Tính toán, lựa chọn phương thức vận hành tối ưu cho lưới điện phân phối điện lực Lệ Thuỷ tỉnh Quảng Bình

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

ĐẶNG NGỌC TIẾN

TÍNH TOÁN, LỰA CHỌN PHƯƠNG THỨC
VẬN HÀNH TỐI ƯU CHO LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC LỆ THỦY
TỈNH QUẢNG BÌNH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2019


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. LÊ ĐÌNH DƯƠNG

Phản biện 1: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 2: TS. VÕ NHƯ QUỐC

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp
thạc sĩ kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào ngày
22 tháng 12 năm 2018

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


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Trong những năm gần đây, cùng với sự phát triển kinh tế, xã
hội, giáo dục, quốc phòng của tỉnh Quảng Bình, bộ mặt của huyện Lệ
Thủy cũng đã có những sự thay đổi nhanh chóng, đặc biệt trong các
ngành công nghiệp, nông nghiệp, dịch vụ, kinh doanh. Sản lượng
điện của huyện Lệ Thủy tăng trưởng trung bình hằng năm tăng
khoảng từ 8% đến 10%, lưới điện càng ngày càng được mở rộng và
hiện đại hóa. Điều này dẫn đến nhu cầu sử dụng điện cũng tăng cao,
trong đó chất lượng điện năng và khả năng cung cấp điện ổn định, tin
cậy được đặt lên hàng đầu.
Để đáp ứng nhu cầu sử dụng điện ngày càng tăng của khách
hàng mà vẫn đảm bảo hiệu quả kinh tế trong vận hành, đòi hỏi Điện
lực Lệ Thủy phải có sự tính toán, lựa chọn phương thức vận hành tối
ưu cho lưới điện phân phối (LĐPP) đang quản lý.
Trước những nhu cầu thực tiễn nêu trên cùng với mong
muốn tính toán, phân tích các chỉ tiêu kỹ thuật lưới điện phân phối có
độ chính xác cao hơn dựa trên phần mềm PSS/ADEPT nhằm chọn ra
phương thức vận hành tối ưu cho LĐPP Điện lực Lệ Thủy hiện tại,
tính toán bù công suất phản kháng ứng với phương thức vận hành tối
ưu. Từ đó đưa ra một số giải pháp để hoàn thiện hơn nữa kết dây của
hệ thống nhằm đảm bảo vận hành lưới điện tin cậy và linh hoạt, nâng

cao chất lượng điện năng, đặc biệt là giảm thiểu tổn thất công suất
truyền tải trên đường dây.
2. Mục đích nghiên cứu:
- Tính toán 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.
- Tính toán, phân tích lựa chọn phương thức vận hành dự
phòng hợp lý nhất khi lưới điện bị sự cố hoặc cắt điện công tác máy


2
biến áp (MBA) nguồn nhằm phục vụ cho công tác quản lý vận hành
được tốt nhất, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
- Tính toán bù công suất phản kháng ứng với phương thức
vận hành tối ưu phục vụ cho công tác vận hành.
- Đề xuất một số giải pháp để hoàn thiện kết dây hiện tại
nhằm làm cho lưới điện có tính linh hoạt cao trong vận hành, nâng
cao chất lượng và hiệu quả trong cung cấp điện.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
- Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện phân phối Điện lực Lệ
Thủy.
- Phạm vi nghiên cứu: Tính toán và phân tích các phương
thức vận hành của LĐPP huyện Lệ Thủy. Qua đó, chọn ra phương
thức vận hành tối ưu, tính toán bù công suất phản kháng ứng với
phương thức vận hành tối ưu và đề ra giải pháp để hoàn thiện kết dây
hiện có nhằm phục vụ cho công tác quản lý vận hành, đáp ứng nhu
cầu tăng trưởng của phụ tải.
4. Phương pháp nghiên cứu:
Kết hợp giữa lý thuyết và thực tế: Nghiên cứu lý thuyết về

các vấn đề liên quan đến vận hành LĐPP; tìm hiểu thực tế về LĐPP
Điện lực Lệ Thủy và sử dụng công cụ phù hợp (đề xuất sử dụng phần
mềm PSS/ADEPT) để tính toán, lựa chọn phương thức vận hành tối
ưu cho LĐPP Điện lực Lệ Thủy.
5. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn:
Luận văn đề xuất phương thức vận hành một cách khoa học,
hợp lý cho lưới điện phân phối huyện Lệ Thủy đáp ứng được các
mục tiêu đề ra. Đề tài có tính thực tiễn cao, có thể áp dụng vào thực
tế cho lưới điện phân phối huyện Lệ Thủy và có thể phát triển ứng
dụng cho các lưới điện phân phối khác có tính chất tương tự.


3

6. Dự kiến kết quả đạt được:
Xây dựng được phương thức vận hành tối ưu cho lưới điện
phân phối huyện Lệ Thủy khi vận hành cơ bản cũng như vận hành dự
phòng lúc MBA nguồn bị sự cố hoặc cắt điện công tác.
7. Tên đề tài:
Căn cứ mục đích, đối tượng, phạm vi và phương pháp nghiên
cứu, đề tài được đặt tên: “Tính toán, lựa chọn phương thức vận
hành tối ưu cho lưới điện phân phối Điện lực Lệ Thủy tỉnh
Quảng Bình”.
8. Bố cục luận văn:
Luận văn được bố cục thành 4 chương, gồm các phần chính
như sau:
MỞ ĐẦU
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
VÀ TÌNH HÌNH CUNG CẤP ĐIỆN TẠI ĐIỆN LỰC LỆ THỦY
CHƯƠNG 2: PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG CÁC PHƯƠNG

