Tính toán và đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối điện lực sơn tịnh tỉnh quảng ngãi

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN HỮU THỌ

TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC SƠN TỊNH - TỈNH QUẢNG NGÃI

Chuyên ngành: Kỹ thuật i n
Mã số: 60.52.02.02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ K THUẬT

Đà Nẵng – Năm 2018


Cơng trình được hồn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. NGÔ VĂN DƢỠNG

Phản biện 1: TS. Trần Tấn Vinh

Phản biện 2: TS. Lê Hữu Hùng

Luận văn sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt
nghiệp thạc sĩ

t h u ậ t họp tại Đại học Bách Khoa Đà Nẵng vào

ngày 30 tháng 6 năm 2018.

Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Thông tin học liệu và truyền thông Trường Đại học
Bách Khoa.
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đạo học Bách Khoa - ĐH Đà Nẵng.


1
PHẦN MỞ ĐẦU
1. LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI
Địa bàn quản lý của Điện lực Sơn Tịnh trải dài trên một địa
hình rất phức tạp và hó hăn, bao gồm: 09 xã; 01 phường Trương
Quang Trọng thuộc Thành phố Quảng Ngãi; 11 xã thuộc địa bàn
huyện Sơn Tịnh và 03 xã miền núi: Xã Trà Bùi, Trà Tân thuộc huyện
Trà Bồng; xã Sơn Nham thuộc huyện Sơn Hà; 02 Khu công nghiệp
và 01 Làng nghề: Khu Công nghiệp Tịnh Phong, khu công nghiệp
dịch vụ VISIP Quảng Ngãi và Làng nghề Tịnh Ấn Tây. Đường dây
trung áp dài đi qua các hu vực đồi núi và các khu công nghiệp.
Đường dây trung áp dài 387 m (07 xuất tuyến 22 V), đường dây
0,4 V dài 152 m và 413 TBA phụ tải với tổng dung lượng lắp đặt là
115 MVA. Tổng số hách hàng bán điện là 24.113 hách hàng. Điện
thương phẩm năm 2017 đạt: 205,17 triệu wh, tăng 6,4% so với năm
2016 và hông đạt 100% so với ế hoạch Công ty giao. Tỷ lệ tổn thất
điện năng năm 2017 đạt: 4,8%, giảm 0,26% so với năm 2016 và
hông đạt ế hoạch QNPC giao. Hệ số thu năm 2017 đạt: 100,04%.
Vượt ế hoạch Cơng ty giao. Giá bán bình qn năm 2017 đạt:
1546,9 đồng/ wh, tăng 10,08 đồng/ wh so với năm 2016 và cao hơn
0,9 đồng/ wh so với ế hoạch QNPC giao. Ngoài ra sơ đồ ết lưới
chưa tối ưu, các vị trí lắp đặt tụ bù hiện tại hơng cịn hợp lý do q

trình phát triển phụ tải trong những năm gần đây.
Để giải quyết những vấn đề nêu trên, tác giả chọn đề tài “Tính
tốn và đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới
điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh, tỉnh Quảng Ngãi” để làm đề tài
tốt nghiệp thạc s chuyên ngành thuật điện.
2. MỤC TIÊU NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI
- Tính tốn phân tích các chế độ vận hành của lưới điện Sơn
Tịnh - Tỉnh Quảng Ngãi để xác định các hạn chế của lưới điện đang
vận hành.
- Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện
phân phối Điện lực Sơn Tịnh, tỉnh Quảng Ngãi.
3. ĐỐI TƢỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU
- Lưới điện phân phối 22 V Điện lực Sơn Tịnh - Tỉnh Quảng
Ngãi.
- Vấn đề tổn thất điện áp và tổn thất điện năng trong lưới điện
phân phối.


2
- Lưới điện 22 V đến thanh cái 0,4 V của trạm biến áp phụ tải
22/0,4kV.
- Tính tốn phân tích các chế độ vận hành của lưới điện.
- Các giải pháp giảm tổn thất điện áp và tổn thất điện năng
trong lưới điện phân phối.
4. PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
- Thu thập số liệu hệ thống điện thực tế.
- Cập nhật số liệu lưới điện vào phần mềm PSS/ADEPT để
mô phỏng và tính tốn chế độ xác lập sơ đồ lưới điện Điện lực Sơn
Tịnh.
- Tính tốn phân tích các chế độ vận hành của lưới điện. Trên

cơ sở đó đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện năng và tổn thất điện áp
cho lưới điện.
- Dùng chương trình để tính tốn điểm mở tối ưu.
- Tính tốn đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp
điện.
5. TÊN ĐỀ TÀI
- Căn cứ vào mục tiêu nghiên cứu, đề tài được đặt tên như sau:
“Tính tốn và đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả vận
hành lưới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh, tỉnh Quảng Ngãi”.
6. BỐ CỤC VÀ NỘI DUNG ĐỀ TÀI
- Bố cục đề tài dự iến chia làm 3 phần gồm: Phần mở đầu, nội
dung đề tài và phần ết luận, iến nghị.
- Nội dung đề tài gồm 4 chương như sau:
Chƣơng 1: Tổng quan lưới điện phân phối của Điện lực Sơn
Tịnh - Tỉnh Quảng Ngãi.
Chƣơng 2: Nghiên cứu các phương pháp tính tốn phân tích
các chế độ vận hành của hệ thống điện và phần mềm tính tốn
PSS/ADEPT.
Chƣơng 3: Tính tốn, phân tích các chế độ vận hành lưới điện
phân phối hu vực huyện Sơn Tịnh.
Chƣơng 4: Tính tốn đề đề xuất giải pháp nâng cao hiệu quả
vận hành lưới điện phân phối hu vực huyện Sơn Tịnh.
CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN LƢỚI ĐIỆN ĐIỆN LỰC HUYỆN SƠN TỊNH
1.1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG


3
Hiện tại Điện lực Sơn Tịnh quản lý vận hành hệ thống điện từ
cấp điện áp 35 V trở xuống trên địa bàn huyện Sơn Tinh và phía

Bắc Thành phố Quảng Ngãi.
Địa bàn quản lý của Điện lực Sơn Tịnh trải dài trên một địa
hình rất phức tạp và hó hăn, bao gồm: 09 xã; 01 phường Trương
Quang Trọng thuộc Thành phố Quảng Ngãi; 11 xã thuộc địa bàn
huyện Sơn Tịnh và 03 xã miền núi: Xã Trà Bùi, Trà Tân thuộc huyện
Trà Bồng; xã Sơn Nham thuộc huyện Sơn Hà; 02 Khu công nghiệp
và 01 Làng nghề: Khu Công nghiệp Tịnh Phong, hu công nghiệp
dịch vụ VISIP Quảng Ngãi và Làng nghề Tịnh Ấn Tây. Đường dây
trung áp dài đi qua các hu vực đồi núi và các hu công nghiệp.
Khối lượng quản lý của Điện lực Sơn Tịnh. Bảng 1.1.
Đơn vị
Số
TT
Khối lƣợng quản lý
Ghi chú
tính
lƣợng
1 Đường dây 35 V
Km
55
2 Đường dây 22 V
Km
387
3 Trạm biến áp phụ tải
Trạm
413
4 Tổng dung lượng lắp đặt
MVA
115
5 Đường dây hạ áp

