Tính toán, đề xuất các giải pháp vận hành nhằm nâng cao độ tin cậy cho lưới điện phân phối khánh hòa

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

,

HÀ THANH VINH

TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
VẬN HÀNH NHẰM NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHÁNH HÒA

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: PGS.TS. NGÔ VĂN DƯỠNG

Phản biện 1: TS. TRẦN TẤN VINH

Phản biện 2: GS.TS. NGUYỄN HỒNG ANH

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 11 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
Độ tin cậy là một trong những chỉ tiêu cơ bản để đánh giá khả
năng quản lý, vận hành hệ thống điện , các phần tử trong hệ thống
điện là máy phát điện, MBA, đường dây...Nhiệm vụ của HTĐ là sản
xuất, truyền tải và phân phối điện năng đến các phụ tải. Điện năng
phải đảm bảo các chỉ tiêu chất lượng như điện áp, tần số, và độ tin
cậy theo quy định của ngành Điện.
Hiện nay, lưới điện phân phối tỉnh Khánh Hòa nói riêng và cả
nước nói chung được thiết kế theo cấu trúc mạch kín vận hành hở.
Với cấu trúc như vậy, việc thực hiện các thao tác chuyển tải, khôi
phục lưới điện sau chuyển tải hầu như đều dẫn đến việc mất điện tạm
thời phụ tải. Những hạn chế này cơ bản sẽ được khắc phục khi chúng
ta thực hiện khép vòng các xuất tuyến liên lạc, bố trí thiết bị đóng cắt
hợp lý theo từng phân đoạn trên tuyến để đảm bảo cô lập phạm vi
mất điện nhỏ nhất. Mặt khác, qua các thống kê theo dõi, tốc độ phát
triển của phụ tải trong khu vực tăng nhanh so với tốc độ phát triển
của nguồn và lưới điện, vì vậy trong thời gian chờ đợi các công trình,
dự án nhằm cải thiện nguồn và lưới điện trong khu vực này được
triển khai nhằm đáp ứng sự tăng trưởng của phụ tải thì nhiệm vụ
nghiên cứu, tính toán phân tích tìm phương thức vận hành hợp lý,
ứng dụng các sáng kiến, công nghệ, phần mềm mới để tối ưu hóa các

chế độ vận hành trên nền tảng cơ sở thiết bị, vật tư hiện hữu là ưu
tiên hàng đầu tại KHPC thời điểm này. Việc làm này không đòi hỏi
nhiều vốn đầu tư nhưng hiệu quả mang lại thiết thực và tức thời. Mặt
khác, từ trước đến nay, khi có sự cố xảy ra trên lưới trung thế thì
công tác tìm kiếm, cô lập vùng sự cố tốn rất nhiều thời gian và nhân
lực, đặc biệt càng khó khăn hơn đối với những sự cố nằm trên địa


2
hình phức tạp, đường dây dài, xa khu dân cư…. Từ năm 2008, Điện
lực Khánh Hòa đã ứng dụng thiết bị chỉ thị sự cố Flite 11x-SA của
hãng Schneider để thay thế cho hoạt động tìm điểm sự cố trên lưới
trung thế nhằm nâng cao độ tin cậy. Bước đầu, thiết bị đã phát huy
hiệu quả, xác định nhanh điểm sự cố. Qua đó, đã giảm nhanh thời
gian cắt điện do sự cố xảy ra. Tuy nhiên, qua thực tế triển khai thiết
bị Flite 11x-SA đã phát sinh một số nhược điểm dẫn đến sự linh hoạt
trong tùy chọn chỉ báo và tuyền tín hiệu rất thấp do thiết bị chỉ cảnh
báo bằng đèn tại chỗ nên việc tìm kiếm phải dựa vào đèn và thời gian
kéo dài. Bên cạnh đó, giá thành thiết bị khá cao, nên khả năng triển
khai trong toàn hệ thống lưới điện do Công ty quản lý rất hạn chế.
Trong năm 2015, KHPC đã nghiên cứu, chế tạo và thử nghiệm
thành công thiết bị chỉ báo sự cố trên lưới điện trung áp với nhiều
tính năng ưu việt phù hợp với mục đích quản lý của đơn vị, trên cơ
sở đó tiến hành sản xuất thử nghiệm với số lượng lớn đã lắp đặt vận
hành trên lưới điện Khánh Hòa.
Thiết bị có công năng chỉ báo chính xác vị trí sự cố, giúp cho
bộ phận chuyên trách phát hiện điểm sự cố thông qua tin nhắn cảnh
báo và hiển thị trực quan trên màn hình máy tính HMI đặt tại Phòng
Điều Độ, sớm cách ly khu vực đoạn tuyến bị sự cố ra khỏi lưới với
thời gian nhanh nhất, đồng thời nhân viên Điều độ có thông tin sớm

