Nghiên cứu lựu chọn cấu trúc tối ưu lưới điện phân phối

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

,

LÊ HÀNG HẢI

NGHIÊN CỨU
LỰA CHỌN CẤU TRÚC TỐI ƯU
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
PHÍA NAM THÀNH PHỐ NHA TRANG

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60 52 02 02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2017


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRẦN TẤN VINH

Phản biện 1: PGS.TS. NGÔ VĂN DƯỠNG

Phản biện 2: PGS.TS. VÕ NGỌC ĐIỀU

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp
thạc sĩ kỹ thuật, chuyên ngành kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học

Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 07 tháng 10 năm 2017

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường Đại học
Bách khoa
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Lưới điện phân phối khu vực trung tâm thành phố Nha Trang cơ
bản đã được đầu tư xây dựng từ năm 1999. Tuy Công ty CP Điện lực
Khánh Hòa liên tục đầu tư mở rộng lưới điện nhưng do các hạn chế
về hành lang tuyến cũng như sự phát triển nhanh chóng của phụ tải
thành phố Nha Trang, mật độ dòng điện trên một số xuất tuyến đã
vượt quá mật độ dòng kinh tế nên tỷ lệ tổn thất trên lưới phân phối
ngày một tăng. Trên lưới điện đã xuất hiện nhiều phần tử quá tải, ảnh
hưởng đến năng lực cấp điện cho khách hàng, đặc biệt là trong chế
độ N-1.
Từ năm 2015, định hướng chung của Tập đoàn Điện lực Việt
Nam (EVN) và Tổng Công ty Điện lực Miền Trung (EVN CPC) là
nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng. Vì vậy các chỉ
tiêu về độ tin cậy cung cấp điện là tiêu chí quan trọng hàng đầu trong
công tác sản xuất của Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa. Để cải
thiện được các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện, bên cạnh các giải
pháp tổ chức thì chất lượng và năng lực cấp điện của lưới điện là yếu
tố quyết định.
Mặt khác, sân bay Nha Trang rộng 186,86 ha đã được UBND
tỉnh Khánh Hòa quy hoạch thành Trung tâm Đô thị - Dịch vụ - Tài

chính- Du lịch Nha Trang. Ngày 12/10/2016, UBND tỉnh Khánh
Hòa đã có quyết định giao một phần đất tại sân bay Nha Trang cho
Công ty CP tập đoàn Phúc Sơn để thực hiện dự án. Hiện nay, Công
ty CP tập đoàn Phúc Sơn đang đẩy nhanh thực hiện dự án và đang thi
công các công trình trọng điểm như đường giao thông vành đai và
nút giao thông Ngọc Hồi. Theo quy hoạch chi tiết Trung tâm Đô thị Dịch vụ - Tài chính- Du lịch Nha Trang đã được UBND tỉnh Khánh


2
Hòa phê duyệt, ngành điện được quy hoạch một lô đất phục vụ việc
xây dựng trạm điện 110kV cấp điện cho dự án và khu vực lân cận.
Đảm bảo mục tiêu “điện đi trước một bước”, từ năm 2016 Công
ty đã triển khai các bước chuẩn bị đầu tư xây dựng trạm 110kV
Trung tâm Nha Trang (ETT) nhằm kịp thời đáp ứng nhu cầu của phụ
tải. Vì vậy, việc lựa chọn phương án kết lưới hợp lý sau khi đóng
điện trạm ETT theo hướng tối ưu hóa về mặt tổn thất đồng thời nâng
cao độ tin cậy cung cấp điện cũng như thuận lợi trong việc vận hành
lưới điện phân phối khu vực phía nam thành phố Nha Trang cần phải
được tính toán chi tiết và chính xác. Xuất phát từ các lý do nêu trên,
đề tài “Nghiên cứu lựu chọn cấu trúc tối ưu lưới điện phân phối
phía nam thành phố Nha Trang” được đề xuất nghiên cứu. Đây
cũng là một vấn đề thường xuyên được các cán bộ kỹ sư, điều độ
viên vận hành lưới điện phân phối quan tâm nghiên cứu.
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài là hiện trạng lưới điện phân
phối phía nam thành phố Nha Trang và trạm ETT đang được đầu tư
xây dựng; Các chế độ vận hành hệ thống điện, các phương án xây
dựng cải tạo lưới phân phối khu vực khi đưa vào vận hành một trạm
ETT mới xây dựng
- Phạm vi nghiên cứu của đề tài là tập trung vào việc tính toán

và đề xuất phương án kết lưới phù hợp cho lưới điện phân phối khu
vực phía nam thành phố Nha Trang sau khi đưa trạm ETT vào vận
hành. Đề xuất các giải pháp hợp lý hóa lưới điện nhằm cải thiện các
các chỉ tiêu về tổn thất, độ tin cậy.
3. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu
- Thu thập cơ sở dữ liệu về nguồn và phụ tải lưới điện phân
phối thuộc phạm vi nghiên cứu để xây dựng được đồ thị phụ tải điển
hình đặc trưng cho lưới phân phối thành phố Nha Trang.