Km
152
6 Tổng số hách hàng
K hàng
24.113
7 Recloser
Cái
07
8 LBS
Cái
17
1.1.1. Đặc điểm tự nhiên địa lý huyện Sơn Tịnh.
1.1.2. Đặc điểm kinh tế xã hội huyện Sơn Tịnh.
1.1.3. Dự báo phát triển kinh tế-xã hội huyện Sơn Ttỉnh đến
năm 2020 và tầm nhìn đến năm 2025.
1.2. Giới thi u hi n trạng h thống i n huy n Sơn Tịnh.
1.2.1. Giới thiệu Điện lực huyện Sơn Tịnh.
1.2.1.1. Cơ cấu tổ chức.
b. Lĩnh vực sản xuất kinh doanh.
1.2.2. Hiện trạng hệ thống điện Điện lực Sơn Tịnh.
1.2.2.1. Tình hình nguồn điện.
1.2.2.2. Tình hình lưới điện.
a. Lưới điện trung áp.
b. Sơ đồ kết dây hiện tại:
c. Tình hình phụ tải trên các xuất tuyến:
1.2.2.3.Tình hình phụ tải:


4
a. Phụ tải sinh hoạt.

b. Phụ tải công nghiệp.
c. Phụ tải nơng thơn.
1.2.2.4. Tình hình phụ tải
a. Tình hình mang tải các đường dây:
b. Tình hình mang tải các Trạm biến áp phụ tải.
1.2.2.5. Yêu cầu của phụ tải
a) Chất lượng điện năng
b) Độ tin cậy.
1.3. Kết luận:
Hiện nay phần lớn phụ tải công nghiệp của Điện lực Sơn Tịnh
tập trung tại các hu công nghiệp Tịnh Phong và VSIP Quảng Ngãi.
Đặc biệt là Khu Công nghiệp VSIP với sản lượng chiếm 52,8% tổng
sản lượng điện lực. Phụ tải tập trung tại 4 xuất tuyến 471/E17.2,
472/E17.2, 473/E17.2, 476/17.2 chiếm tỷ lệ 15% tổng sản lượng điện
lực. Qua sơ đồ ết lưới ta thấy rằng các xuất tuyến trong hu công
nghiệp đều có các vị trí liên lạc với nhau, có thể vận hành linh hoạt
để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, các xuất tuyến này đều có tổn
thất dưới 2%, riêng các xuất tuyến dân dụng có bán ính cấp điện
lớn, tổn thất há cao (trên 2%). Ta thấy rằng hiện nay một số vị trí
ết lưới chưa được tối ưu, tổn thất vẫn còn cao, các vị trí tụ bù lắp đặt
trước đây hơng cịn phát huy tối đa hiệu quả bù inh tế. Vì vậy để
giảm tổn thất điện năng và nâng cao hiệu quả vận hành, ta tập trung
nghiên cứu phụ tải tại xuất tuyến 474/E17.2 và XT 470/E17.2 phụ tải
dân dụng.
CHƢƠNG 2
NGHIÊN CỨU CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TỐN PHÂN
TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ
CÁC PHẦN MỀM TÍNH TỐN.
2.1. Giới thi u chung.
Tính tốn phân bố cơng suất trong hệ thống điện là tính tốn

các thơng số vận hành của hệ thống như: Điện áp tại các nút, dòng
điện chạy trong nhánh, tổn thất công suất, tổn thất điện áp..của hệ
thống điện. Các phương pháp tính phân bố cơng suất thường được sử
dụng là: phương pháp Newton-Raphson và phương pháp GaussSeidel. Mỗi phương pháp có những đặc tính hội tụ hác nhau, thường
thì ta chọn phương pháp có hả năng thực hiện tốt nhất. Việc lựa


5
chọn phương pháp tính nào cịn tuỳ thuộc vào cấu hình hệ thống, máy
phát, đặc tính tải và mức điện áp tại ban đầu tại các nút.
Trong phạm vi đề tài, việc tính tốn phân bổ cơng suất nhằm
mục đích xác định
- Tính tốn và phân tích để lựa chọn phương thức vận hành cơ
bản tối ưu nhằm đảm bảo tổn thất công suất ∆P trong mạng là bé nhất
đồng thời đảm bảo điện áp tại các nút nằm trong giới hạn cho phép.
- Phân bố cơng suất, dịng điện trên các xuất tuyến trước và sau
hi hép vòng, hòa lưới.
- Giá trị điện áp tại các nút (biên độ và góc pha), đặc biệt tại
các nút cần hép vịng, hòa lưới
- Kiểm tra sự thay đổi điện áp, dòng điện sau hi hép vịng để
có cơ sở điều chỉnh trước hi thực hiện hép vòng, hòa lưới.
2.2. Các phƣơng pháp tính phân bố cơng suất trong h thống
i n
2.2.1. Tính tốn phân bố cơng suất bằng phương pháp lặp
Gauss – Seidel.
2.2.2. Tính tốn phân bố cơng suất bằng phường pháp lặp
Newton-Raphson.
2.2.3. Các phương pháp xác định phụ tải tải tính tốn.
2.2.4. Các phương pháp tính tốn tổn thất cơng suất và tổn thất
điện năng trong hệ thống cung cấp điện.

2.3. Các phần mềm phân tích, tính tốn trong h thống i n
2.3.1. Phần mềm Power World.
2.3.2. Phần mềm CONUS.

2.3.3. Phần mềm PSS/ADEPT.
2.3.3.1. Giới thiệu chung về PSS/ADEPT 5.0
PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution
Engineering Productivity Tool) là phần mềm tính tốn 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.
Theo thống ê của Công ty phần mềm PTI hiện nay trên thế
giới có tới 136 quốc gia sử dụng phần mềm này phục vụ cho cơng tác
tính tốn và vận hành lưới điện phân phối của các điện lực.
Các tính năng chính của PSS/ADEPT 5.0 như:


6
- Tính tốn chế độ xác lập của hệ thống điện
- Tính tốn các loại ngắn mạch trong hệ thống điện
- Tính tốn xác định vị trí tụ bù
- Tính tốn tìm điểm mở tối ưu
- Tính tốn hởi động động cơ
- Tính tốn mơ phỏng hoạ tần sóng hài tại các nút
- Tính tốn phối hợp lắp đặt bảo vệ
- Tính tốn độ tin cậy trong hệ thống
Với các tính năng ết hợp đầy đủ trong một phần mềm, hả
năng giải quyết được tất cả các bài toán trong lưới phân phối thì
PSS/ADEPT được đánh giá là phần mềm tính tốn lưới phân phối tốt