THỨC VẬN HÀNH CƠ BẢN VÀ DỰ PHÒNG CỦA LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC LỆ THỦY
CHƯƠNG 3: SỬ DỤNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT ĐỂ
TÍNH TOÁN PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH TỐI ƯU CHO LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC LỆ THỦY; TÍNH TOÁN BÙ
CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG VỚI PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH
TỐI ƯU
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ


4

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ
TÌNH HÌNH CUNG CẤP ĐIỆN TRÊN ĐỊA BÀN ĐIỆN LỰC
LỆ THỦY QUẢN LÝ
1.1. Tổng quát về lưới điện phân phối:

1.1.1. Về lưới điện:
1.1.1a. Lưới điện phân phối trung áp trên không:
1.1.1b. Lưới điện phân phối cáp ngầm trung áp:

1.1.2. Về phụ tải điện
1.1.2.1. Đặc điểm của phụ tải điện
1.1.2.2. Các đặc trưng của phụ tải điện
1.1.2.3. Yêu cầu của phụ tải đối với hệ thống điện
1.2. Khái quát về huyện Lệ Thủy và tình hình cung cấp điện:

1.2.1. Khái quát về đặc điểm tự nhiên và kinh tế xã hội của huyện
Lệ Thuỷ:

1.2.2. Tình hình cung cấp điện hiện tại trên địa bàn Điện lực Lệ
Thủy quản lý:
Lưới điện phân phối Điện lực Lệ Thủy được cung cấp điện
bằng hai TBA 110kV là TBA 110kV Lệ Thủy (E72) gồm 5 xuất tuyến
và TBA 110kV Áng Sơn (AS) gồm 4 xuất tuyến, trong đó có 2 xuất
tuyến là 476 và 478 AS cấp điện cho huyện Lệ Thủy. Ngoài ra, tại Điện
lực Lệ Thủy còn có 1 tuyến đường dây nhận điện từ xuất tuyến 486
Vĩnh Linh - TBA 110kV Vĩnh Linh.

1.2.3. Trạm biến áp 110 kV Lệ Thủy (E72)
1.2.3.1. Xuất tuyến 471 E72
1.2.3.2. Xuất tuyến 472 E72
1.2.3.3. Xuất tuyến 474 E72
1.2.3.4. Xuất tuyến 476 E72
1.2.2.5. Xuất tuyến 478 E72

1.2.4. Trạm biến áp 110 kV Vĩnh Linh (VL)
1.2.4.1. Máy cắt 486 Sen Nam


5

1.2.5. Trạm biến áp 110 kV Áng Sơn (AS)
1.2.5.1. Xuất tuyến 476 Áng Sơn
1.2.5.2. Xuất tuyến 478 Áng Sơn
1.4. Kết luận chương 1
Lưới điện phân phối Điện lực Lệ Thủy có nhiệm vụ cung cấp
điện cho nhân dân trên địa bàn huyện Lệ Thủy. Cùng với sự phát triển
kinh tế-xã hội của địa phương, LĐPP Điện lực Lệ Thủy cũng đã phát
triển không ngừng.

Sơ đồ kết dây trong vận hành của LĐPP Điện lực Lệ Thủy chủ
yếu dựa vào phân bố địa lý và thực tế vận hành. Một số xuất tuyến được
cải tạo phục vụ theo yêu cầu chỉnh trang, giải tỏa mở đường của huyện
nên cần thiết phải tính toán để đưa ra phương thức vận hành tối ưu giúp
giảm thiểu tổn thất công suất trong vận hành, nâng cao độ tin cậy và
chất lượng cung cấp điện, đáp ứng tốt nhất nhu cầu phát triển của phụ
tải trong thời gian tới.
CHƯƠNG 2
PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG CÁC PHƯƠNG THỨC
VẬN HÀNH CƠ BẢN VÀ DỰ PHÒNG CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI ĐIỆN LỰC LỆ THỦY
2.1. Phương thức vận hành cơ bản hiện tại của LĐPP Điện lực Lệ
Thủy

2.1.1. Trạm biến áp 110 kV Lệ Thủy (E72)
2.1.2. Trạm biến áp 110kV Vĩnh Linh (VL)
2.1.3. Trạm biến áp 110 kV Áng Sơn (AS)
2.2. Phương thức vận hành dự phòng hiện tại của LĐPP Điện lực
Lệ Thủy

2.2.1. Khi mất điện lưới quốc gia
2.2.2. Khi sự cố TBA 110kV Lệ Thủy (E72)
2.2.3. Khi sự cố TBA 110kV Áng Sơn (AS)
2.2.4. Khi sự cố TBA 110kV Vĩnh Linh (VL)
2.3. Kết luận chương 2


6

LĐPP Điện lực Lệ Thủy hiện tại được vận hành hở, theo dạng

hình tia có liên kết mạch vòng hoặc không có liên kết mạch vòng.
Sơ đồ kết dây trong vận hành của LĐPP Điện lực Lệ Thủy chủ
yếu dựa vào phân bố địa lý và thực tế vận hành. Một số xuất tuyến được
cải tạo phục vụ theo yêu cầu chỉnh trang, giải toả mở đường của huyện
Lệ Thủy và nhu cầu phát triển của phụ tải nên cần thiết phải tính toán để
đưa ra phương thức vận hành tối ưu nhằm giảm thiểu tổn thất công suất
trong vận hành, đảm bảo được độ tin cậy và chất lượng cung cấp điện.
Trên cơ sở kết quả tính toán các phương thức vận hành hiện tại,
phương thức vận hành dự phòng và phương thức vận hành tối ưu để đề
xuất các giải pháp hoàn thiện phương thức kết dây hiện tại, nâng cao
hơn nữa độ tin cậy cung cấp điện trong quá trình vận hành.
CHƯƠNG 3
SỬ DỤNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT ĐỂ TÍNH TOÁN PHƯƠNG
THỨC VẬN HÀNH TỐI ƯU CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC LỆ THỦY; TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN
KHÁNG VỚI PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH TỐI ƯU
3.1. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT

3.1.1. Khái quát chung
Trong luận văn sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để thực hiện
tính toán, phân tích LĐPP Điện lực Lệ Thủy. Trước khi thực hiện tính
toán, phân tích chúng ta tiến hành việc tìm hiểu về phần mềm và các
tính năng của phần mềm là việc làm cần thiết.