3
- Tính toán và đánh giá hiệu quả các chế độ vận hành lưới
điện hiện tại. Phân tích nguyên nhân hạn chế.
- Tính toán đề xuất phương án xây dựng, đấu nối và kết lưới
phù hợp cho lưới điện phân phối sau trạm ETT trên các tiêu chí tổn
thất điện năng, chất lượng điện áp, độ tin cậy cung cấp điện và giá trị
đầu tư.
4. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiẻn
Do sự hình thành Trung tâm Đô thị - Dịch vụ - Tài chính- Du
lịch Nha Trang và sự tăng trưởng phụ tải nhanh chóng của thành phố
Nha Trang, nhu cầu phụ tải tương lai của khu vực vượt xa khả năng
đáp ứng của lưới điện hiện hữu. Theo tiêu chí “điện đi trước một
bước”, việc xây dựng thêm một trạm 110kV để đáp ứng nhu cầu phụ
tải của khu vực phải được triển khai ngay. Cùng với đó, việc nghiên
cứu đề xuất phương án kết lưới sau trạm ETT là nhu cầu rất bức
thiết.
Việc tổ chức lại lưới điện thành phố Nha Trang sẽ mang lại
hiệu quả thiết thực trong công tác giảm tổn thất điện năng và nâng
cao độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng.
5. Tên đề tài

Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu trên, đề tài được
đặt tên:
“Nghiên cứu lựu chọn cấu trúc tối ưu lưới điện phân phối phía
nam thành phố Nha Trang”
7. Cấu trúc của luận văn
Ngoài phần mở đàu, kết luận, tài liệu tham khảo và phụ
lụctrong luận văn gồm có các chương như sau :
Chương 1. Tổng quan về lưới điện phân phối thành phố Nha
Trang
Chương 2. Các tiêu chí lựa chọn phương thức kết lưới


4
Chương 3. Tính toán phân tích lưới điện hiện trạng và đề xuất
phương án kết lưới phân phối phía nam thành phố Nha Trang có xét
đến trạm ETT
Chương 4. Tính toán tối ưu hóa lưới điện phân phối phía nam
thành phố Nha Trang.


5
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ
NHA TRANG
Để hợp lý hóa lưới điện một khu vực, trước tiên cần tìm hiểu
đặc điểm của khu vực đó về nhiều mặt. Việc nắm vững đặc điểm của
khu vực giúp cho việc quy hoạch, đề xuất và lựa chọn phương án
được chính xác và lưới điện cũng đáp ứng được nhu cầu của phụ tải
trong dài hạn. Một số đặc điểm trọng yếu ảnh hưởng đến việc vận
hành lưới điện sẽ được trình bày sau đây.

1.1. ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN – XÃ HỘI THÀNH PHỐ NHA
TRANG
1.1.1. Đặc điểm tự nhiên và dân số của thành phố Nha Trang
1.1.2. Đặc điểm tốc độ tăng trưởng kinh tế, thành phần kinh tế
của tỉnh Khánh Hòa
1.2. ĐẶC ĐIỂM LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI PHÍA NAM
THÀNH PHỐ NHA TRANG
1.2.1. Hiện trạng các nguồn điện
1.2.2. Hiện trạng lưới điện
1.2.3. Đặc điểm phụ tải và tăng trưởng phụ tải
1.3. TÌNH HÌNH MANG TẢI LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI PHÍA
NAM THÀNH PHỐ NHA TRANG
1.3.1. Tình hình mang tải các nguồn điện
1.3.2. Tình hình mang tải các xuất tuyến phân phối
1.4. CÁC CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN TẠI
THÀNH PHỐ NHA TRANG
1.4.1. Kết quả thực hiện các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện
năm 2016 của Điện lực Trung tâm Nha Trang và Vĩnh Nguyên


6
1.4.2. Các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện năm 2017 của Điện
lực Trung tâm Nha Trang và Vĩnh Nguyên
1.5. DỰ ÁN TRẠM 110KV TRUNG TÂM NHA TRANG
1.5.1. Vị trí quy hoạch xây dựng
Theo quy hoạch chi tiết tỷ lệ 1/500 Trung tâm Đô thị - Dịch vụ
- Tài chính- Du lịch Nha Trang của Tập đoàn Phúc Sơn lập và đã
được UBND Tỉnh phê duyệt, có bố trí lô đất ký hiệu HTKT dành cho
mục đích bố trí công trình hạ tầng kỹ thuật. Trạm biến áp 110kV
Trung tâm Nha Trang dự kiến sẽ được xây dựng tại khu đất dành cho

mục đích bố trí hạ tầng kỹ thuật nêu trên.
1.5.2. Quy mô dự án
Khối lượng đầu tư xây dựng công trình như sau:
- Cấp điện áp: 110/22kV.
- Công suất: quy mô 2 MBA 110/22kV, công suất 2*63MVA.
Giai đoạn đấu lắp trước 01 MBA 63MVA.
- Hệ thống phân phối 22kV: gồm 16 ngăn xuất tuyến.
1.5.3. Tiến độ dự kiến
Dự kiến công trình sẽ hoàn tất việc xây dựng và đóng điện
trong năm 2018.
Kết luận: Chương 1 đã khảo sát toàn diện hiện trạng lưới điện
phân phối phía nam thành phố Nha Trang và dự án xây dựng trạm
110kV Trung tâm Nha Trang đang được tiến hành xây dựng. Việc
vận hành và đề xuất phương án kết lưới hợp lý được dựa trên các tiêu
chí sẽ được trình bày trong chương tiếp theo.