để điều hành cung cấp điện lại cho khách hàng, tránh mất điện kéo
dài (trước đây khi sự cố nhân viên vận hành phải đến tận hiện trường
để xác định nhánh rẽ nào bị sự cố dựa trên chỉ thị đèn cảnh báo tại
chỗ sau đó mới gọi điện về cho nhân viên Điều độ để báo cáo, điều
hành nên thời gian mất điện của khách hàng kéo dài). Bên cạnh đó,
trong năm 2016, CTy CPĐL Khánh Hòa đã chính thức đầu tư và sử
dụng phần mềm Survalent để giám sát, điều khiển thiết bị đóng cắt
tại các trạm 110 KV và các thiết bị đóng cắt trên lưới phân phối có


3
đặc tính kỹ thuật và giao thức phù hợp. Các yếu tố này là cơ sở để
tác giả thực hiện đề tài “Tính toán, đề xuất các giải pháp vận hành
nhằm nâng cao độ tin cậy cho lưới điện phân phối Khánh Hòa”
với mong muốn góp phần hoàn thành các chỉ tiêu mà KHPC đang
phấn đấu thực hiện và nâng cao độ tin cậy trong lưới điện phân phối.
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của đề tài là cấu trúc lưới,
các chế độ vận hành bình thường và xử lý sự cố trên lưới điện phân
phối tỉnh Khánh Hòa.
- Phạm vi nghiên cứu: Tập trung vào phân tích tính toán các
phương thức vận hành của lưới điện thành phố Nha Trang. Từ đó
chọn ra phương thức vận hành tối ưu và đề ra một số giải pháp nhằm
nâng cao hiệu quả trong vận hành.
3. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu
a) Mục tiêu của đề tài:
- Tính toán, phân tích để thiết lập phương thức vận hành tối ưu
trên lưới điện phân phối Khánh Hòa.
- Tính toán, lập danh mục các điểm hòa điện trên lưới điện
phân phối Khánh Hòa.

- Tính toán đề xuất các vị trí lắp đặt bộ chỉ thị cảnh báo sự cố
có tin nhắn.
b) Nhiệm vụ nghiên cứu:
- Tổng quan về hệ thống điện Khánh Hòa và chế độ vận hành
hiện tại của các xuất tuyến 22kV.
- Tính toán, phân tích các chế độ vận hành trên lưới điện phân
phối thành phố Nha Trang.
- Nghiên cứu cơ sở lý thuyết và đề xuất phương án thực hiện
thao tác khép vòng, mở vòng, hòa điện, tách lưới.


4
4. Phương pháp nghiên cứu
- Khảo sát thực tế hiện trạng các thiết bị và chế độ vận hành
trên lưới điện.
- Đo lường các thông số về thứ tự pha, đồng vị pha tại các
điểm khép vòng, hòa điện dự kiến.
- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT 5.0 để tính toán phân tích
các chế độ vận hành của lưới điện.
5. Bố cục
CHƯƠNG 1: Tổng quan về lưới điện tỉnh Khánh Hòa
CHƯƠNG 2: Nghiên cứu các phương pháp tính toán phân tích
các chế độ vận hành của hệ thống điện và các phần mềm tính toán.
CHƯƠNG 3: Tính toán phân tích các chế độ vận hành lưới
điện phân phối thành phố Nha Trang.
CHƯƠNG 4: Tính toán đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin
cậy trong vận hành lưới điện phân phối Khánh Hòa.
NỘI DUNG LUẬN VĂN

5
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH KHÁNH HÒA
1.1. GIỚI THIỆU ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN ĐỊA LÝ, KINH TẾ
XÃ HỘI TỈNH KHÁNH HÒA
1.1.1. Đặc điểm tự nhiên địa lý tỉnh Khánh Hòa
1.1.2. Đặc điểm kinh tế xã hội tỉnh Khánh Hòa
1.1.3. Dự báo phát triển kinh tế-xã hội tỉnh Khánh Hòa đến năm
2020 và tầm nhìn đến năm 2035
1.2. GIỚI THIỆU HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG ĐIỆN TỈNH
KHÁNH HÒA
1.2.1. Giới thiệu Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa
1.2.1.1. Cơ cấu tổ chức
Điện lực Khánh Hòa là doanh nghiệp nhà nước trực thuộc
Tổng công ty Điện lực miền Trung, lĩnh vực kinh doanh chính là
hoạt động sản xuất, kinh doanh điện năng trên địa bàn tỉnh Khánh
Hòa. Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa chính thức đi vào hoạt
động từ ngày 01/7/2005 trên cơ sở được thành lập theo quyết định số
161/2004/QĐ-BCN ngày 06/12/2004 của Bộ Công nghiệp về việc
chuyển Điện lực Khánh Hòa thuộc Tổng công ty Điện lực miền
Trung thành Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa.
1.2.1.2. Lĩnh vực sản xuất kinh doanh
1.2.2. Hiện trạng hệ thống điện tỉnh Khánh Hòa
Hiện tại Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa quản lý vận
hành hệ thống điện từ cấp điện áp 110 kV trở xuống trên địa bàn tỉnh
Khánh Hòa.
1.2.2.1. Tình hình nguồn điện
1.2.2.2. Tình hình lưới điện
a. Lưới điện 110 kV.