nhất hiện nay và được sử dụng rộng rãi tại các Công ty Điện lực
thuộc Tập đồn Điện lực Việt Nam
2.3.3.2. Phương pháp tính tốn phân bổ cơng suất trong phần
mềm PSS/ADEPT 5.0.
2.3.3.3. Tính tốn vị trí đặt bù tối ưu CAPO.
2.3.3.4.Tính tốn điểm dừng tối ưu TOPO.
2.4. Kết luận:
Công cụ được sử dụng để tính tốn, phân tích hệ thống điện
hiện nay có rất nhiều và mỗi phần mềm có một thế mạnh riêng, song
trong phạm vi của luận văn này đã nghiên cứu sử dụng phần mềm
PSS/ADEPT – một phần mềm nổi tiếng của hãng PTI (Shaw Power
Technologies, Inc.) chun về tính tốn lưới điện phân phối - để tính
tốn phân tích tìm giải pháp nâng cao độ tin cậy cho lưới điện phân
phối Điện lực Sơn Tịnh. Các chức năng của phần mềm PSS/ADEPT
được sử dụng tính tốn là:
- Tính tốn về phân bố cơng suất.
- Tìm vị trí đặt tụ bù tối ưu CAPO.
- Phân tích điểm dừng tối ưu TOPO.
Do hối lượng việc cập nhật số liệu đầu vào cho toàn bộ hệ
thống điện Điện lực Sơn Tịnh rất lớn, thời gian để thực hiện luận văn
há hạn hẹp nên trong hn hổ luận văn này, chỉ lựa chọn mạch
vịng XT 470/E17.2 và XT 474/E17.2 để tính tốn, phân tích tìm giải
pháp nâng cao hiệu quả vận hành. Trên cơ sở ết quả đạt được sẽ tiếp
tục triển hai tính tốn cho tồn hệ thống lưới điện phân phối của
Điện lực Sơn Tịnh.
CHƢƠNG 3


7
TÍNH TỐN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ

VẬN HÀNH LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC HUYỆN
SƠN TỊNH
3.1. Các chế ộ vận hành của lƣới i n phân phối Đi n lực Sơn
Tịnh.
3.1.1. Phương thức vận hành lưới điện phân phối khu vực
huyện Sơn Tịnh.
Lưới điện phân phối hu vực Sơn Tịnh do Điện lực Sơn Tịnh
quản lý vận hành, lưới điện hu vực huyện Sơn Tịnh được cấp nguồn
từ hệ thống điện Quốc Gia qua trạm 110 V Tịnh Phong (E17.2).
- Trạm 110 V Tịnh Phong-E17.2 gồm 02 máy biến áp vận
hành song song với tổng công suất đặt là 80MVA (2x40MVA) cấp
điện áp 115/38,5/23 V cấp điện cho 02 xuất tuyến 35 V và 08 xuất
tuyến 22 V.
- Xuất tuyến 373/E17.2: Cấp điện chính cho hu vực huyện
Trà Bồng.
- Xuất tuyến 372/E17.2: Trước năm 2016 Cấp điện cho hu
vực huyện Bình Sơn, từ năm 2016 đến nay để dự phịng.
Chế độ vận hành bình thường của lưới phân phối là vận hành
hở dạng hình tia và dạng xương cá. Để tăng cường độ tin cậy lưới
điện phân phối của Điện lực Sơn Tịnh có nhiều đường dây liên ết
thành mạng vịng ín nhưng vận hành hở, các xuất tuyến ết với nhau
bằng dao cách ly liên lạc. Vì có lắp đặt mạch vòng nên độ tin cậy
cung cấp điện tốt hơn nhưng lại gây hó hăn về vấn đề bảo vệ rơle
và việc quản lý vận hành.
3.1.2. Chế độ vận hành của các xuất tuyến.
- Xuất tuyến 470/E17.2: Cấp điện cho các Xã Tịnh Ấn Tây,
Tịnh Hà, Tịnh Sơn, Tịnh Minh, Tịnh Bắc, Tịnh Đông, Tịnh Giang, xã
Trà Bùi, Trà Tân huyện Trà Bồng, xã Sơn Nham huyện Sơn Hà và
Làng Nghề Tịnh Ấn Tây. Trong đó phụ tải tại Làng Nghề Tịnh Ấn
Tây chiếm phần lớn.

- Xuất tuyến 471-473/E17.2: Cấp điện cho các Nhà máy thuộc
Khu Công nghiệp VSIP Quảng Ngãi.
- Xuất tuyến 472/E17.2: Cấp điện cho các Nhà máy thuộc Khu
Công nghiệp Tịnh Phong.
- Xuất tuyến 474/E17.2: Cấp điện cho các Xã Tịnh Phong,


8
Tịnh Thọ, Tịnh Bình, Tịnh Trà, Tịnh Hiệp.
- Xuất tuyến 475/E17.2: Cấp điện cho các Xã Tịnh Ấn Đông,
Tịnh An, Tịnh Châu, Tịnh Thiện, Tịnh Khê.
- Xuất tuyến 476/E17.2: Cấp điện cho các Nhà máy thuộc Khu
Công nghiệp Tịnh Phong và Phường Trương Quang Trọng.
- Xuất tuyến 478/E17.2: Cấp điện cho một phần xã Tịnh Phong
và các xã Tịnh Thiện, Tịnh Hịa và Tịnh Kỳ.
3.1.3. Các vị trí liên lạc giữa các xuất tuyến
- Xuất tuyến 474/E17.2 liên lạc với xuất tuyến 470/E17.2 tại vị
trí cột Liên lạc Tịnh Sơn (hiện nay LBFCO đang ở vị trí cắt).
3.1.4. Các vị trí phân đoạn giữa xuất tuyến:
- Phân đoạn xuất tuyến 470/E17.2 tại 05 vị trí: Máy cắt
471/T5, máy cắt 471-PĐ Tịnh Hà; dao cắt phụ tải PĐ Tịnh Sơn, máy
cắt 472-PĐ Tịnh Đông, PĐ Tịnh Giang.
- Phân đoạn xuất tuyến 472/E17.2 tại 01 vị trí: Dao cắt phụ tải
nhánh rẽ KCN Tịnh Phong.
- Phân đoạn xuất tuyến 474/E17.2 tại 04 vị trí: Dao cắt phụ tải
phân đoạn Tịnh Phong 2, máy cắt 472-PĐ Tịnh Thọ, dao cắt phụ tải
PĐ Tịnh Bình, máy cắt 471-LL Tịnh Phong.
3.1.5. Lựa chọn mạch vịng tính tốn.
Trong phạm của luận văn này, qua phân tích, đánh giá dựa trên
số liệu thống ê, ết lưới, tình hình phụ tải, mật độ phụ tải, các thiết

bị đóng cắt hiện hữu trên lưới, tác giả lựa chọn mạch vịng 470/E17.2
- 474/E17.2 làm đại diện để phân tích tính tốn tìm phương án vận
hành tối ưu và tiến hành tính tốn hép vịng.
3.2. Tính tốn các chế ộ vận hành bình thƣờng
3.2.1. Xác định các chế độ tính tốn
Phần tính tốn này được thực hiện bằng cách chạy trào lưu
công suất cho phương thức vận hành cơ bản hiện tại của xuất tuyến
XT-470/E17.2 và 474/E17.2 ứng với 03 chế độ phụ tải lựa chọn tính
tốn là chế độ vận hành cực đại MAX, trung bình AVG và cực tiểu
MIN.
3.2.2. Tính tốn cho xt tuyến 470/E17.2.
Với đặc điểm địa lý hí hậu của Tỉnh Quảng Ngãi được chia ra
hai mùa trong năm là mùa nắng và mùa mưa, có ảnh hưởng đến phụ
tải điện. Tuy nhiên, qua thống ê số liệu phụ tải, phụ tải cực đại của
mùa nắng lớn hơn mùa mưa, vì vậy để tính tốn nhằm chọn ra


