Tính toán, phân tích và đề xuất giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành cho lưới 110KV của công ty cổ phần điện lực khánh hòa

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

TRẦN NAM DŨNG

TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT
GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH
CHO LƢỚI 110KV CỦA CÔNG TY CỔ PHẦN
ĐIỆN LỰC KHÁNH HỊA

Chun ngành: Kỹ Thuật Điện
Mã số: 60.52.02.02

TĨM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2017


Cơng trình đƣợc hồn thành tại
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Ngƣời hƣớng dẫn khoa học: GS.TS. Nguyễn Hồng Anh

Phản biện 1: TS. TRẦN TẤN VINH
Phản biện 2: TS. LÊ KỶ

Luận văn đã đƣợc bảo vệ trƣớc Hội đồng chấm Luận văn tốt
nghiệp thạc sĩ K thuật Điện họp tại Trƣờng Đại học Bách khoa
vào ngày 07 tháng 10 năm 2017.

Có thể tìm hiểu luận văn tại:

- Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trƣờng Đại học
Bách khoa
- Thƣ viện Khoa Điện, Trƣờng Đại học Bách khoa - ĐHĐN


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Lƣới điện 110kV Khánh Hòa với khối lƣợng 339.5km đƣờng
dây (ĐD), 11 Trạm biến áp (TBA) với tổng công suất là 502(MVA),
nguồn cung cấp từ các TBA 220kV Nha Trang 1x250MVA +
1x125MVA, 220kV Tuy Hòa 2 2x125MVA, 220kV Tháp Chàm 2
1x125MVA.
Nhà Máy Thủy điện Sơng Giang 2 (NMTDDSG2) có Pđặt
38MW, Nhà máy Thủy Điện Eakrơngru (NMTĐ Eakrơngru) Pđặt
28MW, Nhà máy Nhiệt Điện Bã Mía Ninh Hịa (NMNĐBMNH) có
Pđặt 30MW, Nhà máy đƣờng Cam Ranh Khánh Hịa, tổng cơng suất
phụ tải từ 250MW đến 340(MW).
Tuy nhiên qua các số liệu thực tế tại các TBA 110kV Khánh
Hịa nhận thấy có các vấn đề cần quan tâm nhƣ tổn thất điện năng
còn khá cao, điện áp một số nút xa nguồn giảm thấp, công suất phản
kháng của một số phụ tải là khá lớn phải huy động từ hệ thống lƣợng
CSPK không cần thiết dẫn đến tổn thất điện năng lớn.
Đối với lƣới 110kV để cải thiện đƣợc chất lƣợng vận hành thì
phải nói đến chất lƣợng điện áp tại các nút không đƣợc quá cao dẫn
đến ảnh hƣởng đến sự làm việc của thiết bị, điện áp thấp dẫn đến tổn
thất điện năng ảnh hƣởng lớn đến chi phí đầu tƣ cải tạo, nâng cấp để
nâng cao hiệu quả vận hành.
Với đặc điểm của lƣới 110kV Khánh Hịa có nhiều nguồn
cung cấp từ các nhà máy Thủy điện, Nhiệt điện có thời điểm cần huy

động lên đến 80MW nằm rãi rác các khu vực, các TBA 220kV.
Ngành điện rất quan tâm đến vấn đề điện áp tại các nút trên
lƣới điện đặc biệt các nút ở vị trí xa nguồn với các vấn đề trên Luận
văn sẽ nghiên cứu, tính tốn đề xuất giải pháp nâng cao hiệu quả vận


2
hành trên lƣới 110kV Khánh Hịa do đó chọn đề tài “TÍNH TỐN,
PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU
QUẢ VẬN HÀNH CHO LƢỚI 110KV CỦA CÔNG TY CỔ
PHẦN ĐIỆN LỰC KHÁNH HÕA”.
2. Mục đích nghiên cứu:
Cải thiện điện áp các nút tại các TBA 110kV nhằm giảm tổn
thất điện năng trên lƣới 110kV. Sử dụng phần mềm PSS/E để mơ
phỏng các bài tốn tối ƣu hóa trào lƣu cơng suất, tính tốn bài tốn
xác định vị trí đặt tụ bù tối ƣu.
3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu.
Đối tƣợng nghiên cứu của đề tài là lƣới điện 110kV của Cơng
Ty Cổ Phần Điện Lực Khánh Hịa (KHPC). Đề tài sẽ tìm hiểu,
nghiên cứu, phân tích trào lƣu công suất gây tổn thất điện năng mà
luận văn đề cập chính là điện áp của lƣới điện, cụ thể nhƣ sau: Luận
văn sẽ nghiên cứu vấn đề phân bố công suất, điện áp các nút trên lƣới
điện, trào lƣu công suất tối ƣu nhằm giảm tối đa tổn thất điện năng,
khơng đi sâu phần lý thuyết mà tìm hiểu, thu thập số liệu qua các
Báo cáo K thuật, ghi chép trong vận hành, trên trang Web thu thập
số liệu từ xa và sử dụng phần mềm chuyên dụng để phân tích, đánh
giá kết quả với thực tế thu thập đƣợc.
4. Phƣơng pháp nghiên cứu:
Tìm hiểu phần mềm PSS/E, thu thập số liệu, xây dựng sơ đồ
kết lƣới 110KV Khánh Hịa, cập nhật các thơng số nguồn, đƣờng

dây, trạm và mơ hình hóa trên phần mềm PSS/E, xử lý số liệu, mơ
phỏng tính tốn phân bố cơng suất lƣới điện 110kV Khánh Hịa.
Phân tích kết quả thu đƣợc về các thông số nút và nhánh, so
sánh đối chiếu thực tế và đề xuất ứng dụng.