6
Công ty đang quản lý hệ thống lưới điện 110kV với có tổng
chiều dài tổng cộng là 345,43km và 11 TBA với tổng công suất
502MVA gồm: Vạn Giã, Ninh Hòa, Đồng Đế, Mã Vòng, Diên
Khánh, Suối Dầu, Bán đảo, Cam Ranh, Ninh Thủy, Bình Tân, Nam
Cam Ranh.
- Có 02 trạm thuộc tài sản của khách hàng là Vinashin và Dệt
Nha Trang với tổng công suất 60MVA.
- Số liệu chủ yếu về khối lượng lưới điện 110kV trên địa bàn
tỉnh Khánh Hòa như sau:
Bảng 1.1. Khối lượng lưới điện 110 kV
Đường
Số
Dung
dây
Stt Tên khu vực
TBA
lượng
Ghi chú
110kV
110kV
(MVA)
(km)
1
Khánh Hòa
345,43
13
562
b. Lưới điện trung áp.

- Cuối năm 2016, Công ty đã cải tạo chuyển đổi lưới điện có
cấp điện áp 35 kV, 15 kV vận hành sang 22kV đối với khu vực lưới
điện huyện Khánh Vĩnh, Vạn Ninh, Cam Ranh. Hiện nay, lưới điện
trung áp tỉnh Khánh Hòa vận hành chủ yếu ở cấp điện áp 22kV.
- Tốc độ tăng trưởng phụn tải bình quân trong hai năm 2015,
2016 đạt 10%, trong đó một số khu vực có tốc độ tăng trưởng phụ tải
trên 10% cần phải đầu tư nguồn, lưới điện để đáp ứng trong giai
đoạn đến năm 2020 như: thành phố Nha Trang, Cam Ranh, Bán đảo
Cam Ranh.
1.2.2.3. Tình hình phụ tải
a.Tình hình mang tải đường dây
b.Tình hình mang tải các Trạm biến áp.


7
Trong năm 2016 một số trạm 110kV đã vận hành đầy tải hoặc
xấp xỉ đầy tải 100% (như EVG, EBT, T1, T2 E28, E32), buộc phải
kết lưới vận hành theo phương thức không cơ bản kéo dài tại khu
vực Vĩnh Nguyên, Trung tâm, Vĩnh Hải.
Bảng 1.4. Tăng trưởng phụ tải qua các năm từ 2013 đến 2016
Chỉ tiêu/ năm
2013
2014
2015
2016
Pmax (MW)
221
273
298
325

Tốc độ tăng (%)
23,53
9,16
9,06
Điện nhận lưới (tỷ kWh)
1,436
1,644 1,821 1,967
Điện thương phẩm (tỷ kWh)
1,343
1,547 1,673 1,874
Tốc độ tăng ĐTP hàng năm
5,85
15,21 11,35
8,81
(%)
Tmax từng năm (h)
6.498
6.022 6.111 6.052
Tốc độ tăng Pmax giai đoạn
47
2013-2016(%)
Tốc độ tăng ĐTP giai đoạn
40
2013-2016(%)
Dự kiến tốc độ tăng giai đoạn
40
năm 2017-2020 (%)
1.3 . GIỚI THIỆU LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC THÀNH PHỐ NHA
TRANG
1.3.1. Nguồn và phụ tải

Lưới điện trung áp TP Nha Trang nhận nguồn từ một TBA
110kV- E27 với công suất là: (63 + 63) MVAvà trạm 110 kV E.Bình
Tân với công suất 40 MVA. Hiện nay, tình trạng mang tải của trạm
E27 và trạm E.Bình Tân đạt ở mức ổn định từ 60 – 90%.
Ngoài nguồn điện từ trạm E27 và E.Bình Tân thì tại các xuất
tuyến trung áp đều có liên lạc với các TBA 110kV lân cận như E29;
E31; E32.
a. Trạm 110kV Mã Vòng có các xuất tuyến sau:


8
Tuyến 471, 472, 473, 474, 475, 476, 477, 478, 479, 480, 482,
484, 485.
b. Trạm 110kV Bình Tân (EBT) có các xuất tuyến 22kV như
sau:
Trạm EBT cấp điện cho khu vực phía tây nam và nam sân bay
Nha Trang qua các xuất tuyến: 471, 473, 475, 477, 479, 481.
Khu vực trung tâm thành phố Nha Trang chiếm 1 tỷ trọng sản
lượng rất lớn trong toàn KHPC, bên cạnh đó, qua theo dõi tốc độ
phát triển của phụ tải của khu vực này tăng nhanh so với tốc độ phát
triển nguồn và lưới điện, vì vậy trong thời gian chờ đợi các công
trình, dự án nhằm cải thiện nguồn và lưới điện trong khu vực này
được triển khai nhằm đáp ứng sự tăng trưởng của phụ tải thì nhiệm
vụ nghiên cứu, ứng dụng các sáng kiến, công nghệ mới để tối ưu hóa
các chế độ vận hành trên nền tảng cơ sở thiết bị, vật tư hiện hữu là
ưu tiên hàng đầu tại KHPC thời điểm này.
1.3.2. Giới thiệu một số thiết bị đang sử dụng trên lưới điện
Khánh Hòa
1.4. KẾT LUẬN CHƯƠNG 1.