9
phương thức vận hành tối ưu cho lưới điện ta chỉ cần tính tốn với số
liệu mùa nắng.
3.2.2.1. Tính tốn chế độ vận hành cực đại (MAX):
- Kết quả tính tốn như Bảng 3.1.
Cơng suất
Tổn thất
Xuất
∆P
∆Q
tuyến
P(kW) Q(kVAr)
∆P% ∆Q%

(kW)
(kVAr)
470/E17.2 6.597,32 2.169,79 423,882 576,060 6,42 26,5
Giá trị điện áp nút cao nhất, thấp nhất.
Tuyến

U đm (kV)

Umin (kV)

∆U%

Ghi chú

NODE1220 TBA
Sơn Nham 3
3.2.2.2. Tính tốn chế độ vận hành trung bình: (AVG).
- Kết quả tính tốn như Bảng 3.2.
Cơng suất
Tổn thất
Xuất
∆P
∆Q
tuyến
P(kW)
Q(kVAr)
∆P% ∆Q%
(kW)
(kVAr)
470/E17.2 3298,66 1084,89 93,717 122,027 2,84 11,24

Giá trị điện áp nút cao nhất, thấp nhất.
470/E17.2

Tuyến

23,1

U đm (kV)

21,103

Umin (kV)

8,64

∆U%

Ghi chú

NODE1220 TBA
Sơn Nham 3
3.2.2.3. Tính toán chế độ vận hành cực tiểu: (MIN).
- Kết quả tính tốn như Bảng 3.3.
Cơng suất
Tổn thất
Xuất
∆P
∆Q
tuyến
P(kW) Q(kVAr)

∆P% ∆Q%
(kW)
(kVAr)
470/E17.2 1121,54
368,86
15,789 12,755 1,40 3,45
Giá trị điện áp nút cao nhất, thấp nhất.
470/E17.2

23,1

22,344

3,27

Tuyến

U đm (kV)

Umin (kV)

∆U%

Ghi chú

470/E17.2

23,1

23,079

0,09

NODE1220 TBA
Sơn Nham 3

3.2.2.4. Nhận xet, đánh giá:
Xuất tuyến 470 cấp điện cho tổng cộng 101 trạm biến áp, tuy
nhiên theo tính tốn, thống ê có 20 trạm biến áp vận hành dưới 20%


10
công suất định mức của máy biến áp. Việc thường xuyên vận hành
máy biến áp ở chế độ non tải làm cho ngành điện phải chịu tổn thất
điện năng. Vì công tơ đo đếm được gắn tại thanh cái 0,4 V trạm biến
áp.
Để giảm tổn thất điện năng do vận hành non tải MBA Ngành
điện cần phải có ế hoạch iểm tra, thực hiện hoán đổi các MBA vận
hành non tải để giảm tổn thất điện năng.
3.2.3. Tính tốn cho xt tuyến 474/E17.2.
Phần tính tốn này được thực hiện bằng cách chạy trào lưu công suất
cho phương thức vận hành cơ bản hiện tại của xuất tuyến XT474/E17.2 ứng với 03 chế độ phụ tải lựa chọn tính tốn là chế độ vận
hành cực đại MAX, trung bình AVG và cực tiểu MIN.
3.2.3.1. Tính tốn chế độ vận hành cực đại (MAX):
- Kết quả tính tốn như Bảng 3.4.
Cơng suất
Tổn thất
Xuất
∆P
∆Q

tuyến
P(kW) Q(kVAr)
∆P% ∆Q%
(kW)
(kVAr)
474/E17.2 5.052,93 1.704,68 157,935 243,512 3.12 14,2
Giá trị điện áp nút cao nhất, thấp nhất.
Tuyến

U đm (kV)

Umin (kV)

∆U%

Ghi chú

NODE1426 TBA
Tịnh Hiệp 10
3.2.3.2. Tính tốn chế độ vận hành trung bình: (AVG).
- Kết quả tính tốn như Bảng 3.5.
Cơng suất
Tổn thất
Xuất
∆P
∆Q
tuyến
P(kW) Q(kVAr)
∆P% ∆Q%
(kW)

(kVAr)
474/E17.2 2526,47
852,34
36,488 26,697 1,44 3,13
Giá trị điện áp nút cao nhất, thấp nhất.
474/E17.2

Tuyến

23,1

U đm (kV)

22,196

Umin (kV)

3,91

∆U%

Ghi chú

NODE1426 TBA Tịnh
Hiệp 10
3.2.3.3. Tính tốn chế độ vận hành cực tiểu: (MIN).
- Kết quả tính tốn như Bảng 3.6.
Cơng suất
Tổn thất
Xuất

tuyến
P(kW) Q(kVAr)
∆P
∆Q
∆P% ∆Q%
474/E17.2

23,1

22,696

1,74


11
(kW) (kVAr)
474/E17.2
859
289,79
4,173 -31,399
Giá trị điện áp nút cao nhất, thấp nhất.

0,48

-10,83

Tuyến

U đm (kV)

Umin (kV)

∆U%

Ghi chú

474/E17.2

23,1

23,007

0,40

NODE1426 TBA Tịnh
Hiệp 10

3.2.4. Nhận xet, đánh giá.
Xuất tuyến 474 cấp điện cho tổng cộng 86 trạm biến áp, tuy
nhiên theo tính tốn, thống ê có 25 trạm biến áp vận hành dưới 20%
công suất định mức của máy biến áp. Việc thường xuyên vận hành
máy biến áp ở chế độ non tải làm cho ngành điện phải chịu tổn thất
điện năng.
Để giảm tổn thất điện năng do vận hành non tải MBA Ngành
điện cần phải có ế hoạch iểm tra, thực hiện hốn đổi các MBA non
tải để giảm tổn thất điện năng.
3.3.Tính tốn các chế ộ vận hành sự cố:
3.3.1. Trường hợp sự cố 470/E17.2.
Xuất tuyến 474/E17.2 nối vòng với xuất tuyến 470/E17.2, hiện
nay mạch vòng này được phân đoạn tại FCO LL Tịnh Sơn.

3.3.1.1. Mơ tả sự cố.
3.3.1.1. Tính tốn chế độ vận hành cực đại (MAX).
- Kết quả tính tốn như Bảng 3.7.
Bảng 3.13. Phân bố dòng, áp tuyến 470/E17.2 và 474/E17.2
Chế độ vận
hành max

Tuyến 474/E17.2 cấp cho tuyến 470/E17.2
Imax ( A)

Umin (V)

Nút có điện áp thấp nhất

201

21.411

NODE 131 TBA Tịnh Bắc 3

Nhận xét: XT 474/E17.2 cấp cho XT 470/E17.2 qua FCO LL Tịnh
Sơn đến MC PĐ Tịnh Hà và MC PĐ Tịnh Đơng.
3.3.1.2. Tính tốn chế độ vận hành trung bình (AVG).
- Kết quả tính tốn như Bảng 3.8.
Bảng 3.14. Phân bố dòng, áp tuyến 470/E17.2 và 474/E17.2
Chế độ
Tuyến 474/E17.2 cấp cho tuyến 470/E17.2
vận hành
trung bình Imax ( A) Umin (V)
Nút có điện áp thấp nhất

12
196

20.423

NODE 88 KDC TT Sơn Tịnh

Nhận xét: XT 474/E17.2 cấp cho XT 470/E17.2 qua FCO LL Tịnh
Sơn đến RC PĐ 471/T5.
3.3.1.3. Tính tốn chế độ vận hành cực tiểu (MIN).
- Kết quả tính tốn như Bảng 3.9.
Bảng 3.15. Phân bố dòng, áp tuyến 470/E17.2 và 474/E17.2
Tuyến 474/E17.2 cấp cho tuyến 470/E17.2
Chế
độ
vận hành Imax ( A) Umin (V) Nút có điện áp thấp nhất
trung bình
NODE 20 NMCBLS Gia
60
22.105
Long
Nhận xét: XT 474/E17.2 cấp cho XT 470/E17.2 qua FCO LL Tịnh
Sơn đến RC 470/E17.2.
3.3.2. Trường hợp sự cố 474/E17.2.
Xuất tuyến 474/E17.2 nối vòng với xuất tuyến 470/E17.2, hiện
nay mạch vòng này được phân đoạn tại FCO LL Tịnh Sơn.
3.3.2.1. Mô tả sự cố.
3.3.2.2. Tính tốn chế độ vận hành cực đại (MAX).