-

Tính toán về phân bố công suất
Tính toán ngắn mạch
Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (CAPO)
Tính toán điểm mở tối ưu (TOPO)

Phân tích sóng hài
Phân tích bài toán khởi động động cơ
Phối hợp các thiết bị bảo vệ


7

Phân tích độ tin cậy lưới điện
Trong khuôn khổ của luận văn, chỉ sử dụng ba chức năng của
phần mềm PSS/ADEPT để tính toán và phân tích lưới điện. Đó là:

-

-

Tính toán về phân bố công suất
Tính toán điểm mở tối ưu (TOPO)

Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (CAPO)
Dưới đây sẽ trình bày ba chức năng trên của phần mềm
PSS/ADEPT.

3.1.2. Tính toán về phân bố công suất
3.1.2.1. Nguồn
3.1.2.2. Đường dây và cáp
3.1.2.3. Máy biến áp
3.1.2.4. Máy điện đồng bộ
3.1.2.5. Máy điện cảm ứng
3.1.2.6. Mô hình phụ tải tĩnh
3.1.2.7. Phụ tải công suất không đổi

3.1.3. Tính toán điểm mở tối ưu (TOPO)
Phần mềm PSS/ADEPT cung cấp một trình con để xác định
điểm mở tối ưu trong LĐPP sao cho tổn thất công suất trong mạng là bé
nhất. Giải thuật TOPO tối ưu hoá từng phần của một lưới điện hình tia
nối với một nút nguồn. Chính vì vậy mà trong tất cả mọi cấu hình mạng
điện hình tia, TOPO đều có thể định ra một cấu hình có tổn thất công
suất tác dụng là bé nhất.
Giải thuật của TOPO sử dụng phương pháp Heuristic dựa trên
sự tối ưu phân bố công suất. Một đặc tính của giải thuật Heuristic là nó
không thể định ra điểm tối ưu thứ hai, thứ ba được. Các khoá điện xem
xét ban đầu phải ở trạng thái mở nhưng khi đóng lại chúng phải tạo ra
một mạch vòng kín. Nếu chúng không tạo mạch vòng thì hoặc là chúng
đứng tách biệt hoặc là nối với mạng tách biệt. Những khoá điện không
tạo thành một mạch 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


8

kín khi đóng. Thuật toán của trình TOPO được trình bày ở Hình 3.1.

Hình 3.1. Thuật toán xác định điểm mở tối ưu (TOPO)

3.1.4. Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (CAPO)
Tối ưu hoá vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới là tính toán vị trí lắp đặt
tụ bù trên lưới sao cho kinh tế nhất (nghĩa là sao cho số tiền tiết kiệm
được từ việc đặt tụ bù lớn hơn số tiền phải bỏ ra để lắp đặt tụ bù).
Các tính toán kinh tế trong CAPO được giải thích ở đây ứng với
một tụ bù cố định ở một đồ thị phụ tải đơn.

Giả sử CAPO đang tính toán lắp đặt tụ bù thứ n, độ lớn sF. Tất
cả các nút hợp lệ trong lưới điện được xem xét để tìm vị trí đặt tụ bù sao
cho số tiền tiết kiệm được là lớn nhất; giả sử công suất tác dụng tiết


9

kiệm được là xP (kW) và công suất phản kháng tiết kiệm được là xQ
(kvar). Năng lượng tiết kiệm và quá trình bảo trì diễn ra trong một
khoảng thời gian, vì vậy chúng ta sử dụng một đại lượng thời gian
tương đương, gọi là Ne:

Ne

n

1 i n
[
]
1 r

(3.7)

n 1

Như vậy, giá trị của năng lượng tiết kiệm được là:
SavingsF = 8760 Ne x (xP x cP + xQ x cQ)
Giá trị của chi phí mua tụ bù là:
CostF = sF x (cF + Ne x mF)

(3.8)
(3.9)

Nếu tiền tiết kiệm được lớn hơn chi phí, CAPO sẽ xem xét đến
tụ bù thứ (n+1), nếu tiền tiết kiệm được nhỏ hơn thì CAPO bỏ qua tụ bù
thứ n và ngừng tính toán.
Để tham khảo, tất cả các phương trình có trong quá trình tính
toán CAPO sẽ được liệt kê bên dưới. Chi phí của tụ bù, bao gồm tiền
lắp đặt và bảo trì, được liệt kê cho loại tụ bù cố định trước. Công thức là
tương tự cho tụ bù ứng động.
CostF = sF x (cF + Ne x mF)
(3.10)
Nếu có nhiều trường hợp phụ tải, sẽ có nhiều biến cần được
định nghĩa hơn. Giả sử có K trường hợp phụ tải trong CAPO, mỗi
trường hợp có khoảng thời gian là dk. Gọi switchk là trạng thái đóng cắt
của tụ bù ứng động, switchk = 1 nghĩa là tụ bù đóng lên lưới trong suốt
trường hợp tải và = 0 là tụ bù được cắt ra.
Tiền tiết kiệm cho mỗi tụ bù cố định (luôn được đóng vào lưới)
là tổng tiền tiết kiệm của tất cả các trường hợp tải.