9
CHƯƠNG 2
NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN PHÂN
TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ
CÁC PHẦN MỀM TÍNH TOÁN
2.1. GIỚI THIỆU CHUNG
2.2. CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH PHÂN BỐ CÔNG SUẤT
TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
2.2.1. Tính toán phân bố công suất bằng phương pháp lặp Gauss
– Seidel
2.2.2. Tính toán phân bố công suất bằng phường pháp lặp
Newton-Raphson
2.3. CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN THÔNG SỐ VẬN
HÀNH
2.3.1. Các phương pháp xác định phụ tải tải tính toán
Theo [1], [3] và [5], các phương pháp xác định phụ tải tính
toán thường được áp dụng là:
a. Phương pháp 1: Tính theo công suất đặt Pđ và hệ số nhu
cầu Knc.
b. Phương pháp 2: Xác định phụ tải tính toán theo lượng điện
năng tiêu thụ.
c. Phương pháp 3: Xác định phụ tải cực đại theo
phương pháp hệ số cực đại Kmax và công suất trung bình Ptb.
d. Phương pháp xây dựng đồ thị phụ tải đặc trưng
2.3.2. Các phương pháp tính toán tổn thất công suất và tổn thất
điện năng trong hệ thống cung cấp điện
Theo [4], TTTĐN trong mạng phân phối được xác định theo
công thức sau:

10
t

A 3R I t2 .dt

(2.1)

o

Trong phần này chúng ta trình bày những phương pháp tính
toán TTĐN của mạng lưới thường được sử dụng.
a. Phương pháp tích phân đồ thị
b. Phương pháp dòng điện trung bình bình phương
c. Phương pháp thời gian tổn thất
d. Phương pháp đường cong tổn thất
2.4. CÁC PHẦN MỀM, TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH TRONG HỆ
THỐNG ĐIỆN
2.4.1. Phần mềm Power World
2.4.2. Phần mềm CONUS
2.4.3. Phần mềm PSS/ADEPT
2.4.3.1. Giới thiệu chung về PSS/ADEPT 5.0
PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution
Engineering Productivity Tool) là phần mềm tính toán và phân tích
lưới điện phân phối được xây dựng và phát triển bởi nhóm phần
mềm A Shaw Group Company, Power Technologies International
(PTI) thuộc Siemens Power Transmission & Distribution, Inc,
PSS/ADEPT là một module trong phần mềm PSSTM.
Các tính năng chính của PSS/ADEPT 5.0 như:
Tính toán chế độ xác lập của hệ thống điện, tính toán các loại

ngắn mạch trong hệ thống điện, tính toán xác định vị trí tụ bù, tính
toán tìm điểm mở tối ưu, tính toán khởi động động cơ, tính toán mô
phỏng hoạ tần sóng hài tại các nút, tính toán phối hợp lắp đặt bảo vệ,
ính toán độ tin cậy trong hệ thống..


11
2.4.3.2. Phương pháp tính toán phân bổ công suất trong phần
mềm PSS/ADEPT 5.0
2.4.3.3. Tính toán điểm dừng tối ưu TOPO
Giải thuật của TOPO sử dụng phương pháp heuristic dựa trên
việc tối ưu phân bố công suất. Các khoá điện xem xét ban đầu phải ở
trạng thái mở nhưng khi đóng lại chúng phải tạo ra một mạch vòng
kín. Những khoá điện không tạo thành một vòng kín sẽ bị trình
TOPO loại bỏ trước khi phân tích và chương trình chỉ tính cho các
khoá điện có tạo thành mạch vòng khi đóng.

Hình 2.4. Thuật toán xác đinh cấu trúc lưới điện tối ưu TOPO


12
a. Trình tự thực hiện ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính
toán lưới điện phân phối
Bước 1: Thu thập, xử lý số liệu lưới điện.
Bước 2: Thể hiện sơ đồ lưới điện thực tế vận hành trên giao
diện đồ họa của PSS/ADEPT.
Bước 3: Thực hiện các chức năng tính toán lưới đện trên
PSS/ADEPT.
Do đặc điểm công việc và giao diện dễ sử dụng nên trong
phạm vi luận văn này tác giả sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính

toán phân tích .
b. Các thuận lợi và khó khăn trong sử dụng phần mềm
PSS/ADEPT
2.5. KẾT LUẬN.


