Nghiên cứu tự động hóa lưới điện phân phối để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

Bộ Giáo dục và đào tạo
Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội
------------------

Nguyễn VĂN HảI

NGHIấN CU T NG HểA LI IN
PHN PHI NNG CAO TIN CY
CUNG CP

luận văn thạc sü khoa häc

Hµ Néi 2010


Bộ Giáo dục và đào tạo
Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội
------------------

Nguyễn văn hải

NGHIấN CU T NG HểA LI IN
PHN PHI NNG CAO TIN CY
CUNG CP IN
Chuyên ngành: Mạng và Hệ Thống Điện
mà số:

luận văn thạc sỹ khoa häc

Người hướng dẫn khoa học: TS. PHAN ĐĂNG KHẢI

Hµ Néi 2010


Lời nói đầu
Cùng với sự phát triển của nền kinh tế - xà hội, nhu cầu sử dụng điện
năng cùng với yêu cầu về sản lượng, chất lượng cung cấp điện tăng cao. Tuy
nhiên để tăng độ tin cậy sẽ dẫn đến sự tăng của vốn đầu tư. Ngành điện Việt
Nam đang phải đối phó với sự khó khăn về vốn đầu tư cho việc phát triển điện
lực trong khi yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện ngày càng tăng.
Để giải quyết bài toán tăng độ tin cậy cho lưới điện trong điều kiện hạn
chế về vốn đầu tư, trong luận văn này, tác giả sẽ đưa ra phương pháp tính toán
độ tin cậy, tính toán lắp đặt các thiết bị đóng cắt để tăng cường độ tin cậy cho
lưới điện trung thế dựa trên mối quan hệ giữa vốn đầu tư và độ tin cậy dựa trên
hàm mục tiêu l hiệu quả kinh tế khi lắp đặt TBĐC đạt giá trị cao nhất, dựa
trên phương pháp quy hoạch phi tuyến xấp xỉ để giải bài toán, từ đó sử dụng
chương trình CONUT tính toán chế độ hệ thống điện của lưới điện trung áp
của Viện năng lượng để xác định vị trí, số lượng, loại TBĐC lắp đặt trên lưới
sau đó đề xuất các giải pháp để nâng cao độ tin cậy cho lưới điện trung thế
Việt Nam.
Để hoàn thành luận văn này, tác giả vô cùng biết ơn sự hướng dẫn và
chỉ đạo tận tình của TS Phan Đăng Khải.
Xin chân thành cảm ơn trung tâm bồi dưỡng sau đại học - Đại học Bách
khoa Hà Nội.
Tác giả rất mong nhận được sự bổ sung, góp ý hoàn thiện nội dung từ
các thầy cô, các chuyên gia, bạn bè đồng nghiệp nhằm nâng cao tính khả dụng
của luận văn này.

nguyễn văn hải - lớp cao học kü tht ®iƯn 2007-2009

Mục lục
Nội dung
Mục lục
Danh mục các chữ viết tắt

Trang

Mở đầu

1

Chơng I: Hiện trạng lưới điện phân phối trung áp ở việt nam

3
3
9
10
11
11
12
12
13
14
15

1.1. Đặc điểm của lưới điện phân phối trung áp
1.2. Xu thế phát triển của lưới phân phối trung áp tại việt nam.
1.3. Các thiết bị phân đoạn trong lưới điện phân phối trung áp

1.3.1. Dao cách ly thường (DS)

1.3.2. Dao cách ly tự động (DCLTĐ)
1.3.3. Dao cắt tải (LSB)
1.3.4 Máy cắt có trang bị thiết bị tự động đóng lại (TĐL)
1.3.5. Tự động đóng nguồn dự phịng (TĐD)
1.3.6. Mỏy ct (MC)
1.3.7 DAS
Chơng II: Tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện & Các giải
pháp nâng cao độ tin cậy cho Hệ Thống Điện
2.1 Đặc trưng về độ tin cËy cđa hƯ thèng ®iƯn
2.1.1. Độ tin cậy và các chỉ tiêu thường dùng để đánh giá độ tin
cậy của hệ thống cung cấp điện.
2.1.2. Khái niệm về trạng thái hỏng hóc của hệ thống điện
2.1.2.1. Trạng thái phần tử.
2.1.2.2. Trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện
2.1.3. Tổn thất kinh tế do mất điện và ảnh hưởng của cấu trúc
mức độ tin cậy của hệ thống điện
2.2 Độ tin cậy của các phần tử
2.2.1. Phn t khụng phục hồi
2.2.2. Mơ hình cường độ hỏng hóc
2.2.3. Phần tử phục hồi
2.2.3.1. Sửa chữa sự cố lý tưởng, có thời gian phục hồi t=0
2.2.3.2. Sửa chữa sự cố thực tế, thời gian phục hồi
2.2.3.3. Sửa chữa sự cố thực tế v bo dng nh k
nguyễn văn hải - lớp cao häc kü tht ®iƯn 2007-2009