SavingsF

8760* Ne *(cP*

k
k

k

xPk

1

cQ *

xQk )

(3.11)

k 1

Tiền tiết kiệm cho tụ bù ứng động cũng liên quan đến lịch đóng
cắt của tụ.


10

Savingss

8760* Ne *(cP*

k
k

k

switch * xPk
1

cQ *

switch * xQk )
k 1

(3.12)
Để hoàn tất, ta xét đến phương trình tính Ne:
n

Ne
n 1

1 i
1 r

n

(3.13)

CAPO đặt tụ bù cố định lên lưới cho đến khi xảy ra điều kiện
dừng. Sau đó tụ bù ứng động được đặt lên lưới cho đến khi xảy ra điều
kiện dừng tương ứng của tụ bù ứng động. Tổng chi phí của quá trình tối
ưu là chi phí lắp đặt và bảo trì của tất cả các tụ đã được đóng lên lưới;
chi phí tiết kiệm tổng là tổng của các chi phí tiết kiệm thu lại được của
từng tụ bù. CAPO có thể đặt nhiều tụ bù cố định và/hoặc nhiều tụ bù
ứng động tại mỗi nút. PSS/ADEPT sẽ gộp các tụ bù này thành một tụ bù
cố định và/hoặc một tụ bù ứng động. Tụ bù ứng động đơn sẽ có nấc
điều chỉnh tương ứng và lịch đóng cắt tụ sẽ biểu diễn các bước đóng cắt
của từng tụ bù đơn.

3.1.5. Các bước thực hiện khi ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT
Bước 1: Thu thập, xử lý và nhập số liệu lưới điện cần tính toán trên

PSS/ADEPT.

3.1.6. Các thuận lợi và khó khăn trong sử dụng phần mềm
PSS/ADEPT
3.1.6.1. Thuận lợi
3.1.6.2. Khó khăn
3.2. Các số liệu đầu vào phục vụ cho việc tính toán lưới điện

3.2.1. Phương pháp công suất tiêu thụ trung bình
Giới thiệu:
Phương pháp công suất tiêu thụ trung bình giúp chúng ta thu
thập số liệu phụ tải tính toán một cách nhanh chóng, đơn giản. Tuy
nhiên, hầu hết các đường dây trung thế đều cấp điện với một phạm vi
rộng lớn cho nhiều phụ tải khác nhau nên tính chất tiêu thụ của các phụ
tải cũng khác nhau. Do đó, khi áp dụng công thức này có nhiều phụ tải

a.


11

không phù hợp nên nó chỉ có thể được sử dụng cho các khu công
nghiệp và các khu kinh tế tập trung.

3.2.2. Phương pháp xây dựng đồ thị phụ tải đặc trưng
Do vị trí địa lý nên khí hậu của huyện Lệ Thủy chia ra hai mùa
rõ rệt trong năm là mùa nắng (từ tháng 4 đến tháng 10) và mùa mưa (từ
tháng 10 đến tháng 4), có ảnh hưởng đến phụ tải điện. Tuy nhiên, qua
thống kê số liệu phụ tải, mức độ biến động phụ tải giữa hai mùa không
lớn và phụ tải cực đại của mùa nắng lớn hơn mùa mưa (khoảng 1,25

lần), vì vậy để tính toán nhằm chọn ra phương thức vận hành tối ưu cho
lưới điện ta chỉ cần tính toán với số liệu mùa nắng. Đồ thị phụ tải đặc
trưng các nhóm tải tại Điện lực Lệ Thủy vào mùa nắng được mô tả như
hình 3.3.
060
050
040
030

P

020

Q

010
000
1

3

5

7

9 11 13 15 17 19 21 23

Hình 3.3a: Đồ thị phụ tải đặc trưng nhóm phụ tải công nghiệp

12
90
80
70
60
50

P

40

Q

30
20
10
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Hình 3.3b. Đồ thị phụ tải đặc trưng nhóm phụ tải thương nghiệp, dịch
vụ
060
050
040
P

030

Q

020
010
000
1

3

5

7

9 11 13 15 17 19 21 23

Hình 3.3c. Đồ thị phụ tải đặc trưng nhóm phụ tải nông nghiệp


13
090
080
070
060
050
040
030
020
010
000

P
Q

1

3

5

7

9 11 13 15 17 19 21 23

Hình 3.3d. Đồ thị phụ tải đặc trưng nhóm dân sư sinh hoạt
045
040
035
030
025
020
015
010
005
000

P
Q

1

3

5

7

9 11 13 15 17 19 21 23

Hình 3.3e. Đồ thị phụ tải đặc trưng nhóm phụ tải cơ quan, văn phòng

b. Nhận xét:
Chúng ta có thể thu thập được nhanh chóng các phụ tải tính
toán ở các thời điểm khác nhau mà không cần phải đo đạc hết các thời
điểm của phụ tải do nhờ vào đồ thị phụ tải đặc trưng. Phương pháp này
phù hợp hầu hết đối với các loại phụ tải khi muốn lấy số liệu phụ tải
tính toán.

