Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối tây nam tỉnh Quảng Ngãi.PDF

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA


NGUYỄN KHÁNH CHÂU

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
TÂY NAM TỈNH QUẢNG NGÃI

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60.52.02.02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ
KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng - Năm 2018


Cơng trình được hồn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA - ĐHĐN

Người hướng dẫn khoa học: GS.TS. LÊ KIM HÙNG

Phản biện 1: PGS.TS. NGÔ VĂN DƯỠNG
Phản biện 2: TS. LÊ THỊ TỊNH MINH

Luận văn đã được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn
tốt nghiệp thạc sĩ Kỹ thuật họp tại Trường Đại học Bách khoa 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, Đại học Đà Nẵng
- Thư viện khoa Kỹ thuật điện tại Trường Đại học Bách Khoa,
Đại học Đà Nẵng


1
PHẦN MỞ ĐẦU
1. Lý do lựa chọn đề tài:
Để một hệ thống điện vận hành được ổn định và tin cậy,
ngồi cơng tác quản lý thì các thiết bị lắp đặt trên đường dây phải tác
động được khi có sự cố xảy ra, các giá trị cài đặt của thiết bị (dòng,
áp, thời gian tác động của thiết bị,…) phải được tính tốn chính xác
cho tất cả các thiết bị lắp trên cùng một nhánh, một xuất tuyến đường
dây để bảo đảm sự phân biệt và tác động có chọn lọc, một sự cố về
điện, dù xảy ra trong khoảng thời gian ngắn cũng có thể gây nên
những thiệt hại rất lớn về mặt kinh tế.
Lưới điện phân phối khu vực phía Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi
(gồm khu vực các huyện Nghĩa Hành và huyện Minh Long) được
cung cấp điện qua các xuất tuyến trung áp 22kV sau các TBA 110kV
Tư Nghĩa (E16.3) và TBA 110kV Quảng Phú (E16.5) và được đầu tư
xây dựng từ rất lâu với cấu trúc lưới hình tia và những cơng nghệ cịn
hạn chế,... Hiện nay, việc kết lưới tối ưu để liên kết tự động hóa
mạch vịng và xử lý sự cố, nâng cao độ tin cậy cho lưới điện phân
phối trung áp ở khu vực này là vấn đề cần phải quan tâm nghiên cứu
nhằm đề ra các giải pháp để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và
giảm tổn thất điện năng cho lưới điện này, nhằm đảm bảo cung cấp
điện được tốt hơn, đáp ứng tốt nhất nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội
và sự hài lòng của khách hàng sử dụng điện trên khu vực.

Để có thể giải quyết được vấn đề này, ngành điện cần phải
tăng cường đầu tư thiết bị nhằm hiện đại hoá lưới điện phân phối,
đặc biệt trong việc liên kết và tự động hố lưới điện gắn liền với
cơng nghệ thơng tin và tự động hóa liên kết mạch vịng sẽ giải quyết
ngay được một số vấn đề như: xử lý khắc phục nhanh sự cố, nâng
cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm tổn thất điện năng và an toàn
trong quản lý vận hành.
2. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu:


2
Qua thực tế trong công tác quản lý vận hành lưới điện phân
phối hiện nay, từ đó đề xuất đưa ra được các giải pháp quản lý vận
hành lưới điện được hợp lý hiệu quả.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
- Đối tượng nghiên cứu: Trên lưới điện phân phối trung áp
khu vực.
- Phạm vi nghiên cứu: Đề tài sẽ tập trung nghiên cứu các giải
pháp vận hành tối ưu lưới điện phân phối khu vực Tây Nam tỉnh
Quảng Ngãi.
4. Phương pháp nghiên cứu:
Trên cơ sở số liệu khảo sát hiện trạng lưới điện phân phối
khu vực sẽ nghiên cứu các nội dung sau:
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết, thu thập và xử lý thông
tin áp dụng cho lưới điện phân phối.
- Nghiên cứu và tìm hiểu lý thuyết về tự động hóa để tính
tốn nhằm đưa ra giải pháp liên kết và tự động hóa mạch vịng tại các
nút vận hành tối ưu trên lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng
Ngãi.
- Nghiên cứu lý thuyết và nghiên cứu các giải pháp để nâng

cao độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối.
- Thu thập số liệu và tính tốn, phân tích, đánh giá lưới điện
phân phối hiện tại từ đó đề xuất các giải pháp vận hành tối ưu, xử lý
sự cố và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
- Ứng dụng và sử dụng các phần mềm PSS/ADEPT, MDMS
(DSPM), PMIS (QLKT), RF-Spider (CTĐT) của ngành điện để thu
thập số liệu và tính tốn, phân tích, đánh giá các số liệu thu thập
được và đề ra các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành.
5. Lựa chọn đặt tên đề tài:
Căn cứ mục tiêu, đối tượng và phạm vi nghiên cứu đã đề ra,
đề tài đặt tên là: “Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả vận
hành lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi”.


