cấp điện cho khu vực nông thôn bằng mạng điện đơn giản
được thể hiện trên hình 4.2. Việc lợi dụng đất làm một trong các dây dẫn cho phép tiết kiệm
được đáng kể kim loại màu, tuy nhiên ở đây người ta phải xây dựng các hệ thống tiếp địa làm

việc, vì vậy khi lựa chọn phương án cung cấp điện tối ưu, cần xem xét so sánh lượng tiết
kiệm kim loại màu so với tượng chi phí cho hệ thống tiếp địa.
4.2.1.2. Trạm phát Điesel
Trạm phát Điesel được sử dụng rộng rãi không chỉ ở các vùng sâu vùng xa, hải đảo
mà còn là nguồn dự phòng đáng tin cậy đối với mọi phương án cung cấp điện. Trên thực tế
hiện tại có rất nhiều loại trạm phát Điesel do các hãng khác nhau sản xuất như máy phát tự
kích thích kiểu Fimag DCBS 63-4 của Đức, máy phát kiểu SSED (Đức), máy MST (Tiệp
Khắc), máy GTE (Rumanie), v.v. Trên hình 4.3 biểu thị hình ảnh bao quát của một số cụm
Điesel thông dụng. Giá thành của các cụm Điesel phụ thuộc vào công suất, mức độ trang bị
tự động hóa, loại động cơ vv…Nhìn chung hiện tại suất vốn đầu tư của tổ phát Điesel nằm
trong khoảng 350 ÷ 650 $/kW (máy phát nhỏ có đơn giá lớn).

Hình 4.3. Hình dạng bao quát của trạm phát điện điesel

4.2.1.3. Năng lượng Mặt Trời
Theo số liệu tính toán năng lượng bức xạ Mặt Trời trên Trái Đất khoảng 1,2⋅1014 kW,
tính trung bình trên một đầu người là gần 30 MW/ng. [40]. Tuy nhiên hiện tại tỷ lệ sử dụng

Ch.4. CCĐ NT

103


năng lượng này còn quá ít. Công suất phát xạ của Mặt Trời phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố
như vị trí, thời gian trong ngày, thời gian trong năm, các điều kiện khí hậu, thời tiết v.v.
Trong đó có nhiều yếu tố tác động ngẫu nhiên.

Mạng điện cao áp
Tia nắng
Bộ chuyển đổi

năng lượng

Bộ nghịch lưu
Máy biến áp
Tuabin
Máy phát

6
Bơm đối lưu 5

72

Nước làm mát

3

Bơm8 cấp4

Môi chất làm mát
Hơi nướcloop
Nước

Bình ngưng

a)
kính
lớp bán dẫn P

modul quang điện

tia nắng
lớp chống phản xạ
tiếp xúc mặt trước

mạch điện
một chiều

công tơ tiêu
thụ
thiết bị gia dụng

b)

mạch điện
xoay chiều
công tơ sản
xuất

lớp bán dẫn n tiếp xúc mặt sau
đường tiếp giáp

mạng điện công cộng

c)

Hình 4.4. Năng lượng Mặt Trời
a) Sơ đồ nguyên lý nhà máy điện Mặt Trời; b) Sơ đồ thiết hệ thống bị điện Mặt
Trời; c) Sơ đồ nguyên lý Pin Mặt Trời
Sự chuyển đổi từ năng lượng nhiệt của Mặt Trời thành điện năng năng có thể được
thực hiện theo hai phương thức:

Ch.4. CCĐ NT

104


* Phương thức thứ nhất của nhà máy điện dùng bức xạ Mặt Trời là hệ thống làm việc
như trạm nhiệt điện, mà trong đó lò hơi được thay bằng hệ thống kính hội tụ thu nhận nhiệt
bức xạ Mặt Trời để tạo hơi nước quay tuabin (hình 4.4a).
* Phương thức thứ hai chuyển đổi quang năng thành điện năng dưới dạng pin Mặt
Trời (hình 4.4c). Pin Mặt Trời, còn gọi là pin quang điện, có cấu tạo gồm hai lớp bán dẫn p
và n. Lớp tiếp xúc giữa gọi là lớp tiếp xúc chuyển tiếp p - n. Dưới tác dụng của ánh sáng Mặt
Trời vào lớp chuyển tiếp p-n có sự khuếch tán của các hạt dẫn cơ bản qua lớp tiếp xúc , tạo
nên một điện trường và do đó sinh ra một suất điện động của quang điện. Giá trị của suất điện
động này tăng theo sự tăng của cường độ chiếu sáng. Như vậy pin Mặt Trời biến đổi trực tiếp
bức xạ năng lượng Mặt Trời thành điện năng, không qua bước trung gian về nhiệt.
Hiện nay, người ta đã chế tạo tế bào quang điện Mặt Trời có đường kính cỡ vài đề xi
mét, cho công suất cỡ 1W trong điều kiện bức xạ Mặt Trời là 1kW/m 2. Tuỳ theo nhu cầu phụ
tải của hộ tiêu thụ mà người ta ghép các tế bào pin Mặt Trời thành các bộ, tổ hợp.
Năng lượng điện do pin Mặt Trời sản xuất ra nếu không dùng hết, thì có thể được
tích trữ bằng ắc qui. Nhìn chung cho đến nay Pin Mặt Trời mới chỉ được chế tạo với công
suất nhỏ, hiệu suất thấp, giá thành cao, thường chỉ được dùng để cung cấp cho các phụ tải
nhỏ ở các vùng hải đảo xa. Đơn giá pin Mặt Trời trung bình khoảng 4÷6 $/W và giá thành
điện năng khoảng 0,25÷0,40 $/kWh.
4.2.1.4. Trạm phong điện
Nguyên lý làm việc chủ yếu của trạm phong điện (TPĐ) là lợi dụng sức gió để quay
hệ thống cánh quạt (trực tiếp, hoặc gián tiếp qua bộ biến tốc) làm quay máy phát điện (hình
4.5). Điện năng sản xuất ra thường được tích trữ bằng ắc qui. Để xác định điện năng dự kiến
ở một vị trí cụ thể, cần có dữ liệu về sự phân bố tốc độ gió theo sự phân cấp. Xét đến sự biến
đổi của tốc độ gió theo thời gian. Để tính toán năng lượng gió cần biết các thông tin về tốc độ