13
CHƯƠNG 3
TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ NHA TRANG
3.1. LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ NHA TRANG
3.1.1. Đặc điểm tự nhiên xã hội thành phố Nha Trang.
Thành phố Nha Trang có diện tích tự nhiên xấp xỉ 251km2 với
dân số vào khoảng 500.000 người, toàn bộ phía đông giáp biển
Đông, phía bắc giáp huyện Ninh Hoà, phía Tây giáp huyện Diên
Khánh, phía Nam giáp huyện Cam Lâm. Nha Trang gồm 27 đơn vị
hành chính, trong đó có 19 phường nội thành. Thành phố Nha Trang
là trung tâm chính trị, kinh tế, văn hóa, khoa học kỹ thuật của tỉnh
Khánh Hòa.
3.1.2. Phương thức vận hành lưới điện phân phối thành phố Nha
Trang
Lưới điện khu vực phía nam thành phố Nha Trang do 02 điện
lực thành viên quản lý vận hành là Điện lực Trung tâm Nha trang và
điện lực Vĩnh Nguyên, lưới điện thành phố được nhận nguồn từ hệ
thống điện Quốc gia qua trạm 220 kV Nha Trang cấp cho 02 TBA
110kV- E27 vận hành song song với công suất là: (63 + 63) MVA và
trạm 110 kV E.Bình Tân với công suất 40 MVA.
3.1.2.1. Trạm 110 kV- Nha Trang ( E27)
3.1.2.2.Trạm 110 kV- E Bình Tân
Trạm 110 kV-E Bình Tân gồm 01 máy biến áp công suất đặt

là 40 MVA, cấp điện áp 115/24/11 kV cấp điện cho 06 xuất tuyến 22
kV.
Năm 2016, sản lượng điện nhận khu vực nam Nha Trang đạt
697.048.540kWh chiếm 35,1% sản lượng toàn tỉnh Khánh Hòa.


14
Kết quả thực hiện các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện năm
2016.
Bảng 3.2. Tổng hợp thực hiện chỉ tiêu độ tin cậy năm 2016

Đơn vị

KHPC
ĐL Nha
Trang
ĐLVĩnh
Nguyên

Tổng
số
khách
hàng

Mất điện
thoáng qua
Tổng
sốlần
MAIFI
mất

điện

Mất điện kéo dài
Tổng số
lần mất
điện

Tổn thời
gian mất
điện của
KH (phút)

SAIDI

SAIFI

339155

110

0,263

2.556

318.659.986

945,718

7,146

61494

17

0,324

409

40.626.436

665,184

6,979

28319

9

0,254

378

27.833.371

990,848

6,409

3.1.3. Lựa chọn mạch vòng tính toán.
Trong trong phạm của luận văn này, qua phân tích, đánh giá

dựa trên số liệu thống kê, kết lưới, tình hình phụ tải, mật độ phụ tải,
các thiết bị đóng cắt hiện hữu trên lưới, tác giả lựa chọn mạch vòng
484/E27-477/EBT đại diện để phân tích tính toán tìm phương án vận
hành tối ưu và tiến hành tính toán khép vòng.
Sau khi hoàn thiện luận văn này tác giả sẽ triển khai tính toán
trên toàn bộ lưới điện phân phối Khánh Hòa trong thời gian đến.
3.2. TÍNH TOÁN CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA TUYẾN
477-E BÌNH TÂN VÀ 484-E27
3.2.1. Mô tả chế độ và các thông số vận hành tuyến 477-E Bình
Tân và 484-E27
Mạch 477-E.Bình Tân nối vòng với mạch 484-E27, hiện nay
mạch vòng này được phân đoạn tại máy cắt 476-F5D. Các dao cách
ly liên lạc trên mạch vòng này bao gồm: DCL 477-E.BT/75 , DCL
477-E.BT/88, DCL 477-E.BT/92, DCL 484-E27/73 ( thường mở ).


15
3.2.2. Xây dựng đồ thị phụ tải đặc trung của thành phố Nha
Trang
3.2.3. Tính toán phân tích các chế độ vận hành của tuyến 477-E
Bình Tân, 484-E27
3.2.3.1. Tính toán, phân tích các chế độ vận hành bình thường
Từ dữ liệu phụ tải đã được thu thập, ta tính được tổn hao
không tải cho 2 xuất tuyến 477-E Bình tân và 484-E27 như sau:
Tuyến 477-E Bình Tân: ΔPkt = 80.605(kW), Tuyến 484-E27:
ΔPkt = 48.136 (kW)
Các số liệu thông số hệ thống của tuyến 477-E Bình Tân thể
hiện ở phụ lục 3.1 và của tuyến 484-E27 ở phụ lục 3.2
Phần tính toán TTCS này được thực hiện bằng cách chạy trào
lưu công suất cho phương thức vận hành cơ bản hiện tại của 2 xuất

tuyến 477-E Bình Tân, 484-E27 ứng với 6 chế độ phụ tải lựa chọn
tính toán là cao điểm sáng, bình thường sáng, cao điểm tối, bình
thường tối, bình thường chiều và thấp điểm.
3.2.3.2. Tính toán, phân tích các chế độ sự cố
Đối với mạch vòng 477-E Bình Tân, 484-E27 khi vận hành ở
chế độ kết lưới cơ bản các CD 34, CD75, CD88, CD 92 đóng,
CDLL73 mở tổng tổn thất công suất lớn nhất của cả 2 tuyến là
368.386 KW, điện áp thấp nhất trên tuyến 477-E Bình Tân là 22183
(V) tại nút 8D324, 8D344 thuộc nhánh rẽ Hòn Rớ 477-EBT/48-1 và
Umin trên tuyến 484-E27 là 22366 (V) tại nút 6D110B thuộc nhánh
rẽ 484-E27/27-1.
- Trong trường hợp sự cố trên thanh cái 22 KV trạm E Bình
Tân .
Đối với chế độ cao điểm sáng và bình thường chiều tuyến 484E27 có thể cấp hổ trợ tuyến 477-EBT sau phân đoạn CD75 lúc này