3
6. Bố cục và tóm tắt nội dung đề tài:
Nội dung trong tập luận văn này gồm các phần chính như
sau:
+ Phần Mở đầu
- Chương 1: Tổng quan về vấn đề phối hợp bảo vệ lưới điện
phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi.
- Chương 2: Các phương pháp liên kết và tự động hóa mạch
vịng lưới điện phân phối.
- Chương 3: Hiện trạng và ứng dụng các phần mềm thu thập
số liệu, tính tốn lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi
- Chương 4: Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả vận
hành lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi
+ Kết luận và đề xuất, kiến nghị.

4
CHƯƠNG 1:
TỔNG QUAN VỀ VẤN ĐỀ PHỐI HỢP BẢO VỆ LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI TÂY NAM TỈNH QUẢNG NGÃI
1.1. Đặc điểm LĐPP Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi
Lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi được đầu tư,
xây dựng từ những năm 1985-1990 để cấp điện cho các khu vực phía
Tây Nam của tỉnh Quảng Ngãi. Cùng với sự phát triển kinh tế, xã hội
và nhu cầu sử dụng điện ngày càng cao của khách hàng, yêu cầu đặt
ra với ngành điện trong giai đoạn hiện nay là phải nâng cao độ tin
cậy cung cấp điện và đảm bảo việc cung cấp điện an toàn, liên tục và
ổn định là nhiệm vụ chính trị hàng đầu với ngành điện hiện nay.
Cấu trúc lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi là
lưới điện 3 pha 3 dây, trung tính nối đất trực tiếp tại đầu nguồn phía
22kV và chế độ vận hành bình thường của lưới điện là vận hành hở,
hình tia hoặc dạng xương cá (Hình 1.1) như sau:

Hình 1.1: Sơ đồ lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi


5
1.2. Phối hợp thiết bị bảo vệ trên LĐPP Tây Nam tỉnh
Quảng Ngãi
1.2.1. Giới thiệu một số thiết bị bảo vệ trên LĐPP
Hiện nay trên lưới điện phân phối đang vận hành cấp điện có
lắp đặt rất nhiều thiết bị bảo vệ tự động, tuy nhiên trong nội dung đề
tài luận văn này chỉ quan tâm đến các thiết bị bảo vệ tự động đóng
cắt từ xa được sử dụng nhằm đảm bảo cho hệ thống điện vận hành
được an toàn, linh hoạt và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện,….
Trong nội dung đề tài này sẽ chỉ giới thiệu ngắn gọn một số

loại thiết bị đóng cắt điển hình bảo vệ cho lưới phân phối hiện nay
1.2.1.1. Dao cắt có tải (LBS)
1.2.1.2. Máy cắt
1.2.1.3. Rơ le
1.2.1.4. Máy cắt tự động đóng lại (Recloser)
1.2.2. Phối hợp bảo vệ giữa các xuất tuyến LĐPP Tây Nam
tỉnh Quảng Ngãi
1.2.2.1. Phối hợp bảo vệ giữa XT479/E16.5 và XT479/E16.3
1.2.2.2. Phối hợp bảo vệ giữa XT479/E16.3 và XT475/E16.3
1.3. Kết luận chương 1:
Hiện nay trên lưới điện phân phối tỉnh Quảng Ngãi nói
chung và khu vực Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi nói riêng đang dần
được hiện đại hóa, việc thao tác đóng cắt các thiết bị trên lưới điện
ngày càng linh hoạt, thuận tiện và nhanh chóng thơng qua việc sử
dụng các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) để thu thập các dữ liệu
từ xa nhằm mục đích quản lý vận hành lưới điện ngày càng được
hiệu quả, năng suất lao động ngày càng tăng, thời gian mất điện của
khách hàng ngày càng giảm hướng đến mục tiêu vào năm 2020, thời
gian mất điện của khách hàng trong năm tương đương các nước
trong khu vực ≤ 400 phút/năm, tổn thất điện điện năng giảm ≤ 4,0%
và mức độ hài lòng của khách hàng ≥ 8,20 điểm.
Để thực hiện được mục tiêu trên cần thực hiện đồng thời các
giải pháp sau:


6
- Đầu tư xây dựng các liên kết mạch vòng các xuất tuyến
trung áp 22kV trên nguyên tắc mạng kín nhưng vận hành hở.
- Lắp đặt các thiết bị thông minh trên lưới điện để có thể thu
thập được số liệu từ xa thông qua kết nối vô tuyến hoặc hữu tuyến.