7
CHƯƠNG 2
CÁC TIÊU CHÍ LỰA CHỌN PHƯƠNG THỨC KẾT LƯỚI
Bất kỳ sự lựa chọn nào cũng cần được đánh giá dựa trên một
số tiêu chí nhất định. Việc vận hành lưới điện cũng không ngoại lệ.
Tuy nhiên, đối với lưới điện, phương án kết lưới phải cùng lúc đạt
được nhiều mục tiêu khác nhau tùy vào yêu cầu cụ thể của phụ tải.
Một số tiêu chí điển hình thường được xem xét để lựa chọn phương
thức vận hành lưới điện sẽ được trình bày cụ thể trong chương này.
2.1. TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
TRONG MẠNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.1.1. Ý nghĩa của vấn đề tổn thất công suất và tổn thất điện năng
trong hệ thống cung cấp điện

2.1.2. Nguyên tắc phân tích tổn thất
2.1.3. Sự phân tán, công suất dự trữ và tổn thất trên tổn thất
2.1.4. Tính kinh tế của việc giảm tổn thất
2.2. TỔN THẤT ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.2.1. Ý nghĩa của vấn đề tổn thất điện áp trong hệ thống cung
cấp điện phân phối.
2.2.2. Các phương pháp tính tổn thất điện áp trong lưới điện
phân phối.
2.2.3. Giới hạn điện áp vận hành và điện áp cung cấp cho khách
hàng.
2.3. ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.3.1. Khái niệm chung về về độ tin cậy cung cấp điện
2.3.2. Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện.
2.3.3. Các phương pháp đánh giá độ tin cậy
2.4. TÍNH TOÁN KINH TẾ MẠNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.4.1. Sự phát triển kinh tế của hệ thống điện phân phối


8
Suất chi phí cố định hàng năm.
Chi phí đầu tư.
Chi phí vận hành.
Hàm mục tiêu trong so sánh phương án.
Kết luận: Tùy từng đặc điểm phụ tải mà các tiêu chí sẽ có mức
độ ưu tiên khác nhau. Việc vận hành lưới điện thường chỉ đạt được
một vài tiêu chí nhất định chứ không thể thỏa mãn hoàn toàn các tiêu
chí trên. Vì vậy, việc đề xuất các phương án kết lưới hợp lý lưới điện
phân phối phía nam thành phố Nha Trang sau khi đóng điện trạm
110kV Trung tâm Nha Trang cũng hướng tới sự hài hòa giữa các tiêu
chí sao cho hài hòa giữa nhu cầu của khách hàng và lợi ích của

ngành điện. Việc đề xuất các phương án kết lưới, tính toán sơ bộ các
phương án để lựa chọn được phương án vận hành lưới điện hợp lý
sau trạm 110kV Trung tâm Nha Trang sẽ được trình bày ở chương 3.
2.4.2.
2.4.3.
2.4.4.
2.4.5.


9
CHƯƠNG 3
TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH LƯỚI ĐIỆN HIỆN TRẠNG VÀ ĐỀ
XUẤT PHƯƠNG ÁN KẾT LƯỚI PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ
NHA TRANG CÓ XÉT ĐẾN TRẠM ETT
Việc tính toán đề xuất phương án kết lưới là một bài toán kinh
tế - kỹ thuật. Các phương án kết lưới đề xuất trước tiên phải thỏa
mãn các yêu cầu tiên quyết về mặt vận hành như:
Các thiết bị trên lưới không quá tải.
Điện áp các nút nằm trong giới hạn cho phép.
Sau đó, việc lựa chọn phương án kết lưới hợp lý để vận hành
lại cần phân tích và so sánh sâu hơn ở các tiêu chí khác như:
Thuận lợi trong quản lý vận hành.
Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
Giảm thiểu chi phí vận hành.
Trong các tiêu chi trên thì tiêu chi giảm thiểu chi phí vận hành,
cụ thể là chi phí do tổn thất điện năng trên lưới điện trong quá trình
vận hành là tiêu chí then chốt để lựa chọn phương án kết lưới hợp lý.
3.1. PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN
PSS/ADEPT hiện sử dụng rộng rãi tại các điện lực thuộc
EVNCPC để tính toán cho lưới phân phối với mục đích khác nhau vì

vậy PSS/ADEPT được sử dụng trong luận văn này.
Do hạn chế của module DRA của PSS/ADEFT là chưa tính
toán được độ tin cậy của hệ thống điện mạch vòng cũng như tác động
của các thiết bị phân đoạn trên lưới nên trong luận văn sẽ sử dụng
chương trình Matlab (MATrix LABoratory) để tính toán với các dữ
liệu cấu trúc lưới phân phối được trích xuất từ các sơ đồ
PSS/ADEFT.