gió tại nơi đặt thiết bị ở độ cao tính toán. Các dữ kiện tin cậy cần phải được xử lý từ số liệu
khảo sát không dưới 10 năm. Hiệu quả sử dụng của thiết bị gió phụ thuộc rất nhiều vào các
điều kiện khí hậu, địa hình, các nguồn năng lượng tại chỗ, giá nhiên liệu, chính sách tài chính
v.v. Công suất của động cơ gió tỷ lệ bậc ba với vận tốc, được xác định theo biểu thức:
P = 0,5.Cp.η1.η2.η3.ρk.F.νh3
(4.15)
Trong đó:
gió
INCLUDEPICTURE
"h
P - công suất động cơ gió, kW;
ttp://www.groupe-am
máy phát
F - bề mặt quét gió của cánh, m2;
e.com/img/rub_eolie
hộ dùng
3
ρk - khối lượng riêng của không khí, (ρk = 1,2kg/m );
Chuyển đổi\* điện
n/schema.gif"
ME
điện năng
Cp - hệ số công suất cực đại, (Cp= 0,59);
cột
RGEFORMATINET
η1,η2,η3 - hiệu suất của bộ biến tốc, máy phát và ắc qui:
η1≈0,95; η2≈0,80; η3≈0,80 ;
Hình 4.5. Sơ đồ trạm phong điện
vh - vận tốc của gió ở độ cao trục gió,
xác định theo biểu thức (4.16),m/s.

Ch.4. CCĐ NT

105


Để đánh giá được đầy đủ giá trị công suất của động cơ gió cần phải có đủ sô liệu
thống kê về tốc độ và sự phân bố gió trong khu vực đặt thiết bị. Thông thường các số liệu về
tốc độ gió được đo ở độ cao 10m, vì vậy để xác định tốc độ gió ở độ cao bất kỳ h, cần phải
quy đổi theo biểu thức thực nghiệm sau: [40].
νh = 0,1ν.hg.b,
(4.16)
Trong đó:
νh - tốc độ gió ở độ cao h, m/s;
ν – tốc độ gió theo số liệu đo của trạm khí tượng ở độ cao 10m, m/s;
hg – chiều cao trục gió, m;
b – hệ số thực nghiệm, đối với khu vực mở b=0,14 [40].
Dòng năng lượng gió có mật độ ban đầu thấp, bởi vậy đòi hỏi công nghệ cao, tức là
giá thành của cơ cấu đắt, điều đó làm cho giá thành điện năng gió cao. Nhược điểm cơ bản
của điện năng từ trạm phong điện là không ổn định, chất lượng điện thay đổi, nhưng nó có ưu
điểm là không cần nhiên liệu, không gây ô nhiễm môi trường.
Giá thành điện năng của trạm phong điện được xác định theo biểu thức:
gg =

Zg

(4.17)

A

Trong đó:
A – điện năng sản xuất bởi trạm phong điện:

A=P.T;

T – thời gian làm việc của trạm phong điện, h/năm.
Zg – chi phí quy dẫn của trạm phong điện, xác định theo biểu thức:
Zg=pVg+Cvh;
(4.18)
p – hệ số tiêu chuẩn sử dụng và khấu hao thiết bị phong điện (p=0,18);
Vg – vốn đầu tư trạm phong điện, bao gồm vốn mua thiết bị, vật tư và vốn xây dựng;
Cvh – chi phí vận hành thường niên, lấy trung bình bằng 7% vốn đầu tư.
Để đảm bảo sự cung cấp điện ổn định người ta thường áp dụng sơ đồ kết hợp năng
lượng gió và năng lượng Mặt Trời. Việc kết hợp turbine gió và module quang điện cho phép
nâng cao hiệu quả sử dụng của các nguồn năng lượng này (hình 4.6).
Công suất của các trạm phong điện cần phải thỏa mãn nhu cầu phụ tải và nạp cho
accquy với dung lượng đủ để cung cấp vào những lúc lặng gió. Vào thời gian lặng gió các
accquy được nạp bởi cơ cấu điện Mặt Trời.
Chi phí cho các việc xây dựng các thiết bị gió được đánh giá theo các thành phần, %:
TT
Chi phí cho các phần tử
Tỷ lệ, % TT Chi phí cho các phần tử
Tỷ lệ, %
1
Thiết bị gió
5
Cơ sở hạ tầng (đường xá)
60÷70
5÷ 7
2

Nền móng
6
Các trang thiết bị tạm thời 2÷ 5
4÷ 6
3
Thiết bị điện
7
Máy phát
3÷ 5
11÷ 12

Ch.4. CCĐ NT

106


4

Nhà trạm

8

2÷ 3

module
quang điện

Các chi phí khác

2÷ 3

turbine gió

bộ điều
chỉnh

Hình 4.6. Sơ đồ sử dụng
các nguồn năng lượng gió
và Mặt Trời cho hộ gia
đình

accquy
bộ chuyển
đổi

Ngay từ những năm 1994 ở Đan Mạch đã có gần 3600 trạm phong điện, đảm bảo
khoảng 3% lượng điện của quốc gia này, Ở Caliphornia có trên dưới 15000 trạm phong điện.
Vào khoảng thập kỷ 80 của thế kỷ trước đơn giá thiết bị phong điện khoảng 3000 $/kW và
giá thành điện năng là 20 cent/kWh. Với sự hoàn thiện công nghệ, đơn giá thiết bị phong điện
ngày càng giảm. Hiện nay khoảng 600÷1200 $/kW và giá thành điện năng khoảng 7÷10
cent/kWh, tức gấp rưỡi so với giá thành điện năng ở nhà máy nhiệt điện (giá thành điện năng
của nhà máy nhiệt điện khoảng 4÷6 cent/kWh).
4.2.1.5. Thủy điện nhỏ
Trạm thủy điện nhỏ làm việc theo nguyên lý chuyển đổi thế năng của dòng nước
thành điện năng (hình 4.7). Công suất của trạm phát thủy điện nhỏ có thể xác định theo biểu
thức:
P = Q.g.h, kW ;
(4.19)
Trong đó:
Q – lưu lượng nước, m3/s ;