16
Imax tại MC 484-E27 là 350 (A) và Umin là 22183 (V) tại nút
8D001 thuộc nhánh rẽ Hòn Rớ.
Ở các chế độ thấp điểm, bình thường sáng, cao điểm tối, bình
thường tối tuyến 484-E27 có thể cấp hổ trợ cho toàn tuyến 477-EBT
và chất lượng điện năng đảm bảo theo quy định.
- Trong trường hợp sự cố trên thanh cái 22 kV trạm E27.
Ở chế độ cao điểm sáng và bình thường chiều tuyến 477-EBT
có thể cấp hổ trợ 1 phần phụ tải tuyến 484-E27, lúc này lựa chọn sa
thải nhánh rẽ 484-E27/64-13 hoặc nhánh rẽ 484-E27/35. Nếu sa thải
nhánh rẽ 484-E27/64-13, Imax tại MC 477-EBT là 319 (A) và Umin
là 22237 (V) tại nút 484-E27/27-34-4, trường hợp sa thải nhánh rẽ
484-E27/35, Imax tại MC 477-EBT là 382 (A), Umin là 22042 (V)
tại nút 484-E27/27-34-4.

Ở chế độ thấp điểm, bình thường sáng, cao điểm tối và bình
thường tối 477-EBT có thể cấp hổ trợ cho toàn tuyến 484-E27 lúc
này Imax là 386 ( A), Umin là 21950 ( V) tại nút 484-E27/27-34-1.
3.4. KẾT LUẬN CHƯƠNG 3


17
CHƯƠNG 4
TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY TRONG VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI KHÁNH HÒA
4.1. MỞ ĐẦU
4.2. CÁC CHỈ SỐ VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
4.2.1. Các định nghĩa
Hiện nay độ tin cậy cung cấp điện trên lưới phân phối được
đánh giá qua các chỉ số cơ bản sau:
- Chỉ số về thời gian mất điện lâu dài trung bình của 1 khách
hàng trong 1 năm (System Average Interruption Duration Index SAIDI);
- Thời gian mất điện trung bình của hệ thống, SAIDI (System
average interruption duration index.
- Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của 1 khách
hàng trong 1 năm (Momentary Average Interruption Frequency
Index - MAIFI).
Ở đây i là cường độ mất điện, Ti là thời gian mất điện trung
bình hàng năm, Ni: Là tổng số khách hàng khảo sát.
4.2.2. Các biện pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện
a. Các biện pháp kỹ thuật.
b. Các biện pháp tổ chức.
Trong chương này luận văn tính toán xác định phương thức
vận hành tối ưu cho mạch vòng 477-EBT và 484-E27, dựa vào các

số liệu thống kê, theo dõi tình hình sự cố của KHPC trong năm 2016,
kết hợp đặc điểm địa hình, thiết bị hiện hữu, phân bố phụ tải để lựa
chọn một số vị trí lắp đặt đèn báo sự cố có tin nhắn và tính toán đánh
giá hiệu quả của nó.


18
4.3. XÁC ĐỊNH ĐIỂM MỞ TỐI ƯU TRONG MẠCH VÒNG
477-EBT VÀ 484-E27
Để có thể xác định được điểm mở hợp lý giữa các nguồn với
nhau, tác giả thực hiện áp dụng bài toán TOPO cho 2 xuất tuyến 477EBT và 484-E27 dựa trên giải thuật như đã trình bày ở chương 2.
Theo đó, sẽ thực hiện TOPO cho 6 chế độ được lựa chọn của biểu đồ
phụ tải.
4.3.1. Kết quả thực hiện bài toán TOPO
Trong quá trình thực hiện chạy điểm mở tối ưu mạch vòng
477-EBT và 484-E27, hầu hết TOPO hội tụ và cho kết quả sau 4
vòng lặp cho tất cả các vị trí đóng cắt (switch, recloser, LBS…) để
tìm tổng tổn thất trên lưới là thấp nhất. Kết quả xuất ra từ
PSS/ADEPT ứng với 6 chế độ thì chỉ có chế độ thấp điểm, điểm mở
tối ưu trong mạch vòng 477-EBT, 484-E27 là tại CD 484-E27/73, ở
5 chế độ còn lại đều xác định điểm mở tối ưu tại CD 477-EBT/92.
Kết quả thực hiện TOPO đối với 477-EBT và 484-E27 ứng với
6 chế độ tính toán của biểu đồ phụ tải điển hình đã chỉ ra vị trí đặt
thiết bị đóng cắt có sự thay đổi so với phương án hiện tại, cụ thể CD
477-EBT/92 mở ( kết lưới hiện tại 484-E27/73 mở , DC CD 477EBT/92 đóng).
4.3.2. Tính toán phương án vận hành dựa trên kết quả TOPO
Để xác định vị trí các điểm mở giữa các xuất tuyến mang tính
tối ưu sau quá trình áp dụng bài toán TOPO dựa trên biểu đồ phụ tải
điển hình, ta tiến hành so sánh giá trị tổn thất mang lại từ sự thay đổi
điểm mở tại các thời điểm tương ứng. Mục đích của việc làm này để

thống nhất phương thức vận hành của các điểm mở nhằm xác định
phương án kết lưới cho mạng hình tia thành phố Nha Trang.
Tính toán tổn thất các xuất tuyến liên quan đến các điểm mở