3
5. Dự kiến kết quả.
Xây dựng đƣợc ứng dụng mô phỏng hệ thống lƣới điện 110kV
Khánh Hòa bằng phần mềm PSS/E, đƣa ra các kịch bản để chạy mơ
hình. Đáp ứng đƣợc các yêu cầu các vấn đề liên quan đến nâng cao
hiệu quả vận hành cho lƣới 110kV Khánh Hòa. Cải thiện điện áp tại
các các nút và phân bổ lại vị trí các tụ bù hiện nay, giảm tổn thất điện
năng lƣới điện 110kV.
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài.
Đáp ứng đƣợc các vấn đề liên quan đến nâng cao hiệu quả vận
hành giảm tổn thất điện năng trên lƣới 110kV.
7. Cấu trúc của luận văn.
CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN 110KV
KHÁNH HÒA.
CHƢƠNG 2: THAY ĐỔI ĐIỆN ÁP TRONG HỆ THỐNG
ĐIỆN.
CHƢƠNG 3: GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/E MƠ PHỎNG
HTĐ.
CHƢƠNG 4: TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH TỐI ƢU VẬN
VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN 110KV KHÁNH HÒA BẰNG
PHẦN MỀM PSS/E.


4

CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN 110KV KHÁNH HÕA
1.1. ĐẶC ĐIỂM HIỆN TRẠNG LƢỚI ĐIỆN 110KV KHÁNH
HÒA:
1.1.1. Đặc điểm nguồn cung cấp:
a. Nguồn điện từ các nhà máy điện địa phương.
Bảng 1.1: Công suất phát lên lưới điện của các nhà máy điện tại
Khánh Hòa.
Tên Nhà máy

Điện áp

CS Tác dụng

Thời gian

(MW)

phát

35kV

12 ± 27

12 Tháng

35kV

4

6 tháng mùa

(NM)
NM Thủy điện
Eakrôngru
NM Đƣờng Cam
Ranh

vụ

NM Nhiệt Điện Bã

110kV

10 ± 14

Mía Ninh Hịa
NM Thủy điện Sơng

6 tháng mùa
vụ

110kV

20 ± 37

12 Tháng

Giang 2
Đối với 2 nhà máy NM Đƣờng Cam Ranh và NM Nhiệt Điện

Bã Mía Ninh Hịa thời gian phát lên lƣới điện khơng liên tục qua
theo dõi trong vận hành thì thời gian phát từ tháng 01 đến tháng 06
hàng năm.
Đối với 02 Nhà máy Thủy Điện thời gian cung cấp tƣơng đối
ổn định, tuy nhiên nguồn NMTĐ Sông Giang 2 sử dụng đƣờng dây
mạch đơn nên không phát huy sự ổn định nguồn cung cấp nhƣ sự cố


5
đƣờng dây đến TBA 110kV Diên Khánh dẫn đến TBA 220kV đầy
tải có thể giảm điện áp phía 110kV.
b. Nguồn điện từ các TBA 220kV cung cấp cho Khánh Hòa.
Hiện nay Khánh Hịa chỉ có duy nhất 01 Trạm biến Áp 220kV
Nha Trang ( E29) cung cấp chính cho tồn bộ lƣới điện Khánh Hòa,
tuy nhiên khi cấp đến các phụ tải thì khá xa dẫn đến tổn thất cơng
suất trên đƣờng dây là khá lớn
Hơn nữa TBA 220kV Nha Trang sử dụng MBA AT1 là
125MVA, AT2 là 250MVA do đó khi sửa chữa máy AT2 thì khả
năng cung cấp cho lƣới Khánh Hịa sẽ suy giảm rất lớn có thể cắt
giảm phụ tải để đảm bảo an toàn hệ thống vì khả năng mang tải của
các đƣờng dây nối với các TBA 220kV ở Tuy Hòa 2 và Tháp Chàm
2 có giới hạn vì hiện nay phụ tải của Khánh Hịa có thời điểm lên đến
330MW, điện áp 01 số nút xa nguồn trung tâm mặt dù vẫn nằm trong
phạm vi cho phép tuy nhiên điện áp liên tục thấp sẽ gây nên tổn thất
điện năng trên lƣới sẽ lớn ảnh hƣởng trực tiếp đến phụ tải.
1.1.2. Tổng hợp số liệu đƣờng dây và TBA 110kV Khánh
Hòa.