- Kết quả tính tốn như Bảng 3.10.
Bảng 3.16. Phân bố dịng, áp tuyến 470/E17.2 và 474/E17.2
Chế
độ
vận hành
max

Tuyến 470/E17.2 cấp cho tuyến 474/E17.2

Nút có điện áp thấp nhất
NODE 1206 TBA Tịnh Bắc
363
19.566
3
Nhận xét: Để đảm bảo điện áp và dòng điện hi XT 470/E17.2
cấp cho XT 474/E17.2 qua FCO LL Tịnh Sơn thì:
- XT 470/E17.2 phải cắt MC PĐ Tịnh Giang.
- XT 474/E17.2 phải cắt MC PĐ Tịnh Phong, FCO NR Tịnh
Thọ 4, và FCO NR Tịnh Bình 2.
3.3.2.3. Tính tốn chế độ vận hành trung bình (AVG).
- Kết quả tính tốn như Bảng 3.11.
Bảng 3.17. Phân bố dòng, áp tuyến 470/E17.2 và 474/E17.2
Chế
độ
vận hành
Tuyến 470/E17.2 cấp cho tuyến 474/E17.2
trung bình
Trường
Imax ( A) Umin (V)
Nút có điện áp thấp nhất

Imax ( A)

Umin (V)


13
hợp

213

20.388

NODE 1361 Tịnh Thọ 4

Nhận xét: XT 470/E17.2 cấp cho XT 474/E17.2 qua FCO LL Tịnh
Sơn đến MC 474/E17.2.
3.3.2.4. Tính toán chế độ vận hành cực tiểu (MIN).
- Kết quả tính tốn như Bảng 3.12.
Bảng 3.18. Phân bố dịng, áp tuyến 470/E17.2 và 474/E17.2
Chế
độ
vận hành
trung bình

Tuyến 470/E17.2 cấp cho tuyến 474/E17.2
Imax ( A)

Umin (V)

Nút có điện áp thấp nhất

61

22.462

NODE 1249 Đăng iểm Ơ tơ

Nhận xét: XT 470/E17.2 cấp cho XT 474/E17.2 qua FCO LL
Tịnh Sơn đến RC 474/E17.2.
3.4. Kết luận.
Qua ết quả tính tốn trong chương này tìm ra được các
nguyên nhân gây tổn thất của lưới điện như sau:
- Đối với xuất tuyến 470-474/E17.2 nguyên nhân gây tổn thất
chủ yếu là việc sử dụng các máy biến áp non tải quá nhiều, đặc biệt
là các trạm biến áp hách hàng là các doanh nghiệp sử dụng máy có
cơng suất định mức lớn trong hi đó nhu cầu sử dụng nhỏ. Điển hình
có doanh nghiệp sử dụng máy biến áp có dung lượng từ 400560 VA nhưng hi vận hành ở chế độ phụ tải trung bình, tỷ lệ phần
trăm mang tải chỉ đạt 2% công suất định mức.
- Điện áp tại các nút lưới điện Điện lực Sơn Tịnh đảm bảo điều
iện vận hành. Công suất tại các xuất tuyến hông bị quá tải. Do đặc
thù lịch sử và quá trình phát triển phụ tải, các xuất tuyến được vận
hành với phương thức ết dây cơ bản như vậy để đảm bảo cung cấp
điện cho hách hàng. Các xuất tuyến cũng đã được lắp đặt tụ bù
trung áp nhưng do phụ tải thay đổi, các vị trí tụ bù hiện tại đã hơng
cịn tối ưu nữa. Vì vậy để giảm tổn thất lưới trung áp ta phải tìm ra
phương thức vận hành tốt hơn mà cụ thể ở đây là thay đổi vị trí lắp
đặt tụ bù sao cho phát huy hiệu quả inh tế nhất đồng thời tìm điểm
mở tối ưu giữa các xuất tuyến có vị trí liên lạc với nhau để giảm tổn
thất.
CHƢƠNG IV:

TÍNH TỐN ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ
VẬN HÀNH CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC SƠN
TỊNH


14
4.1. Mở ầu:
Lưới điện phân phối dùng để chuyển tải điện năng cung cấp
điện trực tiếp đến hách hàng sử dụng điện, nên việc đảm bảo cho
lưới điện vận hành tin cậy, chất lượng và hiệu quả là việc làm hết sức
quan trọng.
4.2. Tính tốn ề xuất giải pháp bù cơng suất phản kháng.
4.2.1. Tính tốn cho xuất tuyến 470/E17.2.
4.2.1.1. Sơ đồ tính tốn:
Hiện nay trên lưới phân phối Điên lực Sơn Tịnh có 40 cụm tụ
bù với tổng dung lượng 12000 VAr. Các xuất tuyến cũng đã được
lắp đặt tụ bù trung áp nhưng do phụ tải thay đổi, các vị trí tụ bù hiện
tại đã hơng cịn tối ưu nữa. Vì vậy để giảm tổn thất lưới trung áp ta
phải tìm ra phương thức vận hành tốt hơn mà cụ thể ở đây là thay đổi
vị trí lắp đặt tụ bù sao cho phát huy hiệu quả inh tế nhất.
- Xuất tuyến 470/E17.2 có 03 cụm bù với tổng dung lượng là
2.700kVAr.
4.2.1.2. Kết quả tính tốn.
Kết quả tính tốn bù trên phần mềm PSS/ADEP xuất tuyến
470/E17.2 có phụ lục èm theo.
Bảng 4.1. Tổng hợp các vị trí tụ bù thay đổi
S
Dung
Vị trí tụ bù giữ
T Vị trí tụ bù thay ổi

lƣợng Ghi chú
nguyên
T
(KVAr)
Cột 247 trục chính:
1
0
1.650
NODE55
Cột 01 NR Tịnh Bắc
2
0
1.650
2: NODE1130
Cột 91 trục chính:
3
0
1.650
NODE1092
Cột 56 trục chính:
4
0
1.650
NODE21
Cột 11 NR Tây Ấn:
5
0
1.650
NODE1068
XT 470/E17.2 khi S = 5.500kVA; P = 5.224,68 kW