- Bổ sung và thay thế các thiết bị đóng cắt trên lưới điện có
khả năng kết nối tự động thông qua các thiết bị đầu cuối từ xa RTU.
- Tính tốn phân đoạn tuyến đường dây lưới điện phân phối
theo u cầu của phụ tải.
- Tính tốn và cài đặt các thông số trong phối hợp bảo vệ của
các thiết bị đóng cắt phân đoạn trên lưới điện.
- Áp dụng kết hợp đồng bộ các công nghệ tự động hóa lưới
điện phân phối hiện nay như DAS, SCADA,…
Trong chương 2 sẽ giới thiệu các phương pháp hiện nay
đang áp dụng trên lưới điện phân phối nhằm liên kết và tự động hóa
mạch vịng giữa các xuất tuyến trung áp với nhau để thực hiện khắc
phục nhanh khi có sự cố xảy ra và nâng cao được độ tin cậy cung cấp
điện của lưới điện phân phối.


7
CHƯƠNG 2:
CÁC PHƯƠNG PHÁP LIÊN KẾT VÀ TỰ ĐỘNG HÓA
MẠCH VÒNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.1. Sự cần thiết và các thiết bị tự động bảo vệ trên LĐPP
Hiện nay sơ đồ kết lưới cơ bản của lưới điện phân phối Tây
Nam tỉnh Quảng Ngãi chủ yếu là mạch hình tia và một số mạch liên
lạc giữa các xuất tuyến trung áp 22kV với nhau nhưng đang vận
hành hở giữa hai nguồn hoặc hai tuyến cùng một nguồn cung cấp và
sử dụng phối hợp thiết bị bảo vệ với nhau.
Để đảm bảo đạt mục tiêu đến năm 2020 độ tin cậy cung cấp
điện phải ngang bằng với các nước trong khu vực ASEAN, cần phải
đầu tư xây dựng, cải tạo các tuyến đường dây nhằm kết nối mạch
vòng giữa các xuất tuyến trung áp đáp ứng theo tiêu chí N-1, N-2.
2.2. Phương pháp liên kết tự động hóa mạch vịng cơng

nghệ DAS
2.2.1. Tự động hóa mạch vịng
2.2.1.1. Ý nghĩa của tự động hóa
2.2.1.2. Các mơ hình cơ bản của liên kết tự động hóa LĐPP

Hình 2.1: Mơ hình tự động hóa tập trung

Hình 2.3: Mơ hình tự động hóa phân tán


8
2.2.1.3. Cơ chế hoạt động của sơ đồ tự động hóa mạch vịng
2.2.1.4. Những chức năng cơ bản của tự động hóa mạch
vịng
2.2.1.5. Sự định thời trong sơ đồ tự động hóa mạch vịng
2.2.2. Các chế độ vận hành và thơng số trong tự động hóa
mạch vịng
2.2.2.1. Các chế độ trong tự động hóa mạch vịng
2.2.2.2. Các thơng số trong tự động hóa mạch vịng
2.2.2.3. Hoạt động mạch vịng khi sự cố xảy ra trên các phân đoạn
2.2.2.4. Trạng thái TĐL khi khởi động tự động hóa mạch
vịng
2.2.2.5. Tự động chuyển tải trong lưới điện
2.2.2.6. Phân đoạn vòng trong lưới điện
2.2.2.7. Sự phối hợp bảo vệ giữa các thiết bị

Hình 2.7: Sơ đồ hoạt động của 01 hệ thống SCADA

2.3. Phương pháp xác định và xử lý sự cố trên LĐPP
2.3.1. Phần mềm xác định sự cố DMS và các ứng dụng

2.3.1.1. Tổng quan hệ thống DMS
2.3.1.2. Các chức năng chính phần mềm DMS
2.3.2. Các phương pháp tính tốn xác định vị trí sự cố
LĐPP
2.3.2.1. Tính tốn dịng ngắn mạch


9
2.3.2.2. Thuật tốn sử dụng điện áp và dịng tần số cơ bản đo
tại một thiết bị đầu cuối dòng trước và trong khi sự cố
2.3.2.3. Kỹ thuật sử dụng điện áp và dòng điện ở tần số cơ
bản đo tại một thiết bị đầu cuối đường dây trước và trong khi sự cố
2.3.2.4. Phương pháp bù điện kháng
2.3.2.5. Định vị sự cố trên DMS
2.4. Các phương pháp tính tốn, đánh giá độ tin cậy
LĐPP
2.4.1. Phương pháp tính tốn, đánh giá cơ bản cho sơ đồ
hình tia
2.4.1.1. Các chỉ tiêu cơ bản về độ tin cậy
2.4.1.2. Các chỉ tiêu độ tin cậy bổ sung
2.4.2. Phương pháp tính tốn, đánh giá cơ bản cho sơ đồ
song song
2.4.2.1. Phương pháp tính tốn gần đúng
2.4.2.2. Phương pháp đơn giản hóa sơ đồ
2.4.2.3. Phương pháp lập nhóm sự cố
2.4.2.4. Tính tốn đến việc cắt các phần tử có định trước (sửa
chữa có kế hoạch)
2.4.2.5. Tính tốn có kể đến điều kiện thời tiết
2.5. Kết luận chương 2
Hiện nay lưới điện phân phối vận hành ngày càng hiệu quả,