g – gia tốc trọng trường, m/s2, (hoặc N/kg) (g=9,81) ;
h – chiều cao cột nước, m.
Tùy theo quy mô của các trạm thủy điện nhỏ, đơn giá của trạm thủy điện nhỏ dao
động trong khoảng 280 ÷ 800 $/kW.
đập
h
ống dẫn
mạng điện
biến áp
máy phát

Ch.4. CCĐ NT

thế năng

turbine
107
điện năng
động năng cơ năng
năng
Hình 4.7. Sơ đồ trạm thủy điện nhỏ


Giá thành sản xuất điện năng của trạm thủy điện nhỏ được xác định theo biểu thức:
Z
g a = tđ
A
Trong đó:
A – điện năng sản xuất tại trạm thủy điện nhỏ: A = P.T;
T – thời gian sử dụng công suất của trạm thủy điện;

Ztđ – chi phí quy dẫn của trạm thủy điện nhỏ, xác định tương tự theo biểu thức (4.18).
4.2.1.6. Năng lượng biogas
Năng lượng biogas hay còn gọi là sinh khối là năng lượng thu lại từ các loại phế thải
như rơm rạ, bả mía, trấu, phân gia súc, rác thải vv.

Bộ hâm nóng

Bể chứa gas

Máy nén
Cách nhiệt

Máy phát
điện

Khuấy trộn

Hình 4.8. Sơ đồ mô hình cung cấp điện bằng khí biogas

Khí sinh ra bởi chất thải sinh học bao gồm các thành phần: 50÷ 90% khí methan
(CH4), 10÷ 40% khí dioxyde carbone (CO2), khoảng 0,1% khí hydro sulfure (H2S) và hơi
nước. Biogas có thể sinh nhiệt và điện năng. Điện năng được sản xuất bằng máy phát chạy
bằng gas. Các loại máy phát này thường được chế tạo với công suất nhỏ khoảng vài kW, đủ

Ch.4. CCĐ NT

108


để cung cấp cho một hộ gia đình. Đơn giá của máy phát điện chạy gas dao động trong khoảng

800÷1200 $/kW. Sơ đồ cung cấp điện bằng khí biogas được thể hiện trên hình 4.8.
4.2.2. So sánh các phương án cung cấp điện
Việc thiết kế hệ thống cung cấp điện trong điều kiện kinh tế thị trường, đặc trưng bởi
nhiều thành phần sở hữu cần phải được thực hiện trên cơ sở các nguyên lý và phương pháp
phù hợp với các điều kiện này.
Để đánh giá hiệu quả kinh tế của các phương án ta sử dụng chỉ tiêu chi phí quy dẫn,
được xác định theo biểu thức (3.1), (xem chương 3). Đối với các vùng ở độ xa trung bình so với
lưới điện quốc gia, thì có thể so sánh các phương án cung cấp điện bằng lưới ba pha thông
thường với phương án cung cấp điện bằng lưới đơn pha, còn đối với các vùng nông thôn xa
trung tâm, nơi không thể đưa điện đến từ lưới quốc gia, thì việc cung cấp điện chỉ có thể thực
hiện trên cơ sở khai thác các nguồn năng lượng tại chỗ. Tuy nhiên, trở ngại lớn nhất đối với
việc sử dụng các nguồn năng lượng tái tạo là vốn đầu tư ban đầu cao. Mặt khác, việc so sánh
kinh tế-kỹ thuật của các phương án cũng gặp nhiều khó khăn, do một số trở ngại chính, làm
giảm đi tính cạnh tranh của các nguồn năng lượng tái tạo như:
- Giá điện từ các nguồn điện truyền thống hiện nay, do nhiều nguyên khác nhau, chưa
phản ảnh đúng giá trị thực tế.
- Ảnh hưởng của các nguồn năng lượng đối với môi trường chưa thể xét đến một cách
đầy đủ và chính xác;
- Công nghệ năng lượng tái tạo chưa thực sự hoàn thiện và chưa hoàn toàn khuất phục
được các nhà đầu tư.
- Hiệu quả sử dụng của thiết bị gió phụ thuộc rất nhiều vào các điều kiện khí hậu, địa
hình, các nguồn năng lượng tại chỗ, giá nhiên liệu, chính sách tài chính v.v.
4.2.2.1. Xác định các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện địa phương
Giả thiết là phụ tải phân bố đều trên toàn bộ lãnh thổ cần cung cấp điện mà có thể
quy về diện tích hình vuông với cạnh là 2r (hình 4.9). Diện tích của vùng quy hoạch được
chia thành nhiều hình vuông nhỏ với các điểm tải đặt ở chính tâm.
a) Chiều dài đường dây phân phối
Chiều dài của đường dây phân phối được xác định theo biểu thức:
Lf = αf.2.r N ;

(4.20)

Trong đó:
N – số lượng điểm tải;
r – nửa cạnh hình vuông lãnh thổ quy hoạch (hình 4.9);
αf - Hệ số hình dạng của lưới điện, phụ thuộc vào địa hình.
b) Khối lượng kim loại màu của đường đây dài l:
G = 3.Fd.L.d
(4.21)
Trong đó:

Ch.4. CCĐ NT

109

2r

Hình 4.9. Sơ đồ lý
tưởng của mạng điện


d – khối lượng riêng của kim loại làm dây dẫn;
Fd - diện tích của tiết diện dây dẫn;
L - chiều dài đường dây.
Nếu tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ dòng điện J, tức là:

Fd =

I
J

J – mật độ dòng điện;
Thì ta có thể xác định:
G=

3ILd
3PLd
3d .M
=
=
;
JU . cosϕ JU . cos ϕ
J

(4.22)

Trong đó:
I – giá trị dòng điện chạy trên đường dây, A;
U - Điện áp của đường dây, kV;
cosϕ - hệ số công suất trung bình của phụ tải.
Có nghĩa là số lượng kim loại màu tỷ lệ thuận với mô men tải M.
M = P.L
Đối với lưới điện lý tưởng mô men tải có thể xác định theo biểu thức:
M = ψ.γ.r3 ;
(4.23)
ψ - Hệ số phân nhánh đường dây, phụ thuộc vào đặc điểm phân bố của phụ tải, ψ có giá trị
trong khoảng 3,62÷3,87;
γ - mật độ phụ tải kW/km2.
Như vậy:

G=

3d .M
3d .ψγ .r 3
=
JU . cos ϕ J .U . cos ϕ

c) Tiết diện dây dẫn đẳng trị
Từ biểu thức (4.19) ta suy ra thiết diện của dây dẫn Fdt có thể xác định:
Ψγ .r 3
G
=
;
3 JU .l cos ϕ
3ld
d) Vốn đầu tư của đường dây phân phối:

Fdt =

Vd = (ad + bdFdt).L = ad L +

bd Ψγ .r 3
;
3 JU . cos ϕ

(4.24)

(4.25)

Trong đó:

ad, bd – các hệ số kinh tế cố định và thay đổi của đường dây.
e) Hao tổn công suất tác dụng trên đường dây:
∆P=3I2R.L=

3I 2 ρ .L
3P.L.J .ρ
3 M . J .ρ
3Ψγ .r 3 J .ρ
=3J.I.ρL=
=
=
; (4.26)
Fdt
U cos ϕ .10 3 U cos ϕ .10 3 U cos ϕ .103

ρ - điện trở suất của vật liệu dây dẫn, Ω/(km.mm2).
f) Tổn thất điện năng:

Ch.4. CCĐ NT

110


∆A = ∆P.τ =

3Ψγ .r 3 J .ρ
τ ;
U cos ϕ10 3

(4.27)

g) Chi phí quy dẫn:

Z = pdVd + ∆A.c∆ = pd (ad L +

bd Ψγ .r 3
3Ψγ .r 3 J .ρ
)+
τ .c∆
U cos ϕ103
3 JU . cos ϕ

(4.28)

4.2.2.1. So phương án cấp điện cho khu vực thưa dân cư bằng mạng điện đơn pha
Đối với các vùng nông thôn miền núi không quá xa hệ thống điện quốc gia, thì có thể
thực hiện phương án cung cấp điện bằng mạng đơn giản. Chúng ta so sánh 2 phương án:
Mạng điện ba pha thông thường và mạng điện đơn pha một dây + đất (1D).
a) Chi phí quy dẫn của mạng điện ba pha thông thường
Để so sánh các phương án cung cấp điện bằng lưới ba pha thông thường và lưới đơn
pha, ngoài các chi phí của đường dây như đã biết, ta cần xét đế chi phí cho hệ thống nối đất :
Zd = pd(Vnđ+ Vd) + ∆A3fc∆

Trong đó:
pd – hệ số sử dụng hiệu quả và khấu hao vốn đầu tư;
Vd - vốn đầu tư cho đường dây
Vnd- vốn đầu tư cho hệ thống nối đất ;
Vốn đầu tư cho hệ thống nối đất được xác định theo biểu thức thực nghiệm:
- Đối với mạng điện ba pha thông thường :
Vnd = 2+0,025.S, triệu đ ;

(4.29)
S – công suất tính toán của mạng điện, kVA.
∆A3f – tổn thất điện năng ở mạng điện ba pha thông thường, được xác định theo biểu thức:

∆A3 f = 3I 2 ro .L.τ .10 −3 , kWh ;

(4.30)

r0 – điện trở tác dụng của 1km đường dây ;
L – chiều dài đường dây, km ;
τ – thời gian hao tổn cực đại, h.
c∆ - giá thành tổn thất điện năng, đ/kWh ;
I – dòng điện chạy trên đường dây ba pha thông thường, xác định theo biểu thức:

I=

S
3U

S – công suất truyền tải trên đường dây, kVA;
U – điện áp dây định mức, kV.

b) Chi phí quy dẫn của mạng điện đơn pha dùng đất làm một dây dẫn
Chi phí quy dẫn của mạng điện đơn pha bao gồm các thành phần: Chi phí cho hệ thống nối
đất tăng cường, chi phí cho đường dây, chi phí phụ và chi phí tổn thất điện năng.

Ch.4. CCĐ NT

111

Zd1 = pd(Vnđ1+ Vd1+ Vf) + ∆Ad1c∆

(4.31)

Trong đó:
Vd1 – vốn đầu tư của đường dây đơn pha;
Vnđ1 – vốn đầu tư cho hệ thống nối đất tăng cường,phục vụ cho việc dẫn điện trong đất, có thể
xác định theo biểu thức thực nghiệm sau :
Vnđ1 = (3,5+0,015.S+0,003.S2)/Rtđ1, triệu đ ;
(4.32)
Rtđ1 – điện trở của hệ thống nối đất của mạng điện đơn pha, Ω.
Rtđ1= Rtd-(0,0025.S+5.10-5S2);
(4.33)
Rtđ – điện trở của hệ thống nối đất bảo vệ ở mạng điện ba pha thông thường.
Các biểu thức này chỉ áp dụng trong giới hạn công suất S ≤ 100 kVA, nếu công suất
S lớn thì sẽ có sai số khi áp dụng các biểu thức thực nghiệm, cần kahi thác thêm các thông tin
bổ sung để hiệu chỉnh.
Vf – vốn đầu tư phụ dùng để chuyển đổi điện năng một pha về dạng ba pha , trong tính toán
có thể lấy bằng 12% vốn đầu tư của mạng điện đơn pha (Vf=12%Vd1).
Tổn thất điện năng trong mạng điện đơn pha được xác định theo biểu thức:

∆A1D = [ I d 1 .(ro + roe ).L.τ + I d 1 .Rtd 1.τ ].10 −3
2

I d1 =

2

S

U

(4.34)
(4.35)

r0e – điện trở của “dây đất”, xác định theo biểu thức (4.13).