Cột 247 trục
1 0
1.650
chính NODE55


15
Cột 56 trục chính
1.650
NODE21
Cột 01 NR Tịnh
3 0
1.650
Bắc 2 NODE1130
XT 470/E17.2 khi S = 4.500kVA; P = 4.274,74kW
Cột 247 trục
1 0
1.650
chính NODE55
Cột 01 NR Tịnh
2 0
1.650
Bắc 2 NODE1130
Cột 56 trục chính
3 0
1.650
NODE21
XT 470/E17.2 khi S = 3.500kVA; P = 3.324,80kW
Cột 11 NR Tây
1 0

1.650
Ấn: NODE1068
Cột 91 trục chính:
2 0
1.650
NODE1092
Cột 247 trục
3 0
1.650
chính NODE55
XT 470/E17.2 khi S = 2.500kVA; P = 2.374,86kW
Cột 01 NR Tịnh
0
1.650
Bắc 2 NODE1130
XT 470/E17.2 khi S = 1.500kVA; P = 1.424,91kW (Không thực
hi n bù)
4.2.1.3. nhận xét đánh giá.
Nhận xét: Qua ết quả tính tốn ta thấy rằng đối với các xuất
tuyến 470/E17.2 các vị trí tụ bù được dời về gần các vị trí và TBA
phụ tải lớn nhất của xuất tuyến, các phụ tải này thường sản xuất 3 ca
nên thời gian phụ tải max chiếm nhiều hơn vì vậy đặt tụ bù tại các vị
trí này là hợp lý và inh tế nhất, đồng thời ở chế độ phụ tải trung bình
của xuất tuyến thì các vị trí này hơng thay đổi nhiều.
4.2.2. Tính tốn cho xuất tuyến 474/E17.2.
4.2.2.1. Sơ đồ tính tốn.
- Xuất tuyến 474/E17.2 có 01 cụm bù với tổng dung lượng bù
là 300kVAr.
4.2.2.2. Kết quả tính tốn.
Kết quả tính tốn bù trên phần mềm PSS/ADEP xuất tuyến

474/E17.2. có phụ lục èm theo.
2

0


16
Bảng 4.2. Tổng hợp các vị trí tụ bù thay đổi
S
Dung
Vị trí tụ bù giữ
Ghi
T Vị trí tụ bù thay ổi
lƣợng
nguyên
chú
T
(KVAr)
Cột 210 trục chính
1
0
900
NODE1403
Cột 120 trục chính
900
2
0
NODE1247
Cột 21 NR Mỏ Đá Cà
900

3
0
Ty NODE171
Cột 27 LL Tịnh Bình
900
4
0
NODE1386
Cột 50 NR Mỏ Đá
900
5
0
Tịnh Thọ NODE156
XT 474/E17.2 khi S = 4.500kVA; P = 4.263,89kW
Cột 21 NR Mỏ Đá
900
1 0
Cà Ty NODE171
Cột 27 LL Tịnh
900
2 0
Bình NODE1386
Cột 50 NR Mỏ Đá
900
3 0
Tịnh
Thọ
NODE156
Cột 210 trục
900

4 0
chính NODE1403
XT 474/E17.2 khi S = 3.500kVA; P = 3.316.36kW
Cột 27 LL Tịnh
900
1 0
Bình NODE1386
Cột 210 trục
900
2 0
chính NODE1403
XT 474/E17.2 khi S = 2.500kVA; P = 2.368,83kW
Cột 120 trục
1 0
900
chính NODE1247
XT 474/E17.2 khi S = 1.500kVA; P = 1.421,30kW (Không thực
hi n bù)
4.2.2.3. nhận xét đánh giá
Nhận xét: Qua ết quả tính tốn ta thấy rằng đối với các xuất
tuyến 474/E17.2 các vị trí tụ bù được dời về gần các vị trí và TBA


17
phụ tải lớn nhất của xuất tuyến, các phụ tải này thường sản xuất 3 ca
nên thời gian phụ tải max chiếm nhiều hơn vì vậy đặt tụ bù tại các vị
trí này là hợp lý và inh tế nhất.
Để giảm tổn thất cơng suất và chi phí đầu tư iến nghị Điện
lực dịch chuyển cụm bù tại vị trí cột 111 đến cột 120. Lắp đặt thêm
04 cụm bù tại cột 50 NR Tịnh Thọ 4, cột 20 NR Tịnh Thọ 8, cột 27

LL Tịnh Bình, cột 120 và 210 trục chính XT 474/E17.2 với ttoongr
dung lượng bù là 4.200 VAr.
4.3. Tính tốn phân tích các chế ộ vận hành của xuất tuyến
470/E17.2 và 474/E17.2 sau khi thực hi n tối ƣu hóa vị trí bù.
4.3.1. Tính tốn chế độ vận hành cực đại: MAX.
Kết quả tính phân bố công suất các xuất tuyến và tổn thất công
suất của lưới điện hiện trạng như bảng 4.3:
Công suất
Tổn thất
Xuất
∆P
∆Q
tuyến
P(kW)
Q(kVAr)
∆P% ∆Q%
(kW)
(kVAr)
470/E17.2 6.597,32 2.169,79 350,532 477,148 5,31 21,99
474/E17.2 5.052,93 1.704,68 148,828 229,877 2,94 13,48
Giá trị điện áp nút cao nhất, thấp nhất.
Xuất
Tuyến

U đm
(kV)

Umin
(kV)

∆U%

470/E17. 2

23,1

22,429

2,90

NODE1220 TBA Sơn Nham 3

474/E17.2

23,1

22,196

3,91

NODE1426 TBA Tịnh Hiệp 10

Ghi chú

4.3.2. Tính tốn chế độ vận hành trung bình:
Kết quả tính phân bố cơng suất các xuất tuyến và tổn thất công
suất của lưới điện hiện trạng như bảng 4.4:
Công suất
Tổn thất
Xuất

∆P
∆Q
tuyến
P(kW)
Q(kVAr)
∆P% ∆Q%
(kW)
(kVAr)
470/E17.2 3298,66 1084,89 84,101 108,754 2,54 10,02
474/E17.2 2526,47 852,34
31,825 18,432
1,25 2,16
Giá trị điện áp nút cao nhất, thấp nhất.
Tuyến

U đm
(kV)

Umin
(kV)

∆U%

Ghi chú


18
470/E17.2

23,1

22,357

3,21

NODE1220 TBA Sơn Nham 3

474/E17.2

23,1

22,737

1,57

NODE1426 TBA Tịnh Hiệp 10

4.3.3. Tính tốn chế độ vận hành cực tiểu:
Kết quả tính phân bố công suất các xuất tuyến và tổn thất công
suất của lưới điện hiện trạng như bảng 4.5:
Công suất
Tổn thất
Xuất
∆P
∆Q
tuyến
P(kW) Q(kVAr)
∆P%
∆Q%
(kW) (kVAr)

470/E17.2 1121,54 368,86
12,328 8,931 1,099
2,42
474/E17.2
859
289,79
4,377 -31,112 0,50 -10,73
Giá trị điện áp nút cao nhất, thấp nhất.
Tuyến

U đm
(kV)

Umin
(kV)