thời gian mất điện ngày càng giảm, các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật thực
hiện ngày càng cao qua từng năm. Tuy nhiên đối với lưới điện phân
phối cần phải đầu tư xây dựng và hiện đại hóa hơn nữa mới đáp ứng
nhu cầu sử dụng điện ngày càng tăng và chất lượng cung cấp ngày
càng tốt hơn trong thời gian đến.
Việc phối hợp đóng cắt giữa các thiết bị như trình bày ở
chương 2 sẽ góp phần nâng cao được độ tin cậy cung cấp điện nhờ
việc hạn chế đến mức thấp nhất của vùng chịu ảnh hưởng mất điện,
bằng cách tự động cách ly điểm sự cố và tự động cấp điện lại cho các
phân đoạn không sự cố. Với ưu điểm của các thiết bị đóng cắt tự


10
động là sẽ nhanh chóng cơ lập điểm sự cố hoặc phân đoạn sự cố nên
thời sửa chữa và khôi phục cấp điện trở lại sẽ nhanh chóng hơn thì
việc áp dụng cơng nghệ tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) với ý
nghĩa chính là giảm thời gian mất điện cần được quan tâm xem xét
áp dụng sớm.
Ngoài ra đối với việc việc áp dụng công nghệ tự động hóa
của lưới điện phân phối DAS thì việc các thiết bị trên lưới phải được
lắp đặt đồng bộ hoặc cải tạo các thiết bị tự động có sẵn, vị trí lắp đặt
phải hợp lý,… để có thể phối hợp bảo vệ được với nhau khi vận
hành.
Việc áp dụng DAS và nhất là kết hợp với SCADA sẽ mang
lại nhiều hiệu quả vì qua màn hình SCADA điều khiển trung tâm
nhân viên điều hành có thể dễ dàng xác định phân đoạn bị sự cố và
nhanh chóng thực hiện phương thức xử lý sự cố để nhanh chóng cấp
điện trở lại cho các phân đoạn không bị sự cố trong thời gian nhanh
nhất, cũng như đề các xuất phương thức vận hành kinh tế nhất,….

11
CHƯƠNG 3:
HIỆN TRẠNG VÀ ỨNG DỤNG CÁC PHẦN MỀM THU THẬP
SỐ LIỆU, TÍNH TỐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
TÂY NAM TỈNH QUẢNG NGÃI
3.1. Hiện trạng vận hành LĐPP Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi
3.1.1. Giới thiệu các xuất tuyến LĐPP Tây Nam tỉnh
Quảng Ngãi
3.1.1.1. Tổng quan hiện trạng
3.1.1.2. Quy mô các xuất tuyến
3.1.1.3. Các phương thức vận hành
3.1.1.4. Các thiết bị bảo vệ
3.1.2. Các thơng số tính tốn bảo vệ khi vận hành bình
thường
3.1.2.1. Tính tốn thơng số chỉnh định rơ le thiết bị bảo vệ
3.1.2.2. Thông số chỉnh định rơ le các thiết bị bảo vệ hiện tại
3.2. Giới thiệu các phần mềm dùng để thu thập số liệu,
tính tốn, phân tích trong cơng tác quản lý vận hành lưới điện
Phần mềm quản lý lưới điện PSS/ADEPT với tên viết tắt đầy
đủ là Power System Simulator/Advanced Distribution Engineering
Productivity Tool của Công ty Shaw Power Technologies. Đây là
phần mềm dùng để thiết kế, tính tốn và phân tích, quy hoạch lưới
điện phân phối với số nút lưới điện lớn thuộc Siemens Power
Transmission & Distribution, Inc. Trong đó PSS/ADEPT là một
module trong phần mềm PSSTM và yêu cầu phải mua bản quyền với
một khóa ngồi để sử dụng gồm các nội dung như sau:
+ Giao diện của PSS/ADEPT:
+ Các chức năng chính của PSS/ADEPT:
+ Các cửa sổ ứng dụng của PSS/ADEPT:

3.2.2. Giới thiệu phần mềm thu thập dữ liệu từ xa MDMS
(DSPM)
Hệ thống quản lý dữ liệu đo đếm từ xa được viết tắt Meter


12
Data Management System (MDMS) gồm 3 module chính như sau:
- MDMSComms: Module thực hiện kết nối để thu thập dữ
liệu trực tiếp theo thời gian thực đến từng công tơ (Elster,
LandisGyr, EDMI,..) bằng các đường truyền khác nhau như: ADSL,
cáp quang, GSM, GPRS, EDGE, 3G Network.
- MDMSAnalyze: Module thực hiện chức năng phân tích số
liệu mà module MDMSComms thu thập về đưa vào CSDL lưu trữ.
- MDMS: Module quản lý và khai thác số liệu đo đếm.
3.2.3. Thu thập dữ liệu, tính tốn và mơ phỏng vị trí sự cố
trên bản đồ địa lý bằng phần mềm DMS
3.2.3.1. Xây dựng lưới điện
3.2.3.2. Thông số lưới điện
3.2.3.3. Mô phỏng và chạy phần mềm DMS
3.2.3.4. Thu thập và tính tốn, phân tích ĐTCCCĐ

Hình 3.11: Quy trình vận hành chương trình tính
SAIDI, SAIFI, MAIFI


13

Hình 3.12: Sơ đồ thuật tốn tính SAIDI, SAIFI, MAIFI
tại các đơn vị Điện lực
Bảng 3.3: Tổng hợp độ tin cây cung cấp điện trên lưới điện

phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi năm 2015, 2016, 2017


14
3.2.3.5. Đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của LĐPP hiện tại
Bảng 3.5: Tổng hợp độ tin cây cung cấp điện trên lưới điện
phân phối các Tổng Công ty Điện lực trong Tập đoàn Điện lực
Việt Nam năm 2017
Chỉ tiêu độ Đơn
EVN
TT tin cậy cung vị NPC
cấp điện tính

EVN
CPC

EVN
SPC

EVN EVN
EVN
HN HCMC

1

Saidi

Phút 1311

1265

789

555

232

1029

2

Saifi

Lần 10,92

7,89

3,53

2,72

3,02

7,04

3

Maifi

Lần

1,97

0,31

1,05

0,08

0,94

1,17

3.3. Kết luận chương 3
Qua thực tế vận hành và đánh giá hiện trạng của lưới điện
phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi. Tác giả lựa chọn đưa ra các
giải pháp thu thập số liệu của lưới điện gồm thông số vật tư thiết bị,
thông số vận hành lưới điện khu vực để tính tốn cài đặt bảo vệ cũng
như thông qua số liệu thu thập được tính tốn đề xuất các giải pháp
vận hành tối ưu cho lưới điện khu vực.
Việc thu thập số liệu và tính tốn, phân tích, đánh giá liên
kết tự động hóa mạch vòng, xử lý sự cố và nâng cao độ tin cậy cung
cấp điện trên lưới điện khu vực hiện tại thông qua các phần mềm mà
ngành điện đang sử dụng như phần mềm quản lý lưới điện
(PSS/ADEPT, PMIS), phần mềm thu thập số liệu từ xa (MDMS,
DSPM), phần mềm định vị và mô phỏng sự cố lưới điện (DMS),…
Thông qua việc thu thập số liệu của lưới điện phân phối khu
vực hiện tại đã tính tốn được những thiệt hại do tổn thất điện năng,
độ tin cậy cung cấp điện giảm, thời gian mất điện kéo dài, năng suất
lao động của ngành điện thấp,… do việc liên kết lưới và tổ chức

quản lý vận hành lưới điện không được tối ưu. Vì vậy với các số liệu
thu thập được sẽ tính tốn, phân tích đề xuất đưa ra các giải pháp để
nâng cao hiệu quả vận hành của lưới điện khu vực sẽ được trình bày
ở chương tiếp theo.


15
CHƯƠNG 4:
ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ
VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TÂY NAM
TỈNH QUẢNG NGÃI
4.1. Đề xuất các giải pháp liên kết và tự động hóa mạch
vịng tối ưu
4.1.1. Tính tốn liên kết mạch vịng giữa các xuất tuyến
vận hành tối ưu
Hiện trạng trên lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng
Ngãi (Hình 4.1 & 4.2) như sau.

Hình 4.1: Sơ đồ liên kết hiện trạng giữa XT479/E16.5 và
XT479/E16.3

Hình 4.2: Sơ đồ liên kết hiện trạng giữa XT475/E16.3 và
XT479/E16.3


16
Phương thức vận hành cơ bản thì 02 xuất tuyến 479/E16.5 và
479/E16.3 qua Liên lạc Hành Minh là liên kết mạch vịng nhưng vận
hành hở. Vì vậy để giảm thời gian mất điện, nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện cần có thêm điểm mở liên lạc tối ưu mới.