16
16
16
18
19

21
23
23
26
27
27
29
31


2.2.4. Các chỉ số đánh giá độ tin cậy của h thng in
(Reliability Evaluation of Power Systems)
2.3. Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho hệ thống
2.4. Vấn đề độ tin cậy trong thiết kế phơng án cấp điện Hàm
kinh tế đánh giá một phương án cấp điện
2.5. Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho lưới ph©n phèi
2.5.1. Nâng cao độ tin cậy của trạm biến áp phân phối.
2.5.2. Nâng cao độ tin cậy cho phần li phõn phi.
2.6. Các giải pháp tăng cường độ tin cậy ở lới điện phân phối điện
Việt Nam
Chơng III: Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện bằng giải pháp tự
động hóa thiết bị đóng cắt phân đoạn trên lưới điện phân phối
trung áp
3.1. Hiện trạng Rơle bảo vệ trong hệ thống phân phối trung áp của
Việt Nam

32
37
38
40

40
41
44

48
48

3.1.1. H thng rơle bảo vệ cho ngăn máy cắt trung áp trong
lưới điện trung tính nối đất trực tiếp

48

3.1.2. Hệ thống rơle bảo vệ cho ngăn máy cắt trung áp trong
lưới trung tính cách ly hoặc qua trở kháng

48

3.1.3. Hiện trạng về tự động hóa trong hệ thống phân phối
trung áp Việt nam
3.2. Phối hợp làm việc giữa các thiết bị tự động đóng lại (Recloser)
và dao cắt có tải (LSB)
3.2.1. Giai đoạn 1: Chưa có hệ thống SCADA
3.2.2. Giai đoạn 1: Khi có hệ thống SCADA
3.3. Giíi thiƯu chung vỊ hƯ thống tự động hóa phân vùng sự cố
DAS ( Distribution Automatic System) theo từng giai đoạn
3.3.1. Cỏc thit b chớnh của DAS giai đọan 1
3.3.2. Các thiết bị chính trong hệ thống DAS giai đoạn 2
3.3.3. Các thiết bị chính trong hệ thống DAS giai đoạn 3
Ch¬ng IV: Tính tốn lựa chọn vị trí, chủng loại thiết bị đóng cắt
phân đoạn tối ưu để nâng cao độ tin cậy cung cp in

4.1. Đặt vấn đề
4.2. Mô tả bài toán và phương pháp giải
4.2.1. Mụ t bi toỏn
nguyễn văn hải - líp cao häc kü tht ®iƯn 2007-2009

49
51
51
54
57
57
65
67
73
73
77
77


4.2.2. Bài toán xác định loại thiết bị đóng cắt lắp đặt
4.3. Bài toán xác định loại, số lượng TBĐC
4.3.1. Đặt vấn đề
4.3.2. Bài toán tìm kiếm điểm mở mạch vòng tái cấu hình lưới
giảm tổn thất (D)P
4.3.3. Bài toán tìm loại, số lượng thiết bị phân đoạn
4.4. Phơng pháp quy hoạch phi tuyến xấp xỉ
4.4.1. Đặt vấn đề
4.4.2. Bài toán QHTT nguyên thực hỗn hợp xấp xỉ
4.5. Giới thiệu chương trình tính toán
4.6. Kết luận chương IV

Chơng V: Tính toán lựa chọn vị trí, số lượng, chủng loại, thiết bị
đóng cắt tối ưu để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho một số
lưới điện cụ thể
5.1. Đặt vấn đề
5.2. Các giả thiết để tính toán
5.3. áp dụng tính toán cho các lưới điện cụ thể
cho một số lưới điện cụ thể
4. Kết luận chương V
Kết luận và hướng nghiên cứu
Tài liệu tham khảo
Phụ lục