3.2.3. Kết luận


14

- Trên địa bàn Điện lực Lệ Thủy hiện tại, các phụ tải lớn phần
lớn đều tập trung vào khu công nghiệp Cam Liên, khu vực khai thác
titan xã Sen Thủy và Ngư Thủy Nam, khu vực nuôi tôm xã Ngư Thủy
Bắc, khu vực khai thác đá xã Sơn Thủy, tại các khu vực này đều có
đường dây cấp điện riêng biệt nên sẽ dùng phương pháp công suất tiêu
thụ trung bình để xác định các giá trị tính toán của phụ tải. Các phụ tải
công nghiệp khác nằm ngoài các khu công nghiệp trên tương đối ít nên
sẽ đến từng phụ tải để thu thập dữ liệu qua công tơ điện tử.
- Các phụ tải còn lại sẽ dùng phương pháp xây dựng đồ thị phụ
tải đặc trưng để xác định các giá trị tính toán của phụ tải, bằng cách

phối hợp giữa đồ thị phụ tải đặc trưng và số liệu đo đạc thực tế phụ tải
vào giờ cao điểm tối để tính toán.
Số liệu phụ tải tính toán trong luận văn được thu thập từ số liệu
đo công suất tháng 7/2018.
3.3. Các tiêu chí để lựa chọn phương thức vận hành tối ưu cho lưới
điện phân phối Điện lực Lệ Thủy
Nhiệm vụ của LĐPP là dùng để chuyển tải điện năng cung cấp
điện trực tiếp đến khách hàng sử dụng điện, nên việc đảm bảo cho lưới
điện vận hành tin cậy, chất lượng và đạt hiệu quả là việc làm hết sức
quan trọng.
Đặc trưng phụ tải của hệ thống điện Điện lực Lệ Thủy trong
một ngày đêm có các thời điểm đặc biệt cần phải xem xét trong việc
tính toán chế độ vận hành của lưới điện như sau:

-

Cao điểm sáng (từ 8h00 đến 12h00).
Cao điểm tối (từ 17h00 đến 22h00).
Thời điểm trung bình (từ 15h00 đến 16h00)

Thấp điểm tối (từ 0h00 đến 5h00).
Trong đó, công suất vào giờ cao điểm tối là lớn nhất và công
suất vào giờ thấp điểm tối là nhỏ nhất.
3.4. Tính toán, lựa chọn phương thức vận hành cơ bản tối ưu cho
lưới điện phân phối Điện lực Lệ Thủy


15

3.4.1. Tính toán cho phương thức vận hành cơ bản hiện tại

Phần tính toán này được thực hiện bằng cách chạy trào lưu công
suất cho phương thức vận hành cơ bản hiện tại của LĐPP Điện lực Lệ
Thủy đang được sử dụng ở các chế độ phụ tải cực đại, chế độ phụ tải
trung bình và chế độ phụ tải cực tiểu. Kết quả thu được về công suất và
tổn thất công suất trên các xuất tuyến được tổng hợp ở các Bảng 3.1,
Bảng 3.2 và Bảng 3.3.
Bảng 3.1. Công suất và tổn thất công suất trên các xuất tuyến
ở phương thức vận hành hiện tại, chế độ phụ tải cực đại
Bảng 3.2. Công suất và tổn thất công suất trên các xuất tuyến
ở phương thức vận hành hiện tại, chế độ phụ tải trung bình
Bảng 3.3. Công suất và tổn thất công suất trên các xuất tuyến
ở phương thức vận hành hiện tại, chế độ phụ tải cực tiểu
Bảng 3.4. Điện áp thấp nhất trên các xuất tuyến
ở chế độ vận hành hiện tại, phụ tải cực đại
Bảng 3.5. Điện áp thấp nhất trên các xuất tuyến
ở chế độ vận hành hiện tại, phụ tải trung bình
Bảng 3.6. Điện áp thấp nhất trên các xuất tuyến
ở chế độ vận hành hiện tại, phụ tải cực tiểu

3.4.2. Tính toán, lựa chọn phương thức vận hành cơ bản tối ưu
Phần tính toán này được thực hiện bằng cách cho chạy trình
TOPO của phần mềm PSS/ADEPT. Trình TOPO này sẽ tính toán để
xem xét mở phân đoạn nào trên các mạch vòng để đem đến tổn thất
công suất ( P) trong toàn mạng là bé nhất. Số liệu các mạch vòng hiện
có trên LĐPP Điện lực Lệ Thủy được nêu trong Bảng 3.7:

Bảng 3.7. Các mạch vòng hiện có trên LĐPP Điện lực Lệ Thủy
3.5. Trình tự kết quả chạy TOPO của phần mềm PSS/ADEPT
(Có thể xem ở phụ lục 4.)
Qua kết quả tính toán điểm mở tối ưu ở Bảng 3.8, ta thấy giữa

phương thức vận hành cơ bản tối ưu đã tính toán và phương thức vận
hành cơ bản hiện tại mà Điện lực Lệ Thuỷ đang sử dụng có nhiều thay
đổi. Trong tổng số 7 mạch vòng hiện có thì 3 mạch vòng đều cần phải


16

thay đổi lại điểm mở của lưới để đem đến tổn thất công suất ( P) thấp
hơn.

Bảng 3.8. Vị trí điểm mở tối ưu của phương thức vận hành cơ bản
Vị trí mở của mạch vòng

TT

Tên mạch vòng

1

Mạch vòng 474 E72–
476 Áng Sơn

L92 Tiểu Vùng 8

MC 473 TC Mỹ Đức

2

Mạch vòng 478 E72–
476 Áng Sơn

Mạch vòng 478 E72–
472 E72

L95 Phú Hòa

MC 472 TC Mỹ Đức

L35 Châu Xá

MC 488 Văn Xá

3

Trước khi chọn tối ưu Sau khi chọn tối ưu

Qua tính toán, nếu chúng ta vận hành theo phương thức cơ bản
tối ưu thì hiệu quả đem lại sẽ tốt hơn. Trong đó, tổn thất công suất trên
lưới phân phối của Điện lực Lệ Thuỷ trước khi chọn tối ưu là 842,952
kW và sau khi chọn tối ưu là 806,111 kW. Kết quả cụ thể được tổng
hợp ở Bảng 3.9.
Sơ đồ kết dây cơ bản tối ưu của LĐPP Điện lực Lệ Thủy hiện
tại được trình bày ở phụ lục 1.9.