19
Ta sẽ thực hiện trích xuất phần tổn thất chênh lệch do chuyển
đổi tải giữa các xuất tuyến này ở các thời điểm thay đổi tương ứng để
xác định hiệu quả giảm tổn thất.
Nhận xét về sự thay đổi điểm mở như sau:
- Sau giải thuật với 4 lần chạy TOPO ứng với từng chế độ lựa
chọn tính toán, lúc này tuyến 484-E27 sẽ cấp cho 477-EBT đến dao
cách ly 477-EBT/92.
- Qua tính toán, nếu chúng ta vận hành theo phương thức cơ
bản tối ưu (Ứng với điểm mở tại CD 477-EBT/92) thì hiệu quả đem
lại sẽ tốt hơn. Trong đó, tổng tổn thất công suất trên 2 xuất tuyến
477-EBT và 484-E27 trước khi chọn tối ưu là 238,71 kW và sau khi
chọn tối ưu là 230,216 kW.
- Trong tất cả các chế độ vận hành, chỉ có ở chế độ cao điểm
tối tổng tổn thất công suất tác dụng cả 2 xuất tuyến trong phương án
TOPO tăng1,456% và chế độ thấp điểm tăng 0,57% so với phương
án hiện tại, trong tất cả các thời điểm còn lại tổng tổn thất công suất
tác dụng của phương án TOPO đều giảm so với kết lưới hiện tại. (
Như bảng 4.1.).
4.4. TÍNH TOÁN KHÉP VÒNG XUẤT TUYẾN 477-EBT VÀ
484-E27
4.4.1. Sơ đồ tính toán phân bố công suất
Trong phạm vi phương án, tính toán khép vòng 2 đường dây
484/E27 và 477/EBT tại 01 vị trí: MC 476/F5D, ở chế độ cao điểm
sáng, điện áp tại thanh cái C41-EBT và C41-E27 giữ 23,1 (kV).

4.4.2. Tính toán phân bố công suất, điện áp, góc pha ở chế đô vận
hành kín
Sau khi chạy phân bố công suất trong mạch kín 477-EBT-484E27 phân bổ điện áp tại các nút và dòng điện trên các nhánh xuất ra
từ PSS/ADEPT.


20
Nhận xét:
- Dòng điện xác lập qua MC 476/F5D khi hòa có biên độ là
47 A, dòng điện Imax tại MC 484/E27 là 241 A,và tại MC 477/EBT
là 165 .
- Các xuất tuyến không bị quá tải khi hòa điện Imax= 241 (A)
tại MC 484-E27.
- Điện áp thấp nhất khi hòa là 22,796 kV tại nút 5D651, các
giá trị biên độ góc pha đảm bảo theo quy định vận hành.
4.4.3. Xử l‎ý các bất thường trong quá trình hòa điện, khép vòng
4.5. LỰA CHỌN CÁC VỊ TRÍ LẮP ĐẶT ĐÈN SỰ CỐ CÓ BÁO
TIN NHẮN
4.5.1. Giới thiệu đèn chỉ thị sự cố có báo tin nhắn SMS
4.5.1.1.Cấu tạo
4.5.1.2. Lựa chọn ví trí đặt đèn sự cố và thao tác xa
Tiêu chí lựa chọn vị trí đăt đèn sự cố thiết bị thao tác xa.
- Các vị trí có sẵn thiết bị đóng cắt đang hiện hữu trên lưới có
đáp ứng đầy đủ các yêu cầu kỹ thuật có thể thực hiện thao tác xa.
- Các vị trí trên các xuất tuyến có địa hình phức tạp, khoảng cách
xa, việc di chuyển để tìm kiếm cô lập điểm sự cố mất nhiều thời gian.
- Các xuất tuyến có hành lang tuyến phức tạp, tậng trung nhiều
dự án, công trình xây dựng.
- Các xuất tuyến có tần suất sự cố cao.
4.5.2. Tính toán chỉ số SAIDI, sản lượng trước và sau khi thực

hiện thao xa dựa vào chỉ thị của đèn báo sự cố
a. Tính chỉ số SAIDI .
b.Tính toán sản lượng.
4.5.3. Tính toán chỉ số SAIDI giảm khi thực hiện khép vòng
477-EBT và 484-E27
a. Tính chỉ số SAIDI.
4.6. KẾT LUẬN.