6

7
1.2. ĐIỆN ÁP TẠI CÁC TBA 110KV CỦA KHÁNH HÒA HIỆN
NAY.
Trong đề tài “TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT
GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH CHO LƢỚI
110KV CỦA CÔNG TY CỔ PHẦN ĐIỆNLỰC KHÁNH HÕA”
Đối với lƣới điện 110kV điện áp tại các nút phụ thuộc chính vào
nguồn cung cấp nhƣ trào lƣu công suất nhƣ hƣớng nguồn nhận,
khoảng cách nguồn đến các TBA 110kV, điện áp tại đầu nguồn, các
vị trí lắp đặt tụ bù, phụ tải…
Để tìm hiểu các yếu tố trên học viên thu thập dữ liệu qua các
Báo cáo K thuật tháng của Xí Nghiệp Lƣới Điện Cao Thế, từ trang
Web thu thập dữ liệu từ xa do Công Ty Cổ Phần Điện Lực Khánh
Hịa. Qua đó phân tích, đánh giá tìm hiểu các tồn tại trong vận hành
nhƣ suy giảm điện áp, tổn thất điện năng đối với lƣới điện 110kV
phụ thuộc chính vào phƣơng thức vận hành, điện áp phía 110kV tại
các TBA 220kV cung cấp cho các TBA 110kV Khánh Hòa.
1.2.1. Điện áp tại các nút với phƣơng thức vận hành cơ
bản:.
1.2.2. Điện áp tại các nút phƣơng thức vận hành khơng cơ
bản N-1.
1.3. KẾT LUẬN
Điện áp phía 110kV tại TBA Cam Ranh và Nam Cam Ranh
có điện áp thấp nguyên nhân chủ yếu hiện nay với 02 TBA này nhận
nguồn từ TBA 220kV Tháp Chàm 2 khả năng mang tải của đƣờng
dây từ TBA Cam Ranh đến TBA 220kV Tháp Chàm 2 sử dụng dây
ACKII 150 khả năng mang tải không cao công suất khống chế 70
(MW) với chiều dài của đƣờng dây là 43 (km) công suất phụ tải của

02 TBA này 45 (MW) gây nên tổn thất điện áp, điện năng cho toàn


8
tuyến là khá lớn do đó cần cải thiện điện áp cho khu vực này cần đề
xuất năng tiết diện đƣờng dây này lên AC 300mm2 , xây dựng dƣờng
dây mạch kép, hiện nay đang triển khai xây dựng TBA 220kV tại
Cam Ranh tuy nhiên để giải quyết đƣợc điện áp thấp tại khu vực này
ít chi phí nhất cần phối với bộ OLTC tại TBA 220kV Tháp Chàm 2
hoặc tính tốn tăng thêm dung lƣợng bù để cải thiện điện áp cho khu
vực này.
Tại các nút nhƣ TBA 110kV- Ninh Hịa, TBA 110kV –
Hyunhdai-Vinashin, TBA 110kV Ninh Thủy có điện áp rất thấp khi
tách đƣờng dây từ TBA 220kV Vĩnh Phƣơng -TBA Ninh Hịa, NM
Thủy điện Eakrơngru ngừng phát nhƣ trong ngày 10/07/2017, với
khoảng cách từ TBA 220kV Tuy Hòa đến TBA 110kV Ninh Hòa
khoảng 100km và tổng phụ tải khu vực này vào giờ cao điểm lên đến
70MW do đó điện áp tại nút cuối nguồn sẽ giảm rất lớn nhƣ số liệu
chỉ cịn 102,3kV ngồi ra ở chế độ vận hành bình thƣờng vì cách xa
nguồn dẫn đến điện áp 110kV mặt dù vẫn đạt theo quy định tuy
nhiên điện áp thấp dẫn đến tổn thất điện năng trên lƣới 110kV là khá
lớn đặc biệt ảnh hƣởng trực tiếp các phụ tải phía dƣới.
Một số phụ tải tại các TBA tiêu thụ công suất phản kháng là
khá lớn nhƣ TBA Mã Vịng, Bình Tân, Đồng Đế, Suối Dầu nhƣ vậy
phải cần cung cấp đủ lƣợng phản kháng tuy nhiên khả năng cung cấp
công suất phản kháng tại chỗ là khá khiêm tốn so với phụ tải nhƣ
TBA Mã Vòng Qbù 2 (MVAr) trong khi phụ tải tiêu thụ đến 18
(MVAr), TBA Đồng Đế Qbù 1.5 (MVAr) trong khi phụ tải tiêu thụ
đến 8 (MVAr), TBA Suối Dầu Qbù 2 (MVAr) trong khi phụ tải tiêu
thụ đến 7 (MVAr), TBA Bình Tân chƣa có lắp đặt tụ bù trong khi

phụ tải tiêu thụ đến 07 (MVAr), Bắc Khánh Hịa qua số liệu thu thập
có thời điểm phụ tải cần đến 16MVAr, nhƣ vậy cần phải huy động từ