Bảng 3.9. Công suất và tổn thất công suất trên các xuất tuyến sau
khi chọn phương thức vận hành cơ bản tối ưu ứng với chế độ phụ
tải cực đại
3.6. Tính toán, lựa chọn phương thức vận hành dự phòng cho lưới
điện phân phối Điện lực Lệ Thủy
Để lựa chọn phương thức vận hành dự phòng hợp lý cho LĐPP
Điện lực Lệ Thủy, tác giả đã dùng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán

cho các phương thức vận hành dự phòng đang sử dụng và các phương
thức vận hành khác có thể xảy ra, sau đó so sánh để lựa chọn phương
thức vận hành hợp lý nhất (phương thức cho tổn thất công suất ( P) nhỏ
nhất và điện áp nằm trong giới hạn cho phép). Các phương thức dùng


17

để tính toán đã được kiểm tra đạt về điều kiện phát nóng của dây dẫn.
Việc sử dụng số liệu phụ tải tính toán vào thời gian cao điểm tối là vì
đây là thời điểm phụ tải lớn nhất trong ngày, nếu kết quả tính toán đạt
yêu cầu thì nó sẽ đúng cho các thời điểm còn lại.

3.6.1. Khi sự cố TBA 110kV Lệ Thủy (E72)
+ Dùng các đường dây 22kV liên lạc 474 E72-476 AS, 478 E72- 476
AS để cấp điện. Kết quả sau khi chạy trào lưu công suất như Bảng
3.11a.

3.6.2. Khi sự cố TBA 110kV Áng Sơn (AS)
+ Dùng các đường dây 22kV liên lạc 474 E72-476 AS (cấp cho nhánh
rẽ 473 TC Mỹ Đức), 478 E72- 476 AS (cấp cho các phụ tải còn lại) để
cấp điện. Kết quả sau khi chạy trào lưu công suất như Bảng 3.11b.

3.6.3. Khi sự cố TBA 110kV Vĩnh Linh (VL)
+ Dùng các đường dây 22kV liên lạc 476 E72-486 Sen Nam để cấp điện
cho phụ tải sau MC 486 Sen Nam. Kết quả sau khi chạy trào lưu công
suất như Bảng 3.11c.
3.7. Tính toán bù công suất phản kháng trên lưới điện phân phối
Điện lực Lệ Thủy với sơ đồ phương thức vận hành cơ bản tối ưu

3.7.1. Đặt vấn đề
Bài toán tính dung lượng bù quan trọng trong quá trình quản lý,
vận hành lưới điện bởi những lợi ích ưu thế của nó mang lại: giảm được
tổn thất điện năng của lưới điện, nâng cao khả năng tải của dây dẫn,
giảm công suất nguồn,…. .
Lưới điện trung áp Điện lực Lệ Thuỷ trải rộng trên địa bàn lớn
do đó chiều dài mỗi xuất tuyến lớn, trung bình khoảng 60 km gây tổn
thất công suất cuối đường dây lớn.
Vì vậy, việc áp dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán bù
công suất phản kháng là cần thiết. Đặc biệt việc áp dụng bài toán tính
dung lượng bù sẽ giúp Điện lực xác định nhu cầu công suất kháng cho
toàn lưới, kiểm tra các vị trí bù hiện hữu và phục vụ công tác rà soát
đánh giá tổng thể bài toán bù theo đặc thù riêng của lưới điện Lệ Thuỷ.

3.7.2. Khảo sát tình hình bù hiện trạng


18

Dung lượng bù hiện có tính đến thời điểm 31/07/2018 gồm 4
cụm tụ bù trung áp với tổng dung lượng bù 1800 kVAr. Tổng dung
lượng bù hạ áp là 12,705 MVAr. Vị trí lắp đặt tụ bù và dung lượng bù
hiện tại trên lưới điện Điện lực Lệ Thuỷ được thống kê trong phụ lục
2.2.
Do phụ tải điện phát triển hàng năm dẫn đến các vị trí bù và
dung lượng bù hiện tại đã không còn hợp lý, vì vậy việc tính toán lại vị
trí và dung lượng để đảm bảo chất lượng điện áp cho phép với tổn thất
công suất là nhỏ nhất là cần thiết.

3.7.3. Các yêu cầu tính toán

- Xác định điện áp tại các nút phụ tải trước khi bù.
- Xác định hệ số công suất (cos ) trước khi bù
- Xác định công suất, tổn thất công suất của toàn xuất tuyến
trước khi bù.
- Xác định dung lượng tối ưu và vị trí lắp đặt tối ưu của tụ bù.
- Xác định điện áp tại các nút phụ tải sau khi bù.
- Xác định hệ số công suất (cos ) sau khi bù.
- Xác định công suất, tổn thất công suất của toàn xuất tuyến sau
khi bù. Từ kết quả tính toán trước bù và sau bù đánh giá hiệu quả của
việc đặt bù, tìm giải pháp bù tốt nhất.

3.7.4. Tính toán phân bố công suất ban đầu
Từ sơ đồ các xuất tuyến đã được tính toán điểm mở tối ưu, áp
dụng tính toán phân bố công suất cho các xuất tuyến, kết quả tính toán
được thống kê theo Bảng 3.12.