∆U%

470/E17.2

23,1

22,948

0,65

NODE1220 TBA Sơn Nham 3

474/E17.2

23,1

23,015

0,36

NODE1426 TBA Tịnh Hiệp 10

Ghi chú

4.3.4. Hiệu quả giảm tổn thất sau khi thực hiện giải phối tối
ưu hóa vị trí bù.
Tổn thất cơng suất và điện áp các xuất sau hi áp dụng các giải
pháp tối ưu vị trí lắp đặt tụ bù
Bảng 4.6. So sánh tổn thất các Xuất tuyến trước và sau hi
thực hiện các giải pháp tối ưu hóa vị trí bù
Trƣớc
Sau khi
Trƣớc
Sau khi
khi thực
thực
khi thực
thực
hi n
hi n
hi n
hi n
TT Xuất tuyến
∆Q

∆Q
∆P ( W) ∆P ( W)
(kVAr)
(kVAr)
1 470/E17.2 Max 423,882 350,532 576,060
477,148
2 474/E17.2 Max 157,935 148,828 243,512
229,877
3 470/E17.2
93,717
84,101
122,027
108,754
Trung bình
4 474/E17.2
36,488
31,825
26,697
18,432
Trung bình
5 470/E17.2 Min
15,789
12,328
12,755
8,931
6 474/E17.2 Min
4,173
4,377
-31,399
-31,112

19
4.3.5. Nhận xét.
Từ ết quả tính tốn, iểm tra lại với chế độ phụ tải min, có
một số xuất tuyến bị quá bù hi tải ở chế độ min.
4.4. Tính toán ề xuất giải pháp lắp ặt dao cách ly phân oạn
TOPO.
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
470/E17.2 và 474/E17.2 dựa trên giải thuật như đã trình bày ở
chương 3. Theo đó, sẽ thực hiện TOPO cho 03 chế độ cực đại, trung
bình và cực tiểu.
4.4.1. Đặt vấn đề.
Với phương thức ết lưới hiện tại, Điện lực Sơn Tịnh có các
xuất tuyến có vị trí liên lạc thuận lợi, trong cùng một nhóm phụ tải
(cấp cho KCN hoặc dân dụng), công suất tại trạm 110 V Tịnh Phong
đảm bảo cho việc cung cấp điện. Qua đó, ta sẽ tính điểm mở tối ưu
cho các mạng vòng bằng cách sử dụng modul TOPO trên chương
trình PSS/ADEPTS:
- Xuất tuyến 470/E147.2 và 474/E17.2
4.4.2. Tính tốn chọn dao cách ly nối vịng
Kết quả tính tốn như sau.
Tên
mạch Phƣơng thức hi n Kết quả TOPO
TT
vịng
trạng
PSS/Adept
Vị trí cột 115 trục

Vị trí cột 115 trục
chính LL Tịnh Sơn
Xuất
tuyến
chính LL Tịnh Sơn cắt
đóng
470/E147.2 và
1
474/E17.2
Vị trí Cột 97 trục Vị trí Cột 97 trục
(phụ tải Max)
chính MC PĐ Tịnh Hà chính MC PĐ Tịnh
đóng
Hà cắt
4.4.3. Tính tốn dao cách ly phân đoạn khi sự cố MC
470/E17.2.
4.4.3.1. Tính tốn chế độ vận hành cực đại: MAX.
Tên mạch
Kết quả TOPO
TT
Phƣơng thức hi n trạng
vịng
PSS/Adept
MC 470 cắt
MC 470 đóng
Sự cố MC
1
Vị trí cột 115 trục chính MC PĐ Tịnh Hà
470
LL Tịnh Sơn đóng

cắt
4.4.3.2. Tính tốn chế độ vận hành trung bình: AVG.


20
Kết quả TOPO
PSS/Adept
MC 470 cắt
MC 470 đóng
Sự cố MC
1
Vị trí cột 115 trục chính MC PĐ Tịnh Hà
470
LL Tịnh Sơn đóng
cắt
4.4.3.3. Tính tốn chế độ vận hành cực tiểu: MIN.
Tên mạch Phƣơng thức hi n Kết quả TOPO
TT
vòng
trạng
PSS/Adept
MC 470 cắt
MC 470 đóng
Vị trí cột 115 trục Vị trí cột 115 trục
chính LL Tịnh Sơn chính LL Tịnh Sơn
đóng
đóng
Sự cố MC Vị trí Cột 97 trục Vị trí Cột 97 trục
1
470

chính MC PĐ Tịnh Hà chính MC PĐ Tịnh
đóng
Hà đóng
Vị trí cột 23 truch Vị trí cột 23 truch
chính XT 474 MC PĐ chính XT 474 MC
Tịnh Phong đóng
PĐ Tịnh Phong cắt
4.4.3.4. Nhận xét đánh giá.
- Mạch vòng 474/E17.2-470/E17.2: Phụ tải MAX MC 470 bị
sự cố.
+ Đóng FCO LL Tịnh Sơn lúc này XT 474 cấp cho XT 470 để
đảm bảo điện áp và dòng diện nằm trong giới hạn cho phép thì:
- XT 470 phải cắt MC PĐ Tịnh Hà.
+ Lúc này xuất tuyến 474/E17.2 cấp điện cho XT 470/E17.2
đến MC PĐ Tịnh Hà.
- Mạch vòng 474/E17.2-470/E17.2: Phụ tải MIN 470 bị sự
cố.
+ Đóng FCO LL Tịnh Sơn lúc này XT 474 cấp điện cho toàn
bộ XT 470. Lúc này điện áp và dòng diện nằm trong giới hạn cho
phép
- Mạch vịng 470/E17.2-474/E17.2: Phụ tải Trung Bình.
+ Đóng FCO LL Tịnh Sơn lúc này XT 474 cấp cho XT 470 để
đảm bảo điện áp và dòng diện nằm trong giới hạn cho phép thì:
- XT 470 phải cắt MC PĐ Tịnh Hà.
+ Lúc này xuất tuyến 474/E17.2 cấp điện cho XT 470/E17.2
đến MC PĐ Tịnh Hà
TT

Tên
vòng

mạch

Phƣơng thức hi n trạng


21
4.4.4. Tính tốn dao cách ly phân đoạn khi sự cố MC474/E17.2
4.4.4.1. Tính tốn chế độ vận hành cực đại: MAX.
Tên mạch Phƣơng thức hi n Kết quả TOPO
TT
vòng
trạng
PSS/Adept
MC 474 cắt
MC 474 đóng
Sự cố MC
Vị trí Cột 97 trục
1
Vị trí cột 115 trục chính
474
chính MC PĐ Tịnh
LL Tịnh Sơn đóng
Hà cắt
4..4.2. Tính tốn chế độ vận hành trung bình: AVG.
Tên mạch Phƣơng thức hi n Kết quả TOPO
TT
vòng
trạng
PSS/Adept

MC 474 cắt
MC 474 đóng
Sự cố MC
1
Vị trí cột 115 trục chính MC PĐ Tịnh Hà
474
LL Tịnh Sơn đóng
cắt
4.4.4.3. Tính tốn chế độ vận hành cực tiểu: MIN.
Tên mạch Phƣơng thức hi n Kết quả TOPO
TT
vịng
trạng
PSS/Adept
MC 474 cắt
MC 474 cắt
Vị trí Cột 97 trục
Vị trí Cột 97 trục chính
chính MC PĐ Tịnh
MC PĐ Tịnh Hà đóng
Hà đóng
Vị trí cột 23 truch
Sự cố MC Vị trí cột 23 truch chính
1
chính XT 474 MC
474
XT 474 MC PĐ Tịnh
PĐ Tịnh Phong
Phong đóng
đóng

Vị trí cột 115 trục
Vị trí cột 115 trục chính
chính LL Tịnh Sơn
LL Tịnh Sơn đóng
đóng
4.4.4.4. Nhận xét đánh giá.
- Mạch vịng 470/E17.2-474/E17.2: Phụ tải MAX.
+ Đóng FCO LL Tịnh Sơn lúc này XT 470 cấp điện cho XT
474 để đảm bảo điện áp và dịng diện nằm trong giới hạn cho phép
thì:
- Xuất tuyến 474 phải cắt MC PĐ Tịnh Phong, DCPT PĐ Tịnh
Bình.
- Mạch vòng 470/E17.2-474/E17.2: Phụ tải MIN.