9
hệ thống dẫn đến khơng hiệu quả vì phải truyền tải lƣợng công suất
phản kháng (CSPK) không cần thiết sẽ làm tăng tổn thất điện năng
giảm khả năng mang tải nhƣ ta đã biết tổn thất điện áp phụ thuộc
chính là công suất phản kháng để giảm truyền công suất phản kháng
từ hệ thống qua phần mềm sẽ tính tốn phân bố lại cơng suất phản
kháng phù hợp từ đó đề xuất cải tạo, nâng cấp cho tất cả các TBA
110kV.
Hiện nay Khánh Hịa chỉ có duy nhất 01 Trạm biến Áp 220kV
Nha Trang (E29) cung cấp chính cho tồn bộ lƣới điện Khánh Hòa,
đối với TBA 220kV Tháp Chàm 2, Tuy Hịa 2 hỗ trợ lƣợng cơng suất
cần thiết, điện áp tại một số nút thấp nhƣ TBA Ninh Thủy, Vạn Giã,
TBA Suối Dầu, Cam Ranh, Nam Cam Ranh,...
Về sơ đồ kết lƣới 110kV Khánh Hòa, đối với đƣờng dây từ
TBA 220kV Tháp Chàm 2 đến TBA 110kV Cam Ranh ACKII 150
khả năng mang tải kém không phát huy kết nối nguồn 110kV, đƣờng
dây từ TBA 220kV Nha Trang đến TBA 110kV Ninh Hòa sử dụng
dây ACSR 185/29 khả năng mang tải khơng cao sẽ khơng phát huy
khi có u cầu truyền tải có cơng suất khi phụ tải khu vực này
khoảng 70MW đặc biệt khi cắt đƣờng dây 110KV Tuy Hòa 2, nguồn
từ các TBA 220kV là khá xa trung bình khoảng 100km từ TBA
220kV Nha Trang đến Vạn Giã và từ TBA 220kV Tuy Hòa đến TBA
110kV Ninh Hòa.
Qua các số liệu thu thập và đánh giá nhận thấy điện áp một số
khu vực xa nguồn với TBA 220kV Vĩnh Phƣơng có giá trị điện áp và
độ lệch điện áp tƣơng đối cao ảnh hƣởng đến công tác vận hành nhƣ

gây nên tổn thất điện năng một số khu vực cịn cao, ảnh hƣởng
khơng nhỏ đến cơng tác vận hành phía dƣới.
Do đó để nâng hiệu quả vận hành lƣới điện 110kV Khánh Hòa


10
học viên đề xuất giải pháp hiệu quả nhất, ít tốn kém nhất đó là sự
phối hợp duy trì điện áp phía 110kV tại các TBA 220kV Vĩnh
Phƣơng, TBA 220kV Tháp Chàm 2, TBA 220kV Tuy Hòa 2 qua
việc tối ƣu điều khiển điện áp dƣới tải OLTC và tối ƣu điều khiển
điện áp dƣới tải OLTC kết hợp với tối ƣu phân bố công suất phản
kháng tại các nút xa nguồn nhƣ Ninh Hòa, Ninh Thủy, Vạn Giã, Suối
Dầu, Cam Ranh.
Để hiểu rõ các vấn đề nêu trên học viên sẽ tìm hiều các yếu tố
liên quan gây nên tổn thất điện áp, cũng nhƣ các thiết bị điều chỉnh
điện áp, các định mức cho phép trong tiêu chuẩn chất lƣợng.


11
CHƢƠNG 2
ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN.
2.1. KHÁI NIỆM
2.1.1. Giới thiệu chung:
Bảng 2.1: Phân loại các hiện tượng liên quan đến chất lượng điện áp
theo tiêu chuẩn IEEC 1159-1995.
Loại

Dãi

Thời gian tồn

tần

tại

Biên Độ

+ Biến đổi dài hạn


Gián đoạn duy trì

>1min

0 pu



Kém điện áp

>1min

0,8÷0,9 pu



Q điện áp

>1min

1,1÷1,2 pu

+ Điện áp khơng cân bằng

Trạng thái ổn 0,5÷2%
định

2.1.2. Tiêu chuẩn độ lệch điện áp khơng bình thƣờng.
Độ lệch điện áp trên lƣới truyền tải phục vụ điều khiển trên
lƣới truyền tải không ảnh hƣởng trực tiếp đến chất lƣợng điện áp ở
hộ tiêu thụ, nhƣng độ lệch này phải bảo đảm thuận lợi cho hệ thống
điều chỉnh điện áp ở lƣới điện thấp hơn và bảo đảm an toàn cho thiệt
bị phân phối điện.
2.1.3. Tiêu chuẩn độ lệch điện áp:
Giới hạn điện áp giới hạn trên là để bảo đảm an toàn cho thiết
bị phân phối điện còn giới hạn dƣới là để đảm bảo chất lƣợng điện
áp.
Giới hạn điện áp gồm:
+ Giới hạn trên : Ở điện áp này các điều khiển phải hồn thành
trong 30 phút.
+ Giới hạn dƣới có các mức:


12


Giới hạn bình thƣờng : là giới hạn ở trạng thái báo động, là
cận dƣới của giới hạn bình thƣờng, thời gian điều chỉnh
không xác định.