Áp dụng chương trình quản lý kỹ thuật PSS/ADEPT tính
tốn tối ưu các điểm thường mở của hệ thống (TOPO: Tie Open
Point Optimization) trên lưới điện của 02 xuất tuyến với thuật tốn
(Hình 4.3) đã xác định 01 điểm mở tối ưu với tổn thất công suất trên
lưới điện nhỏ nhất tại NR Hành Đức 1 (Hình 4.4) như sau:

Hình 4.3. Thuật tốn xác định điểm mở tối ưu (TOPO)

Hình 4.5: Sơ đồ kết lưới sau khi đầu tư liên kết mạch vòng mới


17
4.1.2. Giải pháp xây dựng liên kết mạch vòng và cải tạo lắp
đặt thiết bị đồng bộ giữa XT479/E16.5 và XT479/E16.3
Nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và linh hoạt thay
đổi phương thức vận hành cấp điện của lưới điện khu vực, phương
án đề xuất giải pháp là đầu tư xây dựng liên lạc mới tại nhánh rẽ
Hành Đức 1 cũng như sắp xếp lại tên thiết bị của 02 xuất tuyến
XT479/E16.5 và XT479/E16.3 hiện đang cấp điện cho khu vực Tây
Nam tỉnh Quảng Ngãi (Hình 4.6) như sau:

Hình 4.6: Sơ đồ sau khi mở liên kết vịng giữa
XT479/E16.5 và XT479/E16.3

- Xây dựng mới khoảng 0,3km đường dây 22kV từ cột cuối
29 sau nhánh rẽ Hành Đức 3 - XT479/E16.5 đến đấu nối vào cột 55
trục chính của XT479/E16.3.
- Lắp đặt bổ sung 01 Dao cắt phụ tải (LBS) tại cột 30 sau NR
Hành Đức 3 - XT479/E16.5 để làm nhánh rẽ, phân đoạn.
- Đổi tên thiết bị nhánh rẽ, phân đoạn khi mở điểm liên kết

vòng mới như sau:
+ Dao cắt phụ tải (LBS) nhánh rẽ Hành Đức 1 hiện tại đang
lắp đặt tại cột 05 của nhánh rẽ Hành Đức 1 sẽ đổi tên thành Dao cắt
phụ tải (LBS) Liên lạc Hành Đức mới (vận hành thường mở) để làm
mạch liên lạc thứ 2 (dự phòng) giữa 02 xuất tuyến XT479/E16.5 và
XT479/E16.3 vì vị trí này ở rất gần điểm trực vận hành của Điện lực
(cách 100m) nên rất thuận tiện cho việc thao tác đóng cắt thiết bị.


18
+ Dao cắt phụ tải (LBS) lắp đặt mới tại cột 30 của Nhánh rẽ
Hành Đức 3 sẽ đặt tên là Dao cắt phụ tải (LBS) nhánh rẽ Hành Đức 1
(vận hành thường đóng) để cấp điện cho nhánh rẽ Hành Đức 1 từ
xuất tuyến XT479/E16.3.
4.1.3. Chế độ vận hành liên kết mạch vòng giữa xuất tuyến
XT479/E16.5 và XT 479/E16.3 sau khi đầu tư, cải tạo và lắp đặt
thiết bị
Để đánh giá hiệu quả mang lại sau khi đầu tư mở liên kết
mạch vòng dự phòng và thay thế các vật tư thiết bị đồng bộ trên 02
xuất tuyến XT479/E16.5 và XT479/E16.3 cần phân tích, đánh giá
các chế độ vận hành như bình thường, sự cố và khơi phục sự cố giữa
xuất tuyến XT479/E16.5 và XT479/E16.3 trong các tình huống sự cố
tại các vị trí F1, F2 và F3 như sau:
4.1.3.1. Chế độ vận hành bình thường
4.1.3.2. Chế độ sự cố và khôi phục sự cố
4.1.3.3. Tổng hợp, truy cập số liệu vận hành về trung tâm
điều khiển (SCADA).
4.2. Đề xuất các giải pháp xử lý, khắc phục nhanh sự cố
4.2.1. Các giải pháp tính tốn, đánh giá tầm quan trọng
của các phụ tải

- Khai thác các phần mềm của ngành điện như MDMS
(DSPM) để thu thập số liệu từ xa thông qua các thiết bị đo đếm điện
năng.
- Phân chia phụ tải theo các nhóm, khu vực có ảnh hưởng
lớn đến các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật như sản lượng lớn, tổn thất điện
năng thấp, giá bán điện bình qn cao,….
- Phân chia phụ tải theo các nhóm, khu vực có ảnh hưởng
lớn đến tình hình phát triển kinh tế, xã hội của địa phương như các
cơ quan, đơn vị quan trọng của Đảng và Nhà nước đóng trên địa bàn
vào hộ sử dụng điện ưu tiên.
4.2.2. Các giải pháp nâng cao chỉ số độ tin cậy SAIDI,
SAIFI, MAIFI