10
3.2. TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI
ĐIỆN HIỆN TRẠNG
Trong mục này sẽ tính toán các chế độ vận hành và độ tin cậy
của lưới điện hiện trạng để làm cơ sở cho việc phân tích các hạn chế
và để xuất các giải pháp kết lưới hợp lý.
3.2.1. Thông số đầu vào
Sơ đồ của lưới điện phân phối phía nam thành phố Nha Trang
nhận điện từ trạm 110kV Nha Trang và Bình Tân sau khi nhập vào
chương trình PSS/ADEFT (cập nhật đến tháng 03/2017).
Thông số về phụ tải: Trong phạm vi đề tài này, các dữ liệu phụ
tải được thu thập từ các hệ thống công tơ đo xa của KHPC. Các phụ
tải có qui luật hoạt động giống nhau được nhóm hành một nhóm phụ
tải điển hình, sau đó xây dựng các đồ thị phụ tải đặc trưng của nhóm
đó. Với đặc trưng phụ tải của thành phố Nha Trang, có thể chia ra
thành ba nhóm phụ tải điển hình như sau:
- Nhóm phụ tải sinh hoạt dân dụng – công cộng.
- Nhóm phụ tải hành chính.
- Nhóm thương mại dịch vụ.
- Nhóm sản xuất
Và các khung giờ của phụ tải trong một ngày đêm trong khi

tính toán với PSS/ADEFT sẽ sử dụng 6 Snapshot tương dương với
các khung giờ:
- Cao điểm sáng: từ 09h30 đến 11h30.
- Thấp điểm: từ 22h00 hôm trước đến 04h00 hôm sau.
- Bình thường sáng: từ 04h00 đến 09h30.
- Bình thường chiều: từ 11h30 đến 17h00.
- Cao điểm tối: từ 17h00 đến 20h00.
- Bình thường tối: từ 20h00 đến 22h00.


11
Để xây dựng các đồ thị phụ tải đặc trưng, ta có thể chọn ra một
số phụ tải điển hình trong một nhóm (khoảng 15 khách hàng), sau đó
thu thập dữ liệu do lường trong ngày đặc trưng và xây dựng hệ số
của từng khu giờ so với khu giờ cao điểm sang. Các nhóm phụ tải
được phân chia như sau:
- Nhóm phụ tải sinh hoạt công cộng và dân dụng (CC).
- Nhóm phụ tải hành chính (HC).
- Nhóm phụ tải dịch vụ (DV).
- Nhóm phụ tải công nghiệp (CN).
Chế độ

CC

HC

DV

CN

Thấp điểm

0.83

0.09

0.82

0.49

Bình thường sáng

0.88

0.79

0.91

0.81

Cao điểm sáng

0.00

1.00

1.00

1.00

Bình thường chiều

0.95

0.84

1.10

1.06

cao điểm tối

1.16

0.38

1.18

0.61

Bình thường tối

1.16

0.27

1.16

0.69

3.2.2. Kết quả tính toán chế độ vận hành
Phần tính toán này được thực hiện bằng cách dùng module
Load Flow cho phương thức vận hành cơ bản hiện tại của lưới điện
khu vực phía nam thành phố Nha Trang đang được sử dụng ở 06
Snapshot của một ngày đặc trưng. Với điện áp nguồn là 23.1kV, kết
quả thu được về công suất các tuyến tại đầu xuất tuyến, tổn thất
công suất trên điện áp cực tiểu của các xuất tuyến đối với từng
Snapshot phụ tải khác nhau được tổng hợp ở các bảng sau:


12
Bảng 3.6. Thông số lưới phân phối trạm E27
CĐS

Snap

BTC

(MW)

479 4.657 39.494 3.563

24.463

4.064

30.064 4.428 35.586 5.087 49.906 5.049 48.576 5.087 23.026

471

P

∆P

P

∆P

PMax UMin
(MW) (kV)

(KW)

P

∆P

BTT

(MW) (KW) (MW)

P

∆P

CDT

P

P

∆P

BTS
∆P

Tuyến

Ʃ

TD

(KW) (MW) (KW) (MW) (KW) (MW) (KW)

5.97 59.736

3.68

24.573

5.123

43.214 5.629 51.408 5.622 53.495 5.415 50.985 5.97 22.983

472 6.406 61.527

3.47

24.417

5.441

44.612 5.982 54.158 5.511 53.787 5.223 50.974 6.406 22.982

473 6.978 66.928 4.993

37.275

6.109

51.339 6.927 65.627 7.303 77.673 7.169 75.721 7.303 22.947

474 6.098 83.256 4.301

46.497

5.29

63.222 5.862

477 6.828 63.088 5.149

38.23

5.934

48.017 6.682 59.946 6.965 71.035 7.084 72.394 7.084 22.914

478 4.839 60.204 3.748

36.071

4.226

45.583 4.602 53.858 5.344 73.063 5.309 72.311 5.344 22.864

485 5.801 57.048 4.539

35.435

5.113

44.4

5.82

484 5.815 48.708 3.915

21.591

5.06

36.5

5.818 48.757 5.747 46.402 5.641 44.929 5.818 22.896

79.82 6.271 95.333 6.174 93.761 6.271 22.981

58.3

6.436 71.438 6.415 70.849 6.436 22.922

53.392 539.989 37.358 288.552 46.36 406.951 51.75 507.46 54.286 592.13 53.479 580.5
Tổng tổn thất lưới điện chưa kể tổn thất không tải MBA (kWh)

10777,95

Tỷ lệ tổn thất (chưa kể tổn thất không tải MBA)

0,95%

Tổng tổn thất lưới điện kể cả tổn thất không tải MBA (kWh)

335.163

Tỷ lệ tổn thất (kể cả tổn thất không tải MBA)