4.2.2.3. So phương án cấp điện cho khu vực thưa dân cư bằng nguồn điện tại chỗ
Đối với các khu vực nông thôn xa trung tâm, phương án kinh tế nhất là sử dụng các
nguồn điện tại chỗ. Cho đến nay nguồn phát điện tại chỗ chủ yếu là các trạm điesel.
Chi phí cho trạm điesel được xác định theo biểu thức:
Zdie=pdieVdie+Cnl +Cvh;
(4.36)
Trong đó:
pdie – hệ số sử dụng hiệu quả và khấu hao vốn đầu tư của trạm điesel: p= atc+ kkh;
kkh – hệ số khấu hao thiết bị điesel;
Vđie – vốn đầu tư cho trạm điesel;
Cnl – chi phí nhiên liệu:
Cnl=gnlbnl.A =gnlbnl.P.TM
(4.37)
gnl – giá thành 1 kg nhiên liệu đ/kg;
bnl – suất chi phí nhiên liệu kg/kWh;
P – công suất tiêu thụ (phụ tải), kW;
TM – thời gian sử dụng công suất cực đại, h/năm;
Cvh – chi phí vận hành.
Khi so sánh các phương án ta coi chi phí vận hành là như nhau, nên không cần xét
đến thành phần này trong chi phí tính toán, như vậy chi phí tính toán cho trạm điesel sẽ là:

Ch.4. CCĐ NT

112


Zdie= pdieVdie+gnlbnl.P.TM
(4.38)
Giả dụ cần cung cấp điện cho một khu vực gồm N điểm tải. Ta so sánh 2 phương án:
Phương án 1: Đặt cho mỗi điểm tải một máy Điesel công suất nhỏ;
Phương án 2: Đặt một trạm Điesel công suất vừa cho cả vùng. Ở phương án này ngoài trạm
phát Điesel còn phải xây dựng mạng điện phân phối đến các hộ tiêu thụ.
Trong phương án đầu chi phí tính toán sẽ là:
Z1 = N(pdie V1+gnlb1P1TM)
(4.39)
2
Biểu thị công suất tính toán qua mật độ phụ tải: P=γ.4r ;
Công suất tính toán của một điểm tải:

γ 4r 2
N
γ 4r 2
Z1 = N(pdieV1+gnlb1
TM)
N
P1=P/N =

(4.40)
(4.41)

Trong phương án 2
Z2 = Zdie+Zpp= pdieV2+gnlb2γ.4r2TM + p p 2a d α .r N +

p p bd Ψγ .r 3
3 JU . cos ϕ

+

3Ψγ .r 3 J .ρ
τ .c∆ (4.42)
U cos ϕ10 3

Xác định vùng cấp diện tối ưu
Đặt Z1 = Z2 và sau một vài biến đổi ta có phương trình:
p p bd Ψγ
3Ψ γ . j.ρτ .c ∆ 3
(
)r + p p 2a d α . N .r +pdie(V2-N.V1)+4gnl.γ TM(b2- b1)r2=0; (4.43)
3
3JU . cos ϕ U cos ϕ10
Đặt:

A=(

p p bd Ψ γ .
3 JU . cos ϕ

3Ψ γ . j.ρτ .c ∆
);
U cos ϕ10 3

+

(4.44)

B=4gnl.γ TM(b2- b1)

(4.45)

C= p p 2α .a d . N .

(4.46)

D=pdie(V2-N.V1)
(4.47)
Ta có phương trình bậc ba:
A.r3 + B.r2 + C.r + D = 0
(4.48)
Nghiệm của phương trình trên là nửa cạnh hình vuông, giá trị này cần nhân với hệ số
hiệu chỉnh để có chiều dài giới hạn, xác định danh giới vùng cung cấp điện kinh tế giữa hai
phương án:

rkt =

2r

π

= 1,13 rf ;

(4.49)

4.3. Sơ đồ cung cấp điện

Sơ đồ của hệ thống cung cấp điện nông thôn là một phần của hệ thống điện quốc gia
(hình 4.10). Việc lựa chọn sơ đồ cung cấp điện cho các khu vực nông thôn dựa trên các tiêu
chuẩn kỹ thuật như độ tin cậy cung cấp điện, chất lượng điện và sự hiện diện của các nguồn

Ch.4. CCĐ NT

113


năng lượng tái sinh. Bài toán này được bắt đầu từ kết quả tính toán phụ tải ở các điểm nút,
sau đó giải bài toán chọn cấp điện tối ưu, chọn vị trí, công suất và số lượng máy biến áp.
Đối với các điểm tải mới, việc lựa chọn sơ đồ cung cấp điện được thực hiện trên cơ
sở so sánh kinh tế - kỹ thuật các phương án khả thi. Trong sơ đồ mạng điện phát triển cần
phải giải bài toán tổng hợp cung cấp điện cho các hộ hiện tại và các hộ dùng điện mới theo
các phương án phát triển mạng điện có xét đến quy hoạch phát triển điện lực nói chung của
vùng và quốc gia. Việc xây dựng sơ đồ cung cấp điện phải đáp ứng các yêu cầu cơ bản của sơ
đồ quy hoạch phát triển kinh tế tổng thể của cả vùng và khu vực. Bài toán so sánh lựa chọn
phương án cung cấp điện tối ưu phải xét đến lợi ích của dự án trên cơ sở đảm bảo lợi ích
chung của cả hệ thống.