19
4.2.2.1. Củng cố bộ máy làm công tác quản lý kỹ thuật từ
cấp Công ty Điện lực đến các đơn vị trực thuộc.
4.2.2.2. Công tác đào tạo, nâng cao tay nghề đối với bộ phận
kỹ thuật.
4.2.2.3. Công tác kiểm tra định kỳ đường dây và TBA.
4.2.2.4. Công tác điều tra tìm nguyên nhân sự cố.
4.2.2.5. Trang bị vật tư phục vụ QLVH lưới điện.
4.2.3. Lập kịch bản xử lý sự cố trên từng xuất tuyến LĐPP
- Trên mỗi xuất tuyến, phân đoạn, nhánh rẽ,… cần lập và
đưa ra các tình huống và kịch bản xử lý sự cố chi tiết.
- Tổ chức diễn tập thường xuyên việc xử lý sự cố trên các
xuất tuyến lưới điện phân phối cho các đơn vị quản lý vận hành
(tháng, quý, 6 tháng/lần).
4.3. Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp
điện

4.3.1. Giải pháp lập kế hoạch bảo dưỡng định kỳ cho thiết
bị
- Áp dụng chính sách sửa chữa bảo dưỡng đặt trọng tâm độ
tin cậy (RCM) đối với lưới điện trung hạ áp.
- RCM dựa trên mức độ quan trọng của một thiết bị, sự ưu
tiên cấp điện của khách hàng và sắp xếp thứ tự ưu tiên.
- Lập cơ sở dữ liệu quản lý VTTB.
- Đề xuất các tiêu chí đánh giá, phân nhóm các VTTB theo
thứ tự ưu tiên và tình trạng vận hành.
- Lập kế hoạch thực hiện cho từng VTTB trên lưới điện.
- Lập kế hoạch công tác trên lưới theo chế độ công tác tuần,
tháng, quý, 6 tháng, năm để thực hiện.
4.3.2. Giải pháp tự động hóa (DAS) và đồng bộ hóa thiết bị
trên LĐPP
- Giải pháp tự động hóa lưới điện (DAS).
- Giải pháp đồng bộ hóa thiết bị.
4.3.3. Giải pháp ứng dụng cơng nghệ mới


20
4.3.3.1. Tăng cường khai thác hệ thống hotline, vệ sinh cách
điện
4.3.3.2. Áp dụng cáp bypass trung, hạ áp và máy phát điện
4.3.3.3. Trang bị cáp bypass trung áp cho Công ty Điện lực
4.3.3.4. Trang bị cáp bypass hạ áp cho cấp Điện lực
4.3.3.5. Chống sét công nghệ mới không cần tiếp địa
4.3.3.6. Các thiết bị hỗ trợ công tác quản lý vận hành
4.3.3.7. Sử dụng các thiết bị chẩn đoán để nâng cao khả
năng ngăn ngừa sự cố
4.3.4. Giải pháp phân đoạn tuyến đường dây

Các giải pháp phân đoạn đường dây (gồm số lượng và
khoảng cách lắp đặt thiết bị phân đoạn) được tính tốn tùy thuộc vào
khu vực cấp điện với mục tiêu chính là số phút mất điện của khách
hàng/năm (SAIDI) ≤ 400 phút vào năm 2020, tiêu chí lắp đặt các
thiết bị phân đoạn (TBPĐ) trên lưới điện cụ thể như sau:
- Khu vực cấp điện với mục tiêu SAIDI ≤ 100, 150, 200,
400, 600, 800 phút,.... Ngoài ra các Recloser, LBS được lắp đặt trên
một xuất tuyến phải đảm bảo phối hợp bảo vệ được với nhau,….
4.4. Tính tốn hiệu quả kinh tế khi mở liên kết tối ưu
giữa XT479/E16.5 và XT479/E16.3
4.4.1. Hiệu quả về giá trị tổn thất điện năng LĐPP Tây
Nam tỉnh Quảng Ngãi
- Tổng giá trị đầu tư xây dựng khi mở liên kết vòng mới tại
Liên lạc Hành Đức mạch vòng giữa 02 xuất tuyến XT479/E16.5 và
XT479/E16.3 (Bảng 4.1) như sau:
Bảng 4.1: Bảng tổng hợp chi phí đầu tư mở liên kết mạch vòng mới


21
4.4.1.1. Thu thập số liệu để tính tốn trên LĐPP Tây Nam
tỉnh Quảng Ngãi
4.4.1.2. Áp dụng chương trình PSS/ADEPT tính toán giá trị
tổn thất điện năng trước và sau khi đầu tư mở điểm mạch vòng (Liên
lạc Hành Đức) mới
4.4.1.3. Giá trị làm lợi về tổn thất điện năng:
Bảng 4.2: Bảng tổng hợp so sánh khi mở liên kết mạch vòng mới