21
KẾT LUẬN
Lưới điện phân phối đóng một vai trò quan trọng trong việc
cung cấp điện liên tục, góp phần ổn định chính trị, phát triển kinh tế
của một địa phương nói riêng và một quốc gia nói chung. Việc cung
cấp điện liên tục, đảm bảo chất lượng điện năng đối với lưới phân
phối luôn được đặt lên hàng đầu và để đạt được các mục tiêu đó vấn
đề tính toán lựa chọn phương thức vận hành hợp lý là một việc làm
hết sức cần thiết.
Với sự trợ giúp của chương trình tính toán lưới điện phân phối
PSS/ADEPT, luận văn đã chỉ ra được phương thức kết lưới hiện tại
có tổn thất thấp nhất. Thêm vào đó, qua tính toán, luận văn cũng đưa
ra được các phương thức vận hành khi sự cố, tính toán khép vòng khi
chuyển tải công tác để tổn thất công suất, tổn thất điện năng, thời
gian và phạm vi mất điện trong mạng là nhỏ nhất đảm bảo điện áp
các nút, dòng trên các nhánh nằm trong một giới hạn cho phép để có
cơ sở chuyển đổi thích hợp. Số liệu tính toán là cơ sở lý luận chứng
minh sự cần thiết phải xây dựng những phương án thích hợp ứng với
các tình huống xảy ra trong thực tế vận hành lưới điện.
Do điều kiện khả năng và thời gian có hạn nên bước đầu đề tài
chỉ lựa chọn tính toán cho mạch vòng 477-E Bình Tân và 484-E27.

Tuy nhiên việc cập nhật, xây dựng được bộ số liệu lưới điện tương
đối đầy đủ sẽ những là điều kiện thuận lợi cho tác giả thực hiện
những công việc tính toán tiếp theo trong công tác sau này tại đơn vị.
Các đề xuất và kiến nghị:
Để việc triển khai đóng khép vòng các xuất tuyến trung áp và
khai thác hiệu quả các tính năng của phần mềm Survalent, các công
trình nghiên cứu, thử nghiệm và vận hành hệ thống đèn báo sự cố có
tin nhắn…tác giả xin kiến nghị một số nội dung:


22
- Nhanh chóng triển khai công trình cải tạo, thay dây dẫn trục
chính như phương án đã được phê duyệt.
- Lắp bổ sung các LBS kín đủ điều kiện thao tác khép vòng tại
các CD 477-E27-479-EBT/81, CD 477-EBT/92, CD 473-E24-475ENT/104-1, CD 471-E24-471-E31/229.
- Hiện nay trên tuyến 473-E24, 473-E24 đã lắp đặt một số CD
phân đoạn như CD 11, 19, 107. Để việc đóng khép vòng cũng như
tách từng phân đoạn ra khỏi lưới được thuận tiện, để nghị lắp bổ
sung một số LBS cho một số CD như nêu trên.
- Khả năng mang tải của xuất tuyến 471-E31 hiện nay rất hạn
chế do đoạn dây đầu nguồn chỉ là dây AC 120mm2. Cần có phương
án nâng tiết diện dây dẫn để tăng cường khả năng mang tải của xuất
tuyến này.
- Trên trục chính của xuất tuyến 471-E24 hiện đang còn dùng
dây AC70, AC 95 đề nghị tạo thành dây AC 185 để nâng cao khả
năng tải, hỗ trợ tốt cho các tuyến khác khi chuyển lưới.
- Tuyến 475-E.Ninh Thủy đoạn liên lạc với tuyến 473-E24
vẫn còn sử dụng dây AC 95, đề nghị tạo thành dây AC 185 để nâng
cao khả năng tải, hỗ trợ tốt cho các tuyến khác khi chuyển lưới.
- Kiến nghị các đơn vị triển khai kiểm tra đồng vị pha tại các

điểm có khả năng khép vòng.
- Lãnh đạo Công ty có chỉ đạo nhanh chóng triển khai xây
dựng, áp dụng điều khiển xa các thiết bị đóng cắt trên lưới.
Các mạch vòng có khả năng khép giữa các trạm 110kV.
Sau khi thực hiện đóng hoà thành công xuất tuyến 484-E27477-EBT, có thể phát triển phương án đóng hoà cho các xuất tuyến
khác, cụ thể như sau:


23

STT
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.

Tuyến
479E27
472E27
478E27

478E27
477E27
482E27
477E27
477E27
471EBĐ
471EBĐ
471EBĐ
471EBĐ
473EBĐ
475E32

Với
tuyến
472-E31
474-E31
477EBT
479EBT
479EBT
477EBT
471EBT
475EBT
473EBT
475-E30
475-E30
471-E28
475-E28
473-E30

Điểm khép

Ghi chú

CD479-E27-472-E31/44
CD479-E27-472E31/41-19-1
CD 478-E27-477EBT/101
CD 472-E27-479EBT/85-2
CD 477-E27-479EBT/81
CD 482-E27-477EBT/42
CD 477-E27-471EBT/48-1
CD477-E27-475-EBT475-F5D/01
CD 471-EBĐ-473EBT/20-191
CD 471-EBĐ-475E30/71-20
CD 471-EBĐ-475E30/67-32A
CD 471-EBĐ-471E28/136
CD 475-EBĐ-475E28/209
CD 473-E30-475E32/46

Chưa có thiết bị
đóng cắt

Chưa có thiết bị
đóng cắt