Giới hạn khẩn cấp : Ở điện áp này đơn vị vận hành có 15
phút để điều khiển đƣa điện áp về mức bình thƣờng.



Giới hạn cắt phụ tải : Ở mức này phải xa thải bớt phụ tải để
nâng điện áp lên trong 05 phút.
Mỗi hệ thống điện có quy định riêng, tuy nhiên cũng khơng

khác nhau nhiều vì các thiệt bị phân phối điện đƣợc sản xuất theo
tiêu chuẩn k thuật chung, nhằm kéo dài tuổi thọ thiết bị, cũng nhƣ
đảm bảo an toàn cho thiết bị cả trên lƣới điện cũng nhƣ phụ tải.
2.2. GIẢI PHÁP ĐIỀU CHỈNH NGUỒN CÔNG SUẤT
PHẢN KHÁNG.
2.2.1. Máy phát điện:
2.2.2. Đƣờng dây trên không:
2.2.3. Cáp ngầm:
2.2.3. Máy biến áp:
2.2.4. Phụ tải:
2.2.5. Các thiết bị bù:
2.3. GIẢI PHÁP ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRÊN LƢỚI
TRUYỀN TẢI:
Có 2 lý thuyết khác nhau về điều khiển điện áp:
2.3.1. Điều khiển tập trung:
2.3.2. Điều khiển nhiều cấp:
Trong các hệ thống điện phức tạp không thể đảm bảo điều
chỉnh điện áp chỉ bằng cách tập trung (điều chỉnh điện áp máy phát
máy bù, điều chỉnh thiết bị bù tại các trạm biến áp lớn ...) mà cần

phải huy động các thiết bị bù phân tán trong lƣới điện nhƣ máy bù


13
đồng bộ, thiết bị bù tại chỗ, điều chỉnh đầu phân áp, ... Hơn thế nữa
khả năng điều chỉnh điện áp của các nhà máy điện thƣờng không đáp
ứng đƣợc yêu cầu điều chỉnh và cũng không kinh tế.
Cấp 1: là quá trình đáp ứng nhanh và tức thời các biến đổi
điện áp bằng tác động của các bộ điều chỉnh điện áp máy phát, máy
bù đồng bộ hoặc các bộ điều chỉnh điện áp dƣới tải của các MBA
nhằm giữ ổn định điện áp lƣới trong chế độ vận hành bình thƣờng
cũng nhƣ sự cố.
Cấp 2: là quá trình đáp ứng chậm hơn cấp 1 đƣợc thực hiện ở
từng vùng trong hệ thống nhằm đáp ứng các sự biến đổi chậm về độ
lệch lớn của điện áp. Để thực hiện việc điều chỉnh cấp 2, ngƣời ta
chia hệ thống thành nhiều miền, mỗi miền đặc trƣng bởi một số nút
kiểm tra điện áp. Các nút điện áp này đƣợc điều chỉnh để giữ theo
biểu đồ điện áp định trƣớc.
Cấp 3: là q trình tính tốn biểu đồ điện áp đặt cho các nút
kiểm tra. Công cụ để làm việc này là chƣơng trình tối ƣu trào lƣu
cơng suất (OPF - Optimal Power Flow).
2.4. CÁC PHƢƠNG TIỆN ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP.
Các thiết bị bù dùng để điều chỉnh điện áp đƣợc mô tả chi tiết
dƣới đây:
2.4.1. Tụ bù ngang:
2.4.2. Hệ thống bù tĩnh:
2.4.3. Điều chỉnh nấc phân áp:
Nấc phân áp máy biến áp là một trong những phƣơng tiện hữu
hiệu trong việc điều chỉnh điện áp tại mọi cấp điện áp. Phần lớn các
MBA ở cấp truyền tải đều có trang bị thiết bị tự động điều chỉnh điện

áp dƣới tải (OLTC - On Load Tap Changer). OLTC có thể điều
chỉnh tự động hoặc bằng tay.