22
+ Đóng FCO LL Tịnh Sơn lúc này XT 470 cấp điện cho toàn
bộ XT 474. Lúc này điện áp và dòng diện nằm trong giới hạn cho
phép
- Mạch vòng 470/E17.2-474/E17.2: Phụ tải Trung Bình.
+ Đóng FCO LL Tịnh Sơn lúc này XT 470 cấp điện cho XT
474 để đảm bảo điện áp và dòng diện nằm trong giới hạn cho phép
thì:
- Xuất tuyến 474 phải cắt MC PĐ Tịnh Phong, DCPT PĐ Tịnh
Bình.
4.5. Đề xuất hồn thi n một số phƣơng thức kết dây hi n tại:
4.5.1. Các thiết bị dùng để thao tác đóng, cắt lưới điện:
4.5.2. Cầu chì tự rơi FCO và LBFCO:
4.5.3. Giải pháp thay thế thiết bị để nâng cao hiệu quả vận hành
lưới điện khu vực huyện Sơn Tịnh.

- Xuất tuyến 470/E17.2:
1. Dịch chuyển MC 471-PĐ Tịnh Hà đến vị trí cột 113XT
471/T5 để hạn chế sự cố nhảy máy cắt 471/T5 gây mất điện cho các
phụ tải trên đường trục, phường Trương Quang Trọng, làng nghề
Tịnh Ấn Tây và Trung Tâm huyện Sơn Tịnh trên đường trục.
2. Thay thế FCO bằng LBFCO: Nhánh rẽ Trà Tân, Nhánh rẽ
Tịnh Hà 2, 3, 6, Nhánh rẽ Bơm Tịnh Đông và Nhánh rẽ Tịnh Hiệp 1.
3. Bổ sung LBFCO tại vị trí: Nhánh rẽ Trà Tân.
- Xuất tuyến 474/E17.2:
1. Thay thế FCO bằng LBFCO: Nhánh rẽ Tịnh Bình 3, 11.
2. Thay thế LBFCO bằng LBS: Phân đoạn Tịnh Hiệp 7.
3. Bổ sung LBFCO tại các vị trí: Nhánh rẽ Bơm Thọ Nam,
Nhánh rẽ Tịnh Hiệp 3.
4. Bổ sung LBS tại vị trí: Nhánh rẽ Tịnh Trà 6.
4.6. Kết luận
- Hiện tại LL giữa XT 470/E17.2 và 474/E17.2 sử dụng FCO
để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và đảm bảo vận hành an toàn
hi thực hiện đóng mạch vịng. Kiến nghị thay thế FCO LL Tịnh
Sơn bằng LBS hoặc Recloser.
- Với việc tính tốn trên modul TOPO của chương trình
PSS/ADEPT, ta đề xuất giải pháp giải pháp thực hiện điểm mở tối ưu
tại mạch vòng 470/E17.2-474/E17.2. Đây là các xuất tuyến có vị trí
liên lạc thuận lợi, trong cùng một nhóm phụ tải, cơng suất tại các
TBA 110 V Tịnh Phong đảm bảo cho việc cung cấp điện.
Bằng ết quả tính tốn trên modul CAPO của chương trình


23
PSS/ADEPT, ta đề xuất giải pháp dịch chuyển các vị trí tụ bù sẵn có
trên từng xuất tuyến đến vị trí mới. Đồng thời iểm tra lại với chế độ

phụ tải min do có một số xuất tuyến bị quá bù hi tải ở chế độ min.
Vì vậy các xuất tuyến bị quá bù ở chế độ min cần tách bớt tụ bù ra
hỏi lưới. Giải pháp này hoàn toàn có thể thực hiện được.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Qua ết quả tính tốn phân bố cơng suất ta thấy rằng tỷ lệ tổn
thất công suất trên các xuất tuyến XT 470/E17.2 và 474/E17.2 vẫn
còn ở mức cao. Các xuất tuyến dân dụng 474/E17.2 và 470/E17.2 do
đặc thù của lưới điện có bán ính cấp điện dài, riêng xuất tuyến
470/E17.2 phụ tải sinh hoạt nhiều, hầu hết là đo đếm hạ thế nên tổn
thất cơng suất cao. Qua ết quả tính toán cũng cho thấy điện áp tại
các nút cuối đường dây XT 470 ở chế độ phụ tải MAX chưa đảm bảo
điều iện vận hành. Công suất tại các xuất tuyến hông bị quá tải. Do
đặc thù lịch sử và quá trình phát triển phụ tải, các xuất tuyến được
vận hành với phương thức ết dây cơ bản như vậy để đảm bảo cung
cấp điện cho hách hàng.
Các xuất tuyến cũng đã được lắp đặt tụ bù trung áp nhưng do
phụ tải thay đổi, các vị trí tụ bù hiện tại đã hơng cịn tối ưu nữa. Vì
vậy để giảm tổn thất lưới công suất và điện áp trên lưới điện trung áp
ta phải tìm ra phương thức vận hành tốt hơn mà cụ thể ở đây là thay
đổi vị trí lắp đặt tụ bù và lắp thêm dung lượng bù sao cho phát huy
hiệu quả inh tế nhất đồng thời tìm điểm mở tối ưu giữa các xuất
tuyến có vị trí liên lạc với nhau để giảm tổn thất.
Tính toán điểm mở tối ưu bằng modul TOPO của chương trình
PSS/ADEPT ta đã tìm ra được điểm mở tối ưu để thay đổi ết lưới cơ
bản, giảm tổn thất. Tính tốn bằng modul CAPO ta tìm ra vị trí lắp
đặt tụ bù tối ưu, từ đó đề ra giải pháp dịch chuyển những vị trí tụ bù
để vận hành có hiệu quả inh tế tụ bù hơn. Các giải pháp tìm ra này
hồn tồn hả thi. Khi áp dụng vào thực tế sẽ mang lại hiệu quả cao
trong vận hành, giảm tổn thất trung áp.
Do thời gian có hạn nên số liệu nhập vào chương trình chỉ là

giá trị trung bình sử dụng của các phụ tải vào thời điểm các phụ tải sử
dụng công suất cao nhất (đa số là giờ bình thường và cao điểm, giờ
thấp điểm có giảm hơn), để tính chính xác hơn trong tương lai chúng
ta sẽ nghiên cứu xây dựng đồ thị phụ tải đặc trưng của các phụ tải
trong một ngày để nhập vào chương trình.
Tuy nhiên, vấn đề quan tâm của chúng ta hiện nay là việc giảm
tổn thất trong thời điểm cao điểm và bình thường của phụ tải, trong