4.3.1. Trạm biến áp phân phối
Trạm biến áp phân phối, hay còn gọi là trạm biến áp phân phối, có nhiệm vụ tiếp
nhận và biến đổi điện năng phía trung áp sang phí hạ áp để phân phối cho các hộ dùng điện
(hình 4.11).
Công suất máy biến áp cần được tính toán lựa chọn sao cho có thể đáp ứng yêu cầu
cung cấp điện đầy đủ với chất lượng đảm bảo đối với nhu cầu phát triển của phụ tải khu vực

Ch.4. CCĐ NT

114

trong thời hạn 5 năm, có tính đến quy hoạch dài hạn tới 10 năm, đồng thời có thể đảm bảo
công suất sử dụng không dưới 30% vào năm thứ nhất và không dưới 60% vào năm thứ ba để
tránh non tải lâu dài cho máy biến áp.
Địa điểm đặt trạm biến áp tốt nhất là ở trung tâm phụ tải, nơi có vị trí thuận lợi, an
toàn. Ngoài ra, cũng cần xem xét thêm các yếu tố về mỹ quan, giao thông v.v... Đối với các
khu vực trung tâm phụ tải có nhu cầu sử dụng điện ba pha, bán kính cấp điện lớn và công
suất phụ tải từ 100kVA trở lên nên xây dựng trạm treo với một máy biến áp ba pha hoặc ba
máy biến áp một pha đặt trên cột điện bê tông ly tâm (một hoặc hai cột tuỳ thuộc vào quy mô
công suất máy biến áp ở thời điểm cuối của giai đoạn quy hoạch, sao cho việc thay máy biến
áp ban đầu bằng máy có công suất lớn hơn đến hai lần cũng không làm ảnh hưởng đến kết
cấu trạm).

22 (35) kV

a)

b)

Chiếu sáng đường

Xuất tuyến

Hình 4.11. Sơ đồ trạm biến áp ba pha: a) Sơ đồ kết cấu; b) Sơ đồ nguyên lý
1. Máy biến áp T
6. Dây dẫn
11. Xà đỡ
2.Đối
Cầu

chảy
FU
4.
Cáp
hạ
áp
treohoạt
cápgia dụng, bán kính
với các khu vực có nhu cầu sử dụng điện chủ 12.
yếuTăng
là sinh
3.
Chống
sét
van
FV
8.
Cáp
xuất
tuyến
13.
Xà
đỡ
cầu
chảy vàtại
chống
cấp điện ngắn, phụ tải công suất nhỏ đến 30kVA tại miền núi và đến 50kVA
đồngsét
bằng,
4. Tủ điện hạ áp

9. Dây nối
14. Giá đỡ máy biến áp
trung du có thể sử dụng máy biến áp hai pha (điện áp sơ cấp là điện áp dây) đối với lưới điện
5. Sứ cách điện trung áp 10. Hệ thống tiếp địa 15. Cột ly tâm
có trung tính cách ly hoặc máy biến áp một pha, đối với lưới điện có trung tính nối đất trực
tiếp đặt trên 1 cột điện bê tông ly tâm. Trong trường hợp cần thiết, cho phép lắp đặt trạm
biến áp hai pha, nhưng phải được xem xét, tính toán kiểm tra về độ không đối xứng, dòng

Ch.4. CCĐ NT

115


điện chạm đất hoặc ngắn mạch một pha trong lưới điện và so sánh kinh tế (vốn dầu tư vào
lưới trung, hạ áp và trạm biến áp) với phương án lắp đặt trạm biến áp ba pha.
* Điện áp và tổ đấu dây của máy biến áp
Điện áp sơ cấp của máy biến áp phải được lựa chọn theo nguyên tắc sau:
- Tại các khu vực hiện đang tồn tại và trong tương lai sẽ phát triển lưới điện 35kV hoặc
22kV điện áp phía sơ cấp máy biến áp được chọn với một cấp tương ứng là 35kV hoặc
22kV.
- Tại các khu vực đã có qui hoạch lưới điện 22kV, nhưng hiện đang tồn tại các cấp điện áp
35kV hoặc 15kV hoặc 6-10kV, thì phía sơ cấp của máy biến áp phải có 2 cấp điện áp là 22kV
và cấp điện áp đang tồn tại với bộ phận chuyển đổi điện áp sơ cấp có thể thao tác từ bên
ngoài máy biến áp.
- Các máy biến áp đều phải có 5 nấc phân áp là 5%; 2,5%; 0%; -2,5% và -5% (±2x2,5%).
* Thiết bị đóng cắt và bảo vệ trạm biến áp
- Phía sơ cấp: Phía sơ cấp (trung áp) sử dụng cầu chảy tự rơi hoặc cầu chảy phụ tải (LBFCO)
để bảo vệ ngắn mạch trạm biến áp có điện áp phía sơ cấp đến 35kV. Các trạm biến áp có kết
hợp chức năng phân đoạn trên đường dây bố trí thêm dao cách ly phân đoạn. Điện áp định
mức của cầu chảy và dao cách ly chọn theo điện áp của lưới điện ổn định lâu dài.

- Phía thứ cấp: Đối với trạm biến áp cần có công tơ để quản lý điện năng thì lắp áptômát
tổng. Các lộ nhánh lắp cầu chảy tự rới để bảo vệ. Đối với trạm không cần lắp công tơ thì chỉ
lắp cầu chảy (loại cầu chảy hạ áp tự rơi ngoài trời) cho các lộ. Công tơ, cầu chảy hoặc
áptômát được đặt trong tủ phân phối hạ áp treo trên cột trạm.
4.3.2. Mạng điện phân phối
Lưới phân phối làm nhiệm vụ phân phối điện năng từ các trạm trung gian (hoặc trạm
biến áp khu vực, hoặc thanh cái nhà máy điện) cho các phụ tải. Lưới phân phối trung áp có
điện áp 10; 15; 22 và 35 kV cung cấp điện cho các trạm phân phối trung áp/hạ áp và các phụ
tải trung áp (hình 4.12). Hệ thống phân phối điện năng có thể nhận điện năng từ một hay
nhiều nguồn cung cấp.
Mạng điện phân phối cần phải đảm bảo yêu cầu vận hành dễ dàng linh hoạt và phù
hợp với việc phát triển lưới điện trong tương lai. Đảm bảo chất lượng điện năng cao nhất về
ổn định tần số và ổn định điện áp. Độ lệch điện áp cho phép là ± 5% giá trị định mức Un.
Đảm bảo chi phí duy tu, bảo dưỡng là nhỏ nhất.
Do phụ tải ở các vùng nông thôn phân tán, nên dẫn đến mật độ phụ tải thấp. Điều đó
dẫn đến đặc điểm của mạng điện phân phối ở các vùng nông thôn là bán kính hoạt động lớn,
dòng điện chạy trên đường dây không cao, thời gian sử dụng công suất cực đại T M rất thấp,
do đó làm giảm các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật của mạng điện.