14
Điều chỉnh nấc phân áp nhằm thay đổi trào lƣu công suất vô
công qua MBA, dẫn đến giảm tổn thất và cải thiện phân bố điện áp.
Vị trí các nấc phân áp của MBA có OLTC có thể đƣợc điều chỉnh
hàng ngày, hàng giờ, tuỳ theo yêu cầu của hệ thống. Cịn nấc phân áp
của các MBA khơng có điều áp dƣới tải cần phải đƣợc tính tốn để
có thể đáp ứng đƣợc mọi chế độ vận hành trong một khoảng thời
gian nhất định.
2.5. GIẢI PHÁP TỐI ƢU TRÀO LƢU CƠNG SUẤT:
2.5.1. Khảo sát phân bố cơng suất dùng ma trận Ybus bằng
phép lặp Gauss – Seidel:
2.5.2. Khảo sát phân bố công suất dùng ma trận Zbus bằng
phép lặp Gauss – Seidel:
2.5.3. Phân bố công suất dùng phƣơng pháp Newton –
Raphson:
2.6. KẾT LUẬN CHƢƠNG 2
Trong chƣơng 2 học viên giới thiệu phân loại các hiện tƣợng
liên quan đến chất lƣợng điện áp theo tiêu chuẩn IEEC 1159-1995,
so sánh nhƣ trong Bảng 2.1 trong chƣơng 1 nhận thấy về cơ bản điện
áp các nút nằm trong giới hạn so với điện áp danh định 1÷1.05pu, tuy
nhiên một số nút xa nguồn nhƣ Ninh Hịa, Cam Ranh, Vạn Giã vẫn
có thể cải thiện đƣợc điện áp nhƣng không đƣợc vƣợt quá 1.1pu và
điện áp giữa các nút có độ lệch vƣợt giới hạn cho phép nhƣ nút TBA
Đồng Đế và Ninh Thủy 3.4%, TBA Đồng Đế và Cam Ranh 2.5%.
Để điện áp tại các nút đƣợc nâng cao và độ lệch điện áp giữa
các nút giảm xuống trong phạm vi cho phép, luận văn đƣa ra các giải

pháp điều chỉnh công suất phản kháng từ các nút phía trung thế, điều
chỉnh điện áp từ lƣới điện truyền tải tại các TBA 220kV bằng cách
điều chỉnh điện áp thông qua bộ OLTC, để thực nghiệm đúng và


15
đánh giá chính xác học viên sẽ sử dụng phần mềm tính tốn mơ
phỏng trào lƣu cơng suất PSS/E mà hiện nay ngành điện đang sử
dụng trong cơng tác tính toán.


16
CHƢƠNG 3
GIỚI THIỆU PHẦN MỀM TÍNH TỐN TỐI ƢU TRÀO LƢU
CƠNG SUẤT PSS/E
3.1. GIỚI THIỆU
3.2. TÍNH TỐN TRONG HỆ TƢƠNG ĐỐI
3.2.1. Tính tốn trở kháng dây:
3.2.2. Máy biến áp 2 cuộn dây.
3.2.3. Máy biến áp 3 cuộn dây.
3.2.4. Thiết bị bù (kháng, tụ).
3.3. CHẠY CHƢƠNG TRÌNH PHÂN BỔ CƠNG SUẤT
3.4. KẾT LUẬN CHƢƠNG 3
Trong chƣơng này luận văn chỉ nêu các vấn đề chính về phần
mềm PSS/E để tính tốn, phân tích để áp dụng cho chƣơng sau nhƣ
giải thuật Newton-Raphson, Gauss-Seidel và ứng dụng modul OPF
trong PSS/E để so sánh các kết quả từ đó có giải pháp phù hợp nhằm
nâng cao hiệu quả vận hành.
Qua đây nhận thấy sự khác nhau chính giữa trào lƣu cơng suất
bình thƣờng Load Flow và và tối ƣu trào lƣu công suất OPF đó là đối

với bài tốn Load Flow thì tính tốn phân bố cơng suất khơng có
rang buộc nào nhƣ OPF, phần mềm sẽ chạy vài vòng là hội tụ là cho
kết quả, cịn đối với OPF thì tính tốn theo điều kiện rang buộc, ví dụ
yêu cầu phần mềm chạy phân tích phải theo tổn thất cơng suất thấp
nhất…Thì phần mềm sẽ chạy rất nhiều vòng lặp mỗi vòng sẽ điều
chỉnh các tham số máy phát, máy biến áp, tụ bù… Để sao cho tổn
thất thấp nhất.
Về sự giống nhau đó là vẫn sử dụng các giải thuật kinh điển
nhƣ Newton – Raphson và Gauss-Seidel. Do đó sau khi khai báo vào
chƣơng trình sử dụng các giải thuật nhƣ trên, chỉ cần khai báo thêm


17
các ràng buộc trong OPF của phần mềm PSS/E sẽ cho kết quả theo
yêu cầu.


18
CHƢƠNG 4
ỨNG DỤNG PSS/E VÀO TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH TỐI ƢU
VẬN HÀNH HỆ THỐNG 110KV KHÁNH HÕA.
4.1. SƠ ĐỒ THUẬT TỐN CHẠY OPF
4.2. THU THẬP SỐ LIỆU
-

Bảng 1.1: Thơng số k thuật đƣờng dây 110kV Khánh Hịa.

-

Bảng 1.2: Thơng số k thuật các TBA 110kV Khánh Hòa.

-

Bảng 4.1: Tổng hợp phụ tải tại các TBA 110kV Khánh Hịa
năm 07/2017.

-

Hình 1.2. Sơ đồ kết lƣới 110kV Khánh Hòa.