4.4.2. Hiệu quả về giá trị kinh tế của LĐPP Tây Nam tỉnh
Quảng Ngãi
4.4.2.1. Hiệu quả khi điểm mở điểm liên lạc tối ưu mới (Liên

lạc Hành Đức):
4.4.2.2. Giá trị hiệu quả kinh tế được lợi và thời gian hồn
vốn cơng trình:
Bảng 4.3: Bảng đánh giá hiệu quả đầu tư khi mở liên kết
mạch vòng mới


22
4.5. Kết luận chương 4:
Trong chương này với các số liệu thu thập được đã tính tốn
và đề xuất một số các giải pháp để nâng cao hiệu quả vận hành lưới
điện lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi:
Đã tính tốn đề xuất được điểm mở liên kết mạch vòng tối
ưu giữa 02 xuất tuyến XT479/E16.5 và XT479/E16.3 qua Liên lạc
Hành Đức (NR Hành Đức 1 hiện có) và chế độ vận hành hợp lý với
điểm mở tối ưu mới.
Đề xuất một số các giải pháp xử lý khắc phục nhanh sự cố
như các giải pháp tính tốn, đánh giá tầm quan trọng của các phụ tải;
Các giải pháp nâng cao chỉ số SAIDI (số phút mất điện), SAIFI (số
lần mất điện kéo dài, MAIFI (số lần mất điện thoáng qua); Lập kịch
bản xử lý sự cố trên từng xuất tuyến lưới điện khu vực.
Tính tốn, đề xuất một số các giải pháp nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện như Giải pháp lập kế hoạch bảo dưỡng định kỳ cho
thiết bị; Giải pháp tự động hóa (DAS) và đồng bộ hóa thiết bị trên
lưới điện phân phối; Giải pháp ứng dụng công nghệ mới; Giải pháp
phân đoạn tuyến đường dây.
Đã tính tốn được hiệu quả kinh tế của phương án đề xuất
tạo điểm mở liên kết mạch vòng mới (Liên lạc Hành Đức) giữa
XT479/E16.5 và XT479/E16.3 đã mang lại hiệu quả tốt trong công
tác quản lý vận hành của lưới điện khu vực. Thời gian thu hồi vốn

đầu tư ngắn chỉ khoảng 3,13 năm.


23
KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT, KIẾN NGHỊ
Kết luận:
Nội dung chính của đề tài này mang tính giải pháp kinh tế,
kỹ thuật và an tồn cho cơng tác vận hành với mục tiêu chính là nâng
cao độ tin cậy cung cấp điện, trong đó quan tâm đến các giải pháp
liên kết tự động hóa mạch vịng lưới điện phân phối nhằm mục đích
đóng nhanh nguồn dự phịng để thay thế cho nguồn làm việc bị cắt
khi có sự cố xảy ra. Đặc biệt trong tình hình hiện nay, đối với lưới
điện phân phối thì việc ngưng cung cấp điện lâu dài đối với những hộ
tiêu thụ loại 1 và loại 2,… sẽ gây ra những thiệt hại đáng kể về kinh
tế và tình hình an ninh trật tự trên khu vực.
Vì vậy việc áp dụng để mở nhiều điểm liên kết vịng tiến tới
tự động hố mạch vịng sẽ khắc phục nhanh sự cố và nâng cao độ tin
cậy cung cấp điện, giảm tổn thất điện năng là một trong nhiều giải
pháp cần được quan tâm, có thể áp dụng cho tất cả các xuất tuyến có
cấu trúc kín nhưng vận hành hở.
Việc tính tốn hiệu quả kinh tế cũng như thời gian hoàn vốn
đầu tư cho việc điểm mở liên kết vịng điển hình tại Liên lạc Hành
Đức (NR Hành Đức 1 cũ) làm liên lạc thứ 2 giữa 02 xuất tuyến
XT479/E16.5 và XT479/E16.3, cho phép tiếp tục nghiên cứu đề xuất
mở thêm các điểm vận hành tối ưu mới trên toàn bộ lưới điện phân
phối của khu vực Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi.
Đây là một đề tài ứng dụng thực tế và với mong muốn qua
việc đề xuất tổng hợp nhiều giải pháp để áp dụng trên lưới điện phân
phối khu vực Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi sẽ đạt được kết quả như kế
hoạch. Dự kiến đến năm 2020 kết quả đạt được như sau:

- Thời gian mất điện trung bình của hệ thống/khách hàng
(SAIDI) trên tồn khu vực: ≤ 400 phút
- Tổn thất điện năng trên toàn khu vực: ≤ 4,0%
- Mức độ đánh giá sự hài lòng của khách hàng trên toàn khu
vực: ≥ 8,20 điểm