0,98%


13
-

Các xuất tuyến thuộc trạm 110kV Bình Tân:
Bảng 3.7. Thông số lưới phân phối trạm EBT
CĐS

Snap

TD

BTC

475

6.904 153.72 5.451

96.923

6.198 122.746 7.33

127.14 7.869 202.29 7.773 197.64 7.869 22.441

481

7.925 133.971 5.64

70.309

6.93 102.673 8.56

156.86 7.904 141.57 8.008 143.08

8.56 22.624

477

8.976 167.47

5.57

67.732

7.54 118.222 9.02

168.51 7.493 124.39 7.872 133.87

9.02 22.739

479

4.539 59.805 2.539

21.804

3.845 42.978 4.247 52.152 3.937 49.307 3.786 46.617 4.539 22.834

473

2.918 29.524 2.296

19.042

2.599 23.607

471

3.009 25.148 1.768

9.635

2.497 17.432 3.081 26.294 2.331 17.289 2.492 19.904 3.081 23.025

Ʃ

(KW) (MW)

3.05

P

(KW) (MW) (KW) (MW)

32.77

∆P

UMin
(kV)

(MW)

P

∆P

PMax
(MW)

(KW)

P

∆P

BTT

(KW) (MW)

P

∆P

CDT

P

Tuyến (MW)

∆P

BTS
∆P

P

(KW)

3.278 39.066 3.253 39.291 3.278 22.934

34.271 569.638 23.264 285.445 29.609 427.658 35.288 563.73 32.812 573.91 33.184

580.4

Tổng tổn thất lưới điện chưa kể tổn thất không tải MBA (kWh)

729.934

Tỷ lệ tổn thất (chưa kể tổn thất không tải MBA)

1.53%

Tổng tổn thất lưới điện kể cả tổn thất không tải MBA (kWh)

194.642

Tỷ lệ tổn thất (kể cả tổn thất không tải MBA)

1.56%


14
3.2.3. Độ tin cậy cung cấp điện hiện trạng
Đề tài sử dụng ngôn ngữ lập trình Matlab để đánh giá mức độ
thiệt hại do sự cố gây nên qua các tiêu chí: số lượng khách hàng mất
điện và thời gian mất mất điện do sự cố gây ra trong 01 năm qua các
chỉ số SAIFI, SAIDI, CAIDI.
Kết quả chỉ tiêu một số xuất tuyến trên lưới điện như sau:
Bảng 3.11. Kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện
hiện trạng

SAIDI
CAIDI
Amđ
(phút/kh) (phút/kh) (kWh/năm)

Xuất
tuyến

Phân
loại

SAIFI
(1/năm.kh)

477EBT

Sự cố

2.349

221.516

94.298

2897.546

BTBD

9.834 1522.308

154.803

20099.376

Sự cố

1.892

221.058

116.842

3790.602

BTBD

8.285 1402.641

169.300

23849.500

Sự cố

3.722

385.213

103.487

7724.362

14.569 2508.205

172.162

50438.138

311.449

105.769

4471.453

12.910 2043.991

158.331

29643.569

478E27
477E27
479EBT

BTBD
Sự cố
BTBD

2.945

3.2.4. Các tồn tại của điện hiện trạng
Trạm biến áp 110kV Bình Tân: hiện chỉ có 01 MBA với công
suất 40MVA và đang mang gần đầy tải.
Trong năm 2017, mặc dù các xuất tuyến vẫn chưa quá tải
nhưng đều mang tải ở mức khả cao, trung bình khoảng từ 6 đến 8
MW.


15
Dự án Trung tâm Đô thị - Dịch vụ - Tài chính- Du lịch Nha
Trang đang được triển khai nằm giữa hai trạm 110kV Nha Trang và
Bình Tân. Bán kính cấp điện từ trạm 110kV Nha Trang là khoảng 5
km và từ trạm 110kV Bình Tân là khoảng 7km. Với bán kính cấp
điện như trên kết hợp trào lưu trên tuyến cao sẽ làm tổn thất trên lưới
điện tăng cao.
Đăng ký phụ tải của dự án Trung tâm Đô thị - Dịch vụ - Tài
chính- Du lịch Nha Trang trong giai đoạn 1 là 20MW, cả dự án đăng
ký là 63MW. Với công suất lớn như vậy nằm vượt ngoài khả năng
cung cấp của hai trạm 110kV hiện hữu.
Hiện nay các tuyến đường từ trạm 110kV Nha Trang về khu
vực sân bay Nha Trang hiện đã dày đặc lưới điện phân phối. Vì vậy
đã không thể xin giấy phép của UBNN thành phố trong việc xây
dựng các xuất tuyến trên không mới.
3.3. CÁC PHƯƠNG ÁN KẾT LƯỚI KHẢ THI
Các vị trí thuận lợi cho việc đấu nối trên hai tiêu chi là khoảng
cách ngắn và khả thi về việc thỏa thuận hành lang xây dựng gồm:
- Vị trí 477-E27/27-6 vì các nguyên nhân sau:
- Vị trí 477-478-E27/32 vì các nguyên nhân sau:
- Vị trí 485-485-E27/73 vì các nguyên nhân sau:
- Vị trí 475-476-F5D/01 vì các nguyên nhân sau:

- Vị trí 484-E27/31-1 vì các nguyên nhân sau:
Qua những phân tích về lưới điện hiện trạng và các điểm đấu
nối khả thi sẽ đề xuất sơ bộ ba phương án kết lưới để so sánh và lựa
chọn phương án tối ưu.
Phương án 1: xây dựng các xuất tuyến từ trạm 110kV Trung tâm
Nha Trang đến các điểm đấu nối với lưới hiện hữu như sau:
- 02 xuất tuyến đấu nối đến trụ 477-478-E27/32, chiều dài
270m


16
- 01 xuất tuyến

đấu nối đến trụ 477-E27/27-6, chiều dài

570m.
- 02 xuất tuyến đấu nối đến trụ 484-485-E27/73, chiều dài
2400m.
- 01 xuất tuyến đấu nối đến trụ 484-E27/31-1, chiều dài 70m.
Phương án 2: Xây dựng các xuất tuyến từ trạm 110kV Trung tâm
Nha Trang đến các điểm đấu nối với lưới hiện hữu như sau:
- 02 xuất tuyến đấu nối đến trụ 477-478-E27/32, chiều dài
270m
- 01 xuất tuyến đấu nối đến trụ 477-E27/27-6, chiều dài
570m.
- 02 xuất tuyến đấu nối đến trụ 475-476-F5D/01, chiều dài
2400m.
- 01 xuất tuyến đấu nối đến trụ 484-E27/31-1, chiều dài 70m.
Phương án 3: xây dựng các xuất tuyến từ trạm 110kV Trung tâm
Nha Trang đến các điểm đấu nối với lưới hiện hữu như sau:

- 02 xuất tuyến đấu nối đến trụ 477-478-E27/32, chiều dài
270m.
- 01 xuất tuyến đấu nối đến trụ 477-E27/27-6, chiều dài
570m.
- 01 xuất tuyến đấu nối với tuyến 475-E27 đến trụ 484-485E27/73, chiều dài 2400m.
- 01 xuất tuyến đấu nối với tuyến 476-E27 đến trụ 475-476F5D/73, chiều dài 2400m.
- 01 xuất tuyến đấu nối đến trụ 484-E27/31-1, chiều dài 70m.
Qua kết quả tính toán nhận thấy rằng tất cả các đường dây,
MC, CD đều nằm trong giới hạn cho phép. Như vậy, về mặt kỹ thuật
Phương án 2 thỏa mãn các yêu cầu về vận hành lưới điện.


17
3.4. SO SÁNH LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN KẾT LƯỚI TỐI ƯU
Như đã phân tích ở trên, tất cả các phương án đều đảm bảo
tiêu chí về kỹ thuật vận hành. Vì vậy, sẽ tiến hành tính toán so sánh
về mặt kinh tế để lựa chọn phương án tối ưu.
Do điểm đấu nối và khối lượng xây dựng của các phương án là
tương đương nhau vì vậy chi phí đầu tư của các phương án là giống
nhau. Vậy mục tiêu của việc tối ưu chỉ còn là tối ưu chỉ số ∆A (sản
lượng điện năng tổn thất). Sản lượng điện năng tổn thất của các
phương án được tính toán cụ thể cho từng phương án.
Sau khi tính toán chi tiết sản lượng điện tổn thất của từng
phương án cho thấy phương án 2 có tổn thất điện năng bé nhất nên sẽ
chọn đầu tư theo phương án 2.
3.5. KẾT LUẬN
Sau khi nghiên cứu hiện trạng lưới điện và dự án trạm 110kV
Trung tâm Nha Trang, tại chương 3 đã kiến nghị một số phương án
xây dựng và kết lưới khả thi, đáp ứng được các yêu cầu về kỹ thuật
trong vận hành. Qua tính toán sơ bộ về tổn thất điện năng, phương án

được chọn là phương án số 2. Việc tính toán trong chương 3 mới chỉ
chú trọng đến việc so sánh về tổn thất điện năng giữa các phương án.
Để hoàn thiện kết lưới cần thiết phải tiếp tục tính toán sâu kết lưới để
tìm điểm mở tối ưu, vận hành hợp lý tụ bù cũng như phân tích về
hiệu quả nâng cao độ tin cậy. Việc tính toán hoàn thiện lưới sẽ được
trình bày cụ thể trong chương 4 sau đây.


18
CHƯƠNG 4
TÍNH TOÁN TỐI ƯU HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
Từ phương án kết lưới đã được chọn tại chương 3, chương 4
sẽ tiếp tục phân tích và hoàn thiện kết lưới. Mục tiêu là duy trì một
kết lưới đảm bao đáp ứng các tiêu chi kỹ thuật đồng thời giảm thiểu
được tổn thất điện năng và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Việc
hoàn thiện kết lưới được triển khai theo các hướng sau:
- Hoàn thiện về điểm mở theo bài toán TOPO.
- Hoàn thiện về bù công suất phản kháng trên lưới điện.
- Phân tích về sự cải thiện của độ tin cậy cung cấp điện sau khi
đưa trạm 110kV Trung tâm vào vận hành so với kết lưới hiện hữu.
4.1. LỰA CHỌN ĐIỂM MỞ CÁC MẠCH VÒNG TRONG
MẠNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
Tính toán chọn điểm mở tối ưu được tính toán bằng công cụ
TOPO cho từng mạch vòng có triển vọng giảm tổn thất hiện có trên
lưới điện phân phối phía nam thành phố Nha Trang. Cụ thể gồm các
mạch như sau:
- Tuyến 475-ETT và xuất tuyến 479-EBT. Kết quả thuật toán
TOPO cho thấy điểm mở tối ưu về tổn thất điện năng là tại CDPĐ
477-E27/81 và CDLL 479-EBT-477-E27/63-11.
- Tuyến 479-ETT và xuất tuyến 471-EBT. Kết quả phân tích