4.3. KẾT QUẢ NHẬP CHƢƠNG TRÌNH PSS/E
4.3.1. Dữ liệu thơng số các nút:
4.3.2. Dữ liệu các thông số cho nhà máy (Plant).
4.3.3. Nhập các thông số của máy phát (Machine).
4.3.4. Dữ liệu các thông số của tải (Load).
4.3.5. Dữ liệu các thông số của đƣờng dây (Branch).
4.3.6. Nhập các thông số của máy biến áp 2 cuộn dây (2
Winding).
4.3.7. Nhập các thông số của máy biến áp 3 cuộn dây (3
Winding).
4.3.8. Khai báo các vị trí bù trung áp.
4.4. KẾT QUẢ PHÂN TÍCH TỐI ƢU TRÀO LƢU CÔNG SUẤT
TRÊN PHẦN MỀM PSS/E
4.4.1: Trào lƣu công suất theo kết cấu lƣới điện 110kV hiện
tại:
-

Đƣờng dây từ TBA 110kV Cam Ranh đến TBA Bán
Đảo đang mở.

-

Đƣờng dây từ TBA 110kV Cam Ránh đến TBA Ninh


19
Hải đang mở.
-

Lựa chọn giải thuật Newton – Raphson tính tốn trào
lƣu cơng suất cho tồn lƣới điện.

4.4.2. Nhận xét:
+ Trường hợp 1: Phân bố công suất theo kết cấu lƣới điện
hiện tại.


Nút TBA 220kV Vĩnh Phƣơng sẽ là nút cân bằng
(Code 3) và cung cấp chính cho khu vực Khánh Hòa.



Nút TBA 220kV Tháp Chàm 2, Tuy Hòa 2 nút phát và
cố định công suất (Code 2).



Nút cân bằng lúc này: Nút phát tại TBA 220kV Vĩnh
Phƣơng phát PGen= 218.7MW, QGen= 17.2MVAr



TBA 220kV Vĩnh Phƣơng và TBA Tháp Chàm 2 có vị
trí nấc phân áp bằng nhau tại nấc 0.94602 pu. (Phụ lục
2)



TBA 220kV Tuy Hịa 2 có vị trí nấc phân áp là
1.04829 pu. (Phụ lục 2)



Các nấc phân áp điều áp dƣới tải cài đặt bằng tay, tổn
thất HTĐ Khánh Hòa : 5.3MW. (Phụ lục 3)



Điện áp các nút nhƣ số liệu tính tốn dƣới đây: (Phụ
lục 4), qua số liệu nhận thấy điện áp các nút nằm trong
giới hạn cho phép tuy nhiên điện áp tại các nút vẫn
cịn có thể nâng lên đƣợc từ các TBA 220kV bằng
cách điều khiển các nấc phân áp MBA phía 220kV
làm tăng/ giảm điện áp phía 110/22kV.

+ Trường hợp 2: Tính tốn OPF xem xét tìm nấc điều khiển
OLTC tối ƣu.


Nút TBA 220kV Vĩnh Phƣơng sẽ là nút cân bằng

20
(Code 3) và cung cấp chính cho khu vực Khánh Hòa.


Nút TBA 220kV Tháp Chàm 2, Tuy Hòa 2 nút phát và
cố định công suất (Code 2).



Nút cân bằng lúc này: Nút phát tại TBA 220kV Vĩnh
Phƣơng phát PGen= 218.1MW, QGen= 11.4MVAr
( Giảm công suất phát từ hệ thống PGen = 218.1MW,
QGen = 11.4MVAr).



Sau khi chạy tối ƣu điều khiển nấc phân áp TBA
220kV Vĩnh Phƣơng và TBA Tháp Chàm 2 lúc này vị
trí nấc phân áp sẽ giảm 02 nấc 0.92045 pu. (Phụ lục 5)



TBA 220kV Tuy Hòa 2 cả hai máy có vị trí nấc phân
áp mới là 0.97159 pu giảm 6 nấc (Phụ lục 5)



Tổn thất HTĐ Khánh Hòa : 4.8MW, thấp hơn trƣờng

hợp để OLTC mặt định: 0.5MW. (Phụ lục 6)



Kết quả điện áp các nút sau khi tối ƣu điều khiển
OLTC các TBA 220kV. (Phụ lục 7), điện áp các nút
được tăng lên.

+ Trường hợp 3: Tính tốn OPF xem xét tìm nấc điều khiển
OLTC tối ƣu và phân bố lại các tụ bù ngang trung áp.


Nút TBA 220kV Vĩnh Phƣơng sẽ là nút cân bằng
(Code 3) và cung cấp chính cho khu vực Khánh Hòa.



Nút TBA 220kV Tháp Chàm 2, Tuy Hòa 2 nút phát và
cố định công suất (Code 2).



Nút cân bằng lúc này: Nút phát tại TBA 220kV Vĩnh
Phƣơng phát PGen= 218MW, QGen= 10.5MVAr



Sau khi chạy tối ƣu điều khiển nấc phân áp TBA
220kV Vĩnh Phƣơng và TBA Tháp Chàm 2 lúc này vị
trí nấc phân áp sẽ giảm 02 nấc 0.92045pu. (Phụ lục 8).