Ch.4. CCĐ NT

116


Mặc dù độ tin cậy cung cấp điện đối với các vùng nông thôn không cao, nhưng khi thiết kế
cũng cần phải xét đến để có thể lựa chọn sơ đồ phù hợp nhất. Khi thiết kế lưới phân
phối, ta có thể chọn một trong các phương án xây dựng sơ đồ sau:

Hình 4.12: Lưới điện phân phối
* Sơ đồ hình tia:

Trong sơ đồ hình tia (hình 4.13) khách hàng nhận điện từ hệ thống cao áp thông qua
cơ cấu đóng cắt cao áp, máy biến áp cùng với tủ phân phối phía hạ áp.
Như vậy toàn bộ tải được cung cấp
điện từ một nguồn đơn, điểm thuận lợi ở sơ
đồ hình tia là có thể cấp điện cho nhiều loại
tải khác nhau, làm giảm tối đa việc lắp đặt
máy biến áp. Tuy nhiên ở sơ đồ này độ sụt áp
khá lớn và hiệu quả sử dụng thấp, bởi vì
những đường dây cấp điện bên hạ áp là
nguồn cung cấp đơn. Giá thành của đường
dây và máy cắt bên hạ áp khá cao khi dây dẫn
và công suất máy biến áp trên 1000kVA.
Trong trường hợp xẩy ra sự cố ở thanh
cái thứ cấp hay trong máy biến áp nguồn thì
toàn bộ phụ tải sẽ bị cắt. Việc gián đoạn cung
cấp điện diễn ra cho đến khi quá trình sửa
chữa kết thúc. Sự cố ở đường dây hạ áp cũng
Hình 4.13. Sơ đồ mạng điện hình tia có thể sẽ làm ngừng cung cấp điện cho toàn
bộ tải trên đường dây đó.

Ch.4. CCĐ NT

117


Để khắc phục các nhược điểm cơ bản của sơ đồ hình tia, người ta áp dụng một sơ đồ
khác có cơ cấu dự phòng, đó là sơ đồ hình tia cải tiến.
* Sơ đồ hình tia cải tiến
Khác với sơ đồ hình tia đơn giản, ở sơ đồ hình tia cải tiến có bố trí các cơ cấu dự
phòng đường dây từ các trạm biến áp phân phối bên cạnh (hình 1.14).

Mỗi trạm hạ áp đơn vị là sự kết hợp giữa máy biến áp ba pha, cầu chảy bên cao áp và
tủ phân phối bên hạ áp. Hệ thống này được kết nối với tải qua các thiết bị bảo vệ. Mỗi máy
biến áp xác định rõ một vùng phụ tải và phải có khả năng đáp ứng trong trường hợp tải lớn
nhất.

Máy cắt chính

Hình 4.14. Sơ đồ hình tia cải tiến
Trong trường hợp xẩy ra sự cố trên đường dây phân phối, phụ tải của trạm biến áp
được kết nối với đường dây dự phòng lấy từ thanh cái trạm biến áp bên cạnh. Điều đó cho
phép nâng cao độ tin cậy của mạng điện phân phối. Tuy nhiên sơ đồ này có chi phí cao hơn
và không phải bao giờ cũng có thể đảm bảo hiệu quả kinh tế, vì vậy khi lựa chọn sơ đồ cần
phải giải bài toán toán kinh tế-kỹ thuật.
* Sơ đồ mạch vòng phía cao áp – hình tia phía hạ áp
Hệ thống này bao gồm một hay nhiều vòng ở phía cao áp với hai hay nhiều máy biến
áp nối trên một vòng (hình 4.15). Sơ đồ này có độ tin cậy và hiệu quả khá cao.
Thông thường trong quá trình vận hành mạch vòng được mở bởi một cơ cấu phân
đoạn, điểm mở này được tính toán xác định vị trí tối ưu. Cơ cấu phân đoạn được sử dụng để
ngăn ngừa sự hoạt động song song của các nguồn. Một cơ cấu tự động có thể được điều khiển

Ch.4. CCĐ NT

118


giữa hai máy cắt chính và máy cắt liên kết. Sơ đồ này đảm bảo cho phép phục hồi cung cấp
điện nhanh chóng một khi có sự cố xẩy ra.