Bảng 3.12: Tổn thất công suất ban đầu của các xuất tuyến
trạm 110kV Lệ Thuỷ và Áng Sơn
Công suất
Tên xuất tuyến

Tổn thất CS
tác dụng

P
Q
∆P ∆P/P
(kW) (kVAr) (kW) (%)

Tổn thất CS

phản kháng
∆Q ∆Q/Q cosφ
(kVAr) (%)


19

I. Trạm Lệ
Thuỷ (E72)

23765.52

XT 471 E72

3072.52 918.24 113.69 3.70

160.10

17.43 0.97

XT 472 E72

1613.49 344.20 15.111 0.93

27.189

7.89 0.98

XT 474 E72

6109.43 1197.35 82.448 1.35

185.54

15.49 0.98

XT 476 E72

3141.99 502.01 51.99

1.65

94.861

18.89 0.99

XT 478 E72

1127.22 285.87 7.511

0.67

34.155

11.94 0.99

MC 486 Sen
Nam
II.Trạm Áng
Sơn (AS)

8706.70 3065.01 487.01 5.59

1507.3

49.17 0.94

2520.54 156.39 48.351 1.92

151.31

96.75 0.99

XT 476 AS

832.85 218.71 7.452

15.319

7.004 0.97

XT 478 AS

1687.69 -62.32 40.899 2.42

6312.68 757.76 3.18 2009.145 31.82 0.96

0.89

135.99 -216.7 1.00

3.7.5. Tính toán bù kinh tế cho LĐPP
Ứng dụng module CAPO trong phần mềm PSS/ADEPT để tính
bù cho xuất tuyến nói trên. CAPO sẽ xem xét tất cả các nút hợp lệ trên
lưới lưới điện để tìm vị trí đặt tụ bù sao cho số tiền tiết kiệm được là lớn
nhất. Chúng ta cần thiết lập các thông số phân tích kinh tế cho bài toán
tối ưu hóa chế độ đặt bù trong PSS/ADEPT. Đây là các chỉ số quan
trọng, quyết định rất lớn đến kết quả tính toán của chương trình. Ta thiết
lập các thông số tính toán trong phần CAPO của chương trình
PSS/ADEPT. Cụ thể như sau:

- Chi phí điện năng (cP): giá tiền phải trả cho 1kWh điện năng
tiêu thụ. Ta thiết lập bằng giá bán điện bình quân của Điện lực Lệ Thuỷ
năm 2017 là 1.561,07 đồng/kWh.

- Chi

phí điện năng phản kháng (cQ): giá tiền phải trả cho
1kVArh điện năng phản kháng tiêu thụ. Ta thiết lập cQ theo hệ số công
suất tại đầu xuất tuyến trung áp, theo [10] ta có:
cQ= cP x k%
(3.15)


20

Trong đó: k% là hệ số bù đắp chi phí do bên mua điện sử dụng
quá lượng CSPK quy định. Hệ số k được cho theo Bảng 3.13.
Các xuất tuyến trên lưới phân phối của Điện lực Lệ Thuỷ đều
có hệ số công suất lớn hơn 0.85 nên ta có thể lấy một giá trị chung khi

tính toán
cQ = 1145,5 x 0% = 0 đồng/kVAr
- Chi phí nhu cầu điện dP: giá tiền phải trả cho 1kW công suất
tác dụng lắp đặt nhà máy điện (suất đầu tư công suất tác dụng nhà máy
điện). Hiện tại CAPO không sử dụng giá trị này.

- Chi phí nhu cầu phản kháng dQ: giá tiền phải trả cho 1kVAr
CSPK lắp đặt nhà máy điện (suất đầu tư CSPK nhà máy điện). Hiện tại
CAPO không sử dụng giá trị này.
* Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp cố định: mFTAcđ = 4203,53
đồng/kVAr.năm
* Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp ứng động: mFTAưđ = 19500
đồng/kVAr.năm
* Chi phí bảo trì trạm tụ bù hạ áp cố định: mFHAcđ = 5151,6
đồng/1 kVAr.năm
* Chi phí bảo trì trạm tụ bù hạ áp ứng động: mFHAưđ = 8058
đồng/1 kVAr.năm
Bảng 3.13: Hệ số bù k
* Tính toán bù cố định và ứng động phía trung áp kết hợp hạ áp
Từ sơ đồ sau khi bù tự nhiên, cài đặt các chỉ số kinh tế đã tính
toán trong mục 3.7.5 cho hộp thoại Economic (các giá trị cho phía trung
áp) của chương trình. Sau đó vào phần CAPO của chương trình
PSS/ADEPT điều chỉnh số lượng tụ bù cố định để lắp đặt là 10 (giả
thiết số tụ có sẵn để lắp đặt là không giới hạn) và dung lượng mỗi tụ là
100 kVAr. Tiếp tục điều chỉnh số lượng tụ bù ứng động để lắp đặt là 10
(giả thiết số tụ có sẵn để lắp đặt là không giới hạn) và dung lượng mỗi
tụ là 100 kVAr. Chọn các nút trung áp và tiến hành tính toán bù CAPO
cho phía trung áp. Sau đó cài đặt lại hộp thoại Economic (các giá trị cho
phía hạ áp). Điều chỉnh trong phần CAPO của chương trình

21

PSS/ADEPT số lượng tụ bù cố định là 50 ứng với dung lượng bù là 10
kVAr. Tiếp tục điều chỉnh số lượng tụ bù ứng động để lắp đặt là 50 ứng
với dung lượng bù là 10 kVAr. Chọn các nút tại trạm biến áp và tiến
hành bù CAPO cho phía hạ áp.
Lần lượt tính toán bù cố định và ứng động cho phía trung áp và
cho phía hạ áp, đồng thời theo dõi kết quả tính toán của chương trình
đối với xuất tuyến sau MC 486 Sen Nam ta có kết quả các vị trí bù và
dung lượng bù như Bảng 3.14.
Tính toán tổn thất công suất cho xuất tuyến sau MC 486 Sen
Nam nói trên sau khi bù cố định và ứng động phía trung áp kết hợp hạ
áp, kết quả tổn thất công suất của các xuất tuyến sau khi tính toán như
Bảng 3.16.