cho thất điểm mở tối ưu về tổn thất là tại CD PĐ 471-EBT/51.
- Tuyến 477-ETT và tuyến 477-EBT. Kết quả phân tích cho
thất điểm mở tối ưu về tổn thất là tại CD PĐ 476-F5D/92.
- Tuyến 473-477-E27. Kết quả phân tích cho thất điểm mở tối
ưu về tổn thất là tại CD NR 473-E27/25.
- Tuyến 479-481-EBT. Kết quả phân tích cho thất điểm mở tối
ưu về tổn thất là tại CD NR 481-EBT/52.


19
4.2. VẬN HÀNH HỢP LÝ TỤ BÙ TRONG MẠNG ĐIỆN
PHÂN PHỐI
Với hệ số công suất cosφ lớn hơn 0.97 tại mọi thời điểm trong
ngày thì lưới điện không cần bù kinh tế nữa. Như vậy chỉ cần vận
hành hợp lý hệ thống tụ bù hiện hữu trên lưới điện nhằm đạt được
các tiêu chí vận hành lưới điện. Với hiện trạng của trào ưu công suất
phản kháng các xuất tuyến, việc vận hành các tụ bù hiện hữu
như sau:
Bảng 4.4. Hiện trạng các giàn tụ bù trên lưới điện và phương án vận
hành tối ưu

STT

Xuất
tuyến

Vị trí tụ bù
hiện cô lập

Công xuất phản kháng

nhánh trước tụ (ở chế
độ CĐS)

Phương án
vận hành

1

477E27

477-E27/2417

295MVAr

Đóng giàn
tụ

2

485E27

485-E27/113

700kVAr

485-E27/58

333kVAr

3

4

5

473ETT
475ETT

477ETT

477-E27/75

146kVA

477-478E27/51

736kVAr

478E27/99A

197kVAr

475-EBT476F5D/101

477kVAr

Đóng cả
hai giàn tụ
Đóng giàn
giàn tụ

Đóng cả
hai giàn tụ

Đóng giàn
tụ


20

Bảng 4.5. Kết quả tính toán tổn thất điện năng sau khi lựa chọn điểm mở tối ưu và tối ưu việc vận hành các tụ ù
CĐS
Trạm Tuyến
479
471
472
473
E27
474
477
478
485
471
473
475
ETT
477
479
481
475
481

477
EBT
479
473
471
Tổng
Tỷ lệ (%)

P
(MW)
4.657
5.970
6.406
5.311
6.098
4.780
0.437
5.801
1.832
2.501
4.390
3.869
3.532
5.800
6.939
4.916
5.045
3.975
2.918
2.367

87.544

∆P
(kW)
39.494
59.736
61.527
55.45
83.361
53.819
46.832
56.56
0.068
0.479
0.886
10.306
8.535
33.668
153.72
95.247
94.855
48.113
29.524
22.552
954.732
1.09

TD
P
(MW)

3.563
3.680
3.470
3.681
4.301
3.661
0.354
4.539
1.480
1.673
3.387
2.388
1.79
3.908
5.451
4.02
3.16
2.354
2.296
1.404
60.56

BTS

∆P
P
∆P
(kW)
(MW)
(kW)

24.463
4.064
30.064
24.573
5.123
43.214
24.417
5.441
44.612
30.945
4.653
42.598
46.500
5.291
63.227
33.117
4.172
41.123
28.14
0.384
35.441
35.156
5.113
44.031
0.044
1.605
0.052
0.214
2.125
0.344

0.525
3.832
0.673
3.866
3.265
7.295
2.18
2.972
6.032
14.844
5.048
25.164
96.923
6.198
122.746
54.943
4.467
74.799
41.819
4.231
67.750
19.447
3.304
34.023
19.042
2.599
23.607
8.764
1.968
15.656

509.922 75.855 722.451
0.84
0.95
Tổng tổn thất (KWh)
Tỉ lệ tổn thất (%)

BTC
P
(MW)
4.428
5.629
5.982
5.349
5.862
4.644
0.417
5.820
1.764
2.494
4.173
3.880
3.251
5.803
7.330
5.416
5.077
4.097
3.050
2.418
86.884

∆P
(kW)
35.586
51.408
54.158
54.801
79.827
50.978
41.796
57.802
0.063
0.476
0.800
10.362
7.226
33.694
172.141
112.603
94.768
46.492
32.770
23.459
961.21
1.11

CDT
P
(MW)
5.087

5.622
5.511
5.441
6.271
4.957
0.499
6.436
2.068
2.252
4.831
3.19
2.883
5.732
7.869
5.817
4.263
3.107
3.278
1.857
86.971

∆P
(kW)
49.906
53.495
53.787
64.366
95.340
61.449
56.722

70.820
0.087
0.388
1.075
6.958
5.685
31.688
202.287
112.88
77.142
38.099
39.066
15.787
1037.027
1.19