21


TBA 220kV Tuy Hịa 2 máy T1 có vị trí nấc phân áp
là 0.97159 pu giảm 6 nấc. (Phụ lục 8).



TBA 220kV Tuy Hịa 2 máy T2 có vị trí nấc phân áp
là 0.96250 pu giảm 7 nấc. (Phụ lục 8).



Tổn thất HTĐ Khánh Hòa : 4.7MW, thấp hơn trƣờng
hợp để OLTC mặt định: 0.6MW. (Phụ lục 10).



Các kết quả tính tốn tối ƣu tụ bù ngang cho thấy nên
đặt tụ bù tại các thanh cái trung thế: Vạn Gĩa
(4MVAr), Ninh Thủy (4MVAr). (phụ lục 9)



Kết quả điện áp các nút sau khi tối ƣu điều khiển
OLTC các TBA 220kV: (Phụ lục 11).

4.5. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

Qua kết quả thu đƣợc từ chƣơng trình sử dụng chức năng tối
ƣu hóa các hàm mục tiêu OPF nhƣ đã phân tích số liệu trên để nâng
cao hiệu quả vận hành lƣới điện 110kV Khánh Hòa lấy chỉ tiêu nâng
cao điện áp các nút bằng cách điều khiển tối ƣu nấc phân áp MBA
220/110kV và phân bố lại tụ bù là Vạn Giã 4MVAr, Ninh Thủy
4MVAr sẽ cho kết quả điện áp tại các khu vực tƣơng đối đồng đều
và nằm trong phạm vi cho phép giảm tổn thất điện năng từ 5.3MW
tồn lƣới điện xuống cịn 4.7MW.
Trên thực tế việc điều chỉnh nấc phân áp dƣới tải tại các TBA
220/110kV thực hiện bằng tay thông qua lệnh Điều Độ viên đƣợc
phân cấp do đó để thực hiện điều chỉnh nấc phân áp dƣới tải theo
biểu đồ điện áp cung cấp cho đơn vị quản lý và vận hành hàng tuần,
nhân viên vận hành sẽ điều chỉnh nấc phân áp theo biểu đồ và cải tạo
tụ bù hiên có trên lƣới điều chuyển lắp tại TBA Vạn Giã, TBA Ninh
Thủy,…Tuy nhiên khi điều khiển từ các nhân viên vận hành có
nhƣợc điểm là phụ thuộc chủ yếu vào khả năng vận hành của các


22
nhân viên. Để hiệu quả hơn thì việc khai báo vào các thiết bị tự động
điều chỉnh điện áp sẽ lấy kết quả tính tốn của luận văn làm cơ sở
điều khiển nấc phân áp của các máy biến áp, đối với trƣờng hợp này
nhƣợc điểm đó là vấn đề thay đổi cơng suất phía phụ tải liên tục dẫn
đến nấc phân áp sẽ hoạt động liên tục theo phụ tải.
Hiện nay khu vực phía Bắc Khánh Hịa đƣờng dây cung cấp
điện từ TBA 220kV Tuy Hòa 2 đến TBA Vạn Giã là đƣờng dây có
tiết diện ACSR 240mm2 tuy nhiên đƣờng dây này thuộc đơn vị PTC3
(Công Ty Truyền tải điện 3) cho mƣợn tạm, do đó cần cải tạo đƣờng
dây cũ là ACSR185mm2 lên thành ACSR 300mm2 phù hợp với Quy
hoạch lƣới điện.

Đối với đƣờng dây 110kV từ TBA Tháp Chàm 2 đến TBA
Cam Ranh cần sớm cải tạo từ đƣờng dây cũ hoặc triển khai đƣa vào
vận hành TBA 220kV Cam Ranh sẽ cải thiện đáng kể điện áp khu
vực này vì điện áp khu vực này khá thấp và cũng nhƣ liên tục.
Ngoài ra khu vực Bắc Khánh Hịa điện áp khơng ổn định khi
có sửa chữa đƣờng dây nhƣ ĐZ 110kV của TBA 220kV Vĩnh
Phƣơng – TBA 110kV Ninh Hòa và ĐZ 110kV của TBA 220kV Tuy
Hịa 2 – TBA 110kV Vạn Giã sẽ có điện áp rất thấp. Do đó để giảm
tổn thất điện năng từ các cơng trình sửa chữa hoặc đầu tƣ, cần phải
huy động tối đa với Nhà máy Nhiệt điện Bã Mía Ninh Hịa khoảng
tháng 01 đến tháng 06 hàng năm. huy động tối đa các nhà máy Thủy
điện Eakrôngru khoảng 27MW cung cấp tại chỗ cho khu vực Bắc
Khánh Hịa.
Nghiên cứu tính tốn phối hợp chƣơng trình PSS/E cho việc
phân tích lƣới điện 110kV để đánh giá chất lƣợng quản lý vận hành.