Bảng 3.16: Tổn thất sau bù trung áp kết hợp với hạ áp
Công suất
Tên xuất
tuyến
P (kW)

Tổn thất CS
tác dụng

Q
∆P
(kVAr) (kW)

Tổn thất CS

phản kháng

cosφ

∆P/P
∆Q
∆Q/Q
(%) (kVAr) (%)

I. Trạm Lệ
Thuỷ (E72)

23696.89

XT 471 E72

3072.52 918.24 113.69 3.70

160.10

17.43 0.97

XT 472 E72

1613.49 344.20 15.111 0.93

27.189

7.89 0.98

XT 474 E72

6109.43 1197.35 82.448 1.35

185.54

15.49 0.98

XT 476 E72

3141.99 502.01 51.99

1.65

94.861

18.89 0.99

XT 478 E72

1127.22 285.87 7.511

0.67

34.155

11.94 0.99

MC 486 Sen
Nam

II.Trạm Áng
Sơn (AS)

8692.07 2424.5 472.32 5.43 1472.34 60.72 0.96
2520.54 156.39 48.351 1.92

151.31

96.75 0.99

XT 476 AS

832.85 218.71 7.452

15.319

7.004 0.97

XT 478 AS

1687.69 -62.32 40.899 2.42

5672.17 743.07 3.13 1974.18 34.80 0.97

0.89

135.99 -216.7 1.00


22

Kiểm tra điện áp trên các xuất tuyến với phương thức vận hành
cơ bản tối ưu và sau khi bù CSKH như bảng 3.17.
Từ kết quả thống kê trên Bảng 3.16 và Bảng 3.17 ta thấy tổn
thất công suất sau khi bù trung áp kết hợp hạ áp trên xuất tuyến sau
MC 486 Sen Nam đã giảm so với trước khi bù , đồng thời hệ số cosφ
tăng lên từ khoảng 0.94 đến 0.96; kiểm tra các nút điện áp đều đã được
cải thiện so với trước. Như vậy dung lượng bù trung áp kết hợp với hạ
áp là chấp nhận được.
3.8. Kết luận chương 3
Bằng cách sử dụng phần mềm PSS/ADEPT, trong chương 3
của luận văn đã thực hiện tính toán và lựa chọn được phương thức vận
hành cơ bản và phương thức vận hành dự phòng cho LĐPP Điện lực Lệ
Thuỷ ở chế độ mùa nắng năm 2018, các phương thức này có những ưu
điểm vượt trội hơn so với phương thức vận hành hiện tại đang được sử
dụng như tổn thất công suất thấp hơn, điện áp vận hành tốt hơn, nên đề
nghị Điện lực đưa vào sử dụng. Với sơ đồ tính toán lưới điện dùng
trong phần mềm PSS/ADEPT đã được lập sẵn, phương pháp thu thập số
liệu phụ tải đã được nghiên cứu và kiểm chứng thì việc tính toán, lựa
chọn các phương thức vận hành ở các thời điểm của các năm về sau trở
nên đơn giản và ít tốn thời gian hơn.
Trên cơ sở xây dựng các chỉ số kinh tế cho PSS/ADEPT, tính
toán bù công suất phản kháng cho phương thức vận hành tối ưu bằng
phương pháp bù trung áp kết hợp hạ áp.
Qua kết quả tính toán và phân tích, có những vấn đề chính cần
quan tâm như sau:

- Về phương thức vận hành cơ bản: nếu vận hành theo phương
thức kết lưới mới sẽ giúp giảm tổn thất công suất (806,111 kW so với
842,952 kW của phương thức vận hành hiện tại), từ đó sẽ làm giảm tổn

thất điện năng và mang lại hiệu quả kinh tế.
-

Về phương thức vận hành dự phòng:


23

Hiện nay, trên LĐPP Điện lực Lệ Thuỷ đang sử dụng nhiều
chủng loại thiết bị dùng để thao tác đóng cắt và bảo vệ với các tính năng
sử dụng khác nhau như:

-

- Đầu các xuất tuyến đường dây tại các TBA nguồn đang sử
dụng các máy cắt hợp bộ.
Trên đường dây phân phối tại các phân đoạn đang sử dụng
các thiết bị như: Máy cắt recloser (máy cắt tự đóng lại), dao cắt có tải
kiểu kín hoặc hở, dao cách ly, cầu chì tự rơi.
Trong quá trình vận hành, nhận thấy rằng việc lắp đặt các thiết
bị như trên còn có nhiều tồn tại cần phải khắc phục để nâng cao hơn
nữa độ tin cậy và hiệu quả trong cung cấp điện. Các tồn tại đó được đề
xuất khắc phục như sau:
* Về cầu chì tự rơi (Fuse cut out - FCO)
+ FCO nhánh rẽ Hải Thuỷ - XT 476 E72
+ FCO nhánh rẽ Quy Hậu – XT 474 E72
* Về dao cách ly đường dây LTD:
+ DCL 309-4 Sen Hạ liên lạc giữa XT 476 E72 và MC 486 Sen
Nam:
Qua tính toán, có thể thấy nếu thực hiện thay DCL loại LTD tại

đây bằng dao cắt có tải kiểu kín có kết nối SCADA sẽ tiết kiệm được
SAIDI = 1,425 phút/KH; SAIFI = 0,142 lần/KH.

-

Do thời gian hạn chế nên trong luận văn tác giả không tiến hành
tính toán đối với hai đề xuất còn lại và với thời gian chuyển tải lớn hơn
05 phút nên ở đây ta không xét đến chỉ tiêu MAIFI. Tuy nhiên, theo tác
giả nếu thực hiện sẽ giúp hoàn thiện phương thức kết dây hiện tại, hoàn
thiện sơ đồ, nâng cao tính linh hoạt trong vận hành, nâng cao ĐTCCCĐ.