BTT
∆P
(kW)
48.576
50.985
50.974
62.732
93.768
62.389
56.190
70.235
0.088
0.418
1.060

7.539
5.078
30.764
197.639
111.521
81.905
39.444
39.291
17.358
1027.954
1.19
19396.12
1.03867

P
(MW)
5.049
5.415
5.223
5.315
6.174
5.019
0.497
6.415
2.075
2.334
4.797
3.318
2.725
5.627

7.773
5.716
4.464
3.319
3.253
1.979
86.487


21
4.3. ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
CUNG CẤP ĐIỆN TRONG VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI
Sau khi lựa chọn được kết lưới phù hợp, kết quả độ tin cậy của
các xuất tuyến trước và sau khi tách tuyến được tính toán cụ thể bằng
chương trình MATHLAB.
Từ các kết quả tính ngắn mạch có thể dễ dàng nhận thấy độ tin
cậy cung cấp điện của các xuất tuyến được đấu nối với trạm ETT đề
được cải thiện rất đáng kể. Đây là một trong những nhân tố quyết
định giúp KHPC đạt được những chỉ tiêu do EVN CPC giao trong
những năm đến.


22
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Lưới điện phân phối giữ một vai trò quan trọng trong khâu
phân phối điện năng. Để đảm bảo LĐPP vận hành tin cậy, chất lượng
và đạt hiệu quả cao là một vấn đề luôn được quan tâm bởi các tổ
chức, cá nhân làm công tác quản lý và vận hành LĐPP
Đề tài ”Nghiên cứu lựa chọn cấu trúc tối ưu lưới điện phân

phối phía nam thành phố Nha Trang” nhằm mục đích nghiên cứu,
tính toán, lựa chọn các phương án và đề xuất giải pháp vận hành hợp
lý lưới điện phân phối phía nam thành phố Nha Trang sau khi đóng
điện vận hành trạm 110kV Trung tâm Nha Trang. Kết quả nghiên
cứu của đề tài đạt được như sau:
- Về mặt lý thuyết: Đã nghiên cứu tổng quan về các vấn đề vận
hành lưới điện phân phối để làm cơ sở cho việc tính toán vận hành
hợp lý lưới điện.
- Nghiên cứu và sử dụng được phần mềm PSS/ADEPT dùng
trong tính toán lưới điện phân phối.
- Thu thập và xử lý các số liệu phục vụ cho việc tính toán từ
thành phố Nha Trang để đưa vào phần mềm. Nghiên cứu đặc điểm
từng thành phân phụ tải tại thành phố Nha Trang và đưa ra được biểu
đồ phụ tải đặc trưng cho từng loại phụ tải để áp dụng cho tính toán
trong PSS/ADEPT.
- Từ hiện trạng lưới điện và dự án xây dựng trạm 110kV
Trung tâm Nha Trang đã đề xuất các phương án kết lưới khả thi.
Tính toán, khảo sát và so sánh các phương án kết lưới để lựa chọn
được phương án kết lưới hợp lý. Phương pháp là từ hiện trạng lưới
điện đề xuất và tính toán, so sánh các phương án khả thi để lựa chọn
phương án hợp lý. Sau đó tính toán hoàn thiện cấu trúc lưới điện


23
bằng bài toán lựa chọn điểm mở tối ưu, vận hành hợp lý hệ thống tụ
bù và tính toán độ tin cậy lưới điện.
- Hợp lý hóa lưới điện sau khi đưa trạm 110kV Trung tâm
Nha Trang vào vận hành trên các tiêu chí:
o Đảm bảo các thông số vận hành trong giới hạn cho phép.
o Giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối. Tính toán

được phân bố công suất trên các nhánh cũng như điện áp tại
các nút của lưới điện phân phối phía nam thành phố Nha Trang và
xác định được tổn thất công suất trên lưới với các phương thức vận
hành. Trên cơ sở đó có hướng đề xuất giải pháp vận hành để hạn chế
tổn thất công suất trên lưới.
o Tính toán vận hành hợp lý các giàn tụ bù hiện có trên lưới
điện nhằm giảm thiểu được tổn thất điện năng trên lưới điện đồng
thời đáp ứng được các yêu cầu về vận hành lưới điện phân phối của
EVN CPC.
o Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho các khách hàng trong
khu vực. Tính toán sơ bộ các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện cho
khách hàng của một số xuất tuyến khi đưa trạm 110kV Trung tâm
Nha Trang vào vận hành.
Qua kết quả nghiên cứu của đề tài, có những kiến nghị như sau:
- Thực hiện công tác thi công trạm 110kV Trung tâm Nha
Trang đúng tiến độ và đóng điện vận hành trạm trong năm 2018.
Cùng với việc đóng điện, đề nghị xây dựng 06 đường cáp ngầm đấu
nối với lưới điện hiện hữu để khai thác tốt tác dụng của Trạm trong
việc giảm tổn thất, nâng cao chất lượng điện năng và độ tin cậy cung
cấp điện cho khách hàng.
- Hiện Trung tâm Đô thị - Dịch vụ - Tài chính- Du lịch Nha
Trang đang trong quá trình xây dựng. KHPC cần bám sát quy hoạch
của nhà đầu tư để có những kiến nghị về việc xây dựng lưới điện