Máy cắt chính
phía sơ cấp

Máy cắt phân đoạn

Hình 4.15. Sơ đồ
mạch vòng phía cao
áp - Hình tia phía hạ
áp

Máy cắt chính
phía sơ cấp

Mạch vòng

4.3.3. Mạng điện hạ áp
Lưới hạ áp 380/220V được xây dựng để cấp điện cho các phụ tải hạ áp (hình 4.16).
- Đối với đường dây đi qua các khu vực thưa dân cư, xa nhà cửa, công trình công cộng sử
dụng dây nhôm trần không có lõi thép, hoặc dây nhôm lõi thép trong các trường hợp cần
thiết.
- Đối với đường dây đi qua các khu vực dân cư tập trung, gần nhiều nhà cửa, công trình công
cộng hoặc khu vực có nhiều người qua lại; khu vực ô nhiễm; khu vực nhiều cây cối nên sử
dụng loại cáp vặn xoắn (ABC) ruột nhôm hoặc dây nhôm bọc cách điện.
- Đối với các đường dây đi qua khu vực nhiễm mặn có thể sử dụng dây nhôm có lớp mỡ
bảo vệ chống ăn mòn.
- Đối với đường dây tại các khu vực nhiễm mặn quá nặng, đi sát biển có thể sử dụng dây
đồng nhiều sợi hoặc dây hợp kim nhôm.
- Dây dẫn từ máy biến áp vào tủ hạ áp (400V/230V) và từ tủ đến đường dây hạ áp sử
dụng loại cáp đồng một pha hoặc ba pha nhiều sợi bọc cách điện PVC hoặc XLPE - 1kV.
- Dây dẫn vào hộp công tơ treo trên cột dùng loại cáp đồng nhiều sợi bọc cách điện PVC
hoặc XLPE - 1kV.

Ch.4. CCĐ NT

119


Hình 4.16. Lưới điện hạ áp
- Dây dẫn vào nhiều hộp công tơ đặt tại nhà dùng loại ruột đồng hoặc dây đồng nhiều sợi
bọc cách điện cho đoạn dây phía ngoài nhà, và loại cáp điện (cáp muyle hoặc cáp vặn xoắn)
luồn trong ống bảo vệ cho đoạn từ đầu hồi nhà đến công tơ điện.
- Dây dẫn vào công tơ và sau công tơ phải dùng dây dẫn nhiều sợi bọc cách điện hoặc cáp
điện. Tiết diện dây bọc cách điện hoặc cáp điện phải phù hợp với công suất sử dụng của các
hộ sử dụng điện nhưng tối thiểu không nhỏ hơn 2,5mm2.
- Để đảm bảo các điều kiện kinh tế, kỹ thuật trong phạm vi cung cấp điện không nên vượt
quá khoảng cách quy định dưới đây:
Bảng 4.4. Chiều dài giới hạn của các đường dây lưới hạ áp
Chiều dài cấp điện (m)
Khu
vực
dân
cư
tập trung
Khu vực dân cư phân tán
Loại đường dây
Đường trục
800
1200
Đường nhánh
500
800
- Nên lựa chọn tiết diện dây dẫn theo các định hướng sau:

* Đối với các đường trục :
Để đảm bảo điều kiện độ bền cơ học, dây dẫn đường trục phải là dây nhiều sợi. Tuỳ
theo công suất tải mà tiết diện dây pha có thể lựa chọn trong dãi 25÷120mm2, tuy nhiên
không được nhỏ hơn quy định sau:

Bảng 4.5. Tiết diện giới hạn của dây hạ áp

Ch.4. CCĐ NT

120


Loại dây
Dây nhôm
Dây AC, nhôm hợp kim
Dây đồng

Tiết diện (mm2)
Vượt đường g. thông và thông tin cấp I
35
16
16

Các vị trí còn lại
16
10
10

* Đối với nhánh rẽ:
Dây dẫn các nhánh rẽ cho phép sử dụng lõi một sợi. Tiết diện dây phải lựa chọn phù

hợp với công suất tiêu thụ của các hộ sử dụng điện và tối thiểu không nhỏ hơn 2,5mm 2.
- Đối với các nhánh rẽ và dây dẫn cấp điện cho các phụ tải một pha tiết diện dây trung
tính chọn bằng dây pha.
- Dây dẫn dùng cho chiếu sáng ngoài trời mắc chung cột với đường trục hạ áp cho phép
bố trí dưới dây trung tính.
- Cầu chảy bảo vệ đặt trên cột phải bố trí thấp hơn các dây dẫn để thuận tiện cho việc sửa
chữa thay dây chảy.
* Dây dẫn vào hộp công tơ
- Dây dẫn vào hộp công tơ treo ngay trên cột đường dây hạ áp nên chọn theo các loại
tiết diện sau:
+ 2 x 25 mm2 hoặc 4 x11 mm2 cho hộp 6 công tơ 5/20A;
+ 2 x 16 mm2 hoặc 4 x7 mm2 cho hộp 6 công tơ 3/9A, (hoặc hộp công tơ 5/20A);
+ 2 x 11 mm2 hoặc 4 x6 mm2 cho hộp 4 công tơ 3/9A, (hoặc hộp công tơ 5/20A)
+ 2 x 7 mm2 cho hộp 2 công tơ 3/9A.
- Dây dẫn vào hộp nhiều công tơ để sát nhà, xa cột đường dây hạ áp, nên dùng các loại có
tiết diện: 2 x 16mm2- 2 x 25mm2- 2 x 35mm2 tuỳ theo số lượng công tơ và chiều dài dây dẫn
vào hộp công tơ.
4.4. Ví dụ và bài tập
Ví dụ 4.1. Hãy xác định phụ tải tính toán của mạng điện hạ áp được cung cấp điện bởi trạm
biến áp phân phối 22/0,4 kV (hình 4.17). Phụ tải sinh hoạt bao gồm các điểm dân cư với số
hộ cho trong bảng VD 4.1a, ngoài ra còn có một nhà ủy ban với tổng diện tích 210 m 2. Phụ
tải sản xuất gồm trạm xay xát, xưởng mộc, lò gạch và trạm bơm với số liệu cho trong bảng
VD4.1b. Tổng chiều dài đường làng cần chiếu sáng là Lcs= 1,72 km, suất chiếu sáng đường là
3W/m. Suất tiêu thụ trung bình của mỗi hộ dân là p0 = 650W/hộ, suất tiêu thụ điện của nhà
hành chính là 15W/m2.
Bảng VD 4.1a. Số liệu về phụ tải sinh hoạt
Vị trí điểm tải
2
3
4

5
6
12
13
Số hộ gia đình
20
15
15
20
10
15
24
Bảng VD 4.1b. Số liệu về phụ tải động lực
Vị trí điểm tải
7
8
9
10

Ch.4. CCĐ NT

121