nguyễn văn hải - líp cao häc kü tht ®iƯn 2007-2009

79
82
82
82
85
86
86
88
90
93

94
94
94
96
105

106
108


Danh mục các chữ viết tắt
HTCCĐ

Hệ thống điện cung cấp điện

LĐPPTA

Lưới điện phân phối trung áp

ĐTC

Độ tin cậy

MBA

Máy biến áp

TBA

Trạm biến áp

QHPT

Quy hoạch phi tuyến

QHTT

Quy hoạch tuyến tính

TBĐC

Thiết bị đóng cắt
Hàm chi phí do lắp đặt thiết bị phân đoạn và chi phí

Z, Zcp

có lợi từ việc giảm thiệt hại do gián đoạn cung cấp
điện mang lại

nguyễn văn hải - líp cao häc kü tht ®iƯn 2007-2009


Danh mục các bảng
Tên bảng

Trang

Bảng 5.1: Bảng thông số nhánh ĐH Cảnh Sát Thụy Phương lộ
476E1.6

97

Bảng 5.2 Bảng kết quả tính nhánh ĐH Cảnh Sát Thụy Phương
lộ 476E1.6

99

Bảng 5.3: Bảng thông số Lộ 381E1.4

101

Bảng 5.4: Bảng hình ảnh kết quả chạy chương trình Lộ 381E1.4

101

Bảng 5.5 Bảng kết quả lộ 381E1.4

102

Bảng 5.6: Bảng thông số Lộ 373E22.3

103

Bảng 5.7: Bảng hình ảnh kết quả chạy chương trình Lộ 373E22.3

104

Bảng 5.8 Bảng kết quả lộ 373E22.3

104

nguyễn văn hải - lớp cao häc kü tht ®iƯn 2007-2009


Danh mục các hình vẽ, đồ thị
Tên hình vẽ, đồ thị

Trang

Hình 2.1 Trng thỏi v hng húc ca h thng điện

19

H×nh 2.2 Đồ thị quan hệ giữa hàm phân bố và hàm mật độ

24

H×nh 2.3 Mơ hình cường độ hỏng hóc

27

H×nh 2.4 Trạng thái làm việc và trạng thái hỏng hóc của các phần
tử

29

H×nh 2.5 Mơ hình trạng thái của các phần tử

32

H×nh 2.6 Đồ thị phụ tải trung bình tại thanh cái của phụ tải

36

H×nh 3.1 Sơ đồ phối hợp phân đoạn sự cố giữa recloser và dao cắt
có tải

52

H×nh 3.2 Hệ thống điện sử dụng recloser phối hợp với LBS phân
đoạn tự động và có hệ thống SCADA

55

H×nh 3.3 Sự cố giữa phân đoạn LBS 1 và LBS 2

56

H×nh 3.4 Các thiết bị cơ bản của hệ thống DAS ở giai đoạn 1

57

H×nh 3.5 Nguyên lý cấu tạo của hợp bộ DPĐTĐ

58

H×nh 3.6 Sơ đồ phối hợp thời gian cài đặt của FDR

60

H×nh 3.7 Nguyên tắc hoạt động ở lưới điện hình tia

61

H×nh 3.8 Ngun tắc hoạt động ở lưới điện có nguồn ở hai phía

63

H×nh 3.9 Giản đồ thời gian tác động với 2 nguồn cung cấp

64

H×nh 3.10 Cấu hình hệ thống DAS giai đoạn 2

66

H×nh 3.11 Điều khiển thời gian thực và hiển thị trạng thái lưới
phân phối theo thời gian thực
Hình 3.12 Quy trình tự ng phc hi ca li phõn phi

nguyễn văn hải - líp cao häc kü tht ®iƯn 2007-2009

68
69


Hình 3.13 DAS cho hệ thống cáp ngầm

71

Hình 3.14 Sơ đồ phát triển hệ thống DAS các giai đoạn

72

H×nh 4.1. Mối quan hệ giữa chi phí và độ tin cậy

75

Hình 4.2 Đồ thị hàm ZE = g(n), ZTB = h(n)

78

Hình 4.3 Đồ thị hàm tổng chi phí ZCP

78

Hình 4.4 Lưu đồ giải thuật tái cấu hình lưới giảm P

84

Hình 4.5 Tuyến tính hóa từng khúc hàm phi tuyến

87

Hình 4.6 Thông số đầu vào của đường dây

90

Hình 4.7 Thông số đầu vào của phụ tải

90

Hình 4.8 Sơ đồ tính toán chế độ lưới điện

91

Hình 4.9 Thông số đầu vào tính độ tin cậy

91

Hình 4.10 Lưới điện sau khi tính toán lắp đặt TBĐC

92

Hình 5.1: Sơ đồ nguyên lý nhánh ĐH Cảnh Sát Thụy Phương
lộ 476E1.6

96

Hình 5.2 Nhập thông số đường dây đoạn 1 từ nút 1- nút 2 (ĐH
Cảnh Sát Tân Phương)

97

Hình 5.3: Nhập thông số đầu vào của phụ tải nút 2 (Tân Phương)

98

Hình 5.4: Sơ đồ kết quả tính toán chế độ lưới điện lộ 476E1.6

98

Hình 5.5 Thông số đầu vào tính độ tin cậy nhập vào nửa trái của
bảng

99

Hình 5.6 Kết quả hiển thị nhánh ĐH Cảnh Sát Thụy Phương lộ
476E1.6

100

Hình 5.7 Sơ đồ nguyên lý lộ 381E1.4

100

Hình 5.8 Sơ đồ kết quả chương trình lắp TBĐC cho Lộ 381E1.4

102

Hình 5.9 Sơ đồ nguyên lý lộ 373E22.3

103

nguyễn văn hải - lớp cao học kỹ thuật ®iÖn 2007-2009


Hình 5.10: Lộ 373 - E22.3 sau khi lắp đặt TBĐC

nguyễn văn hải - lớp cao học kỹ thuật điện 2007-2009

105


1

PHN M U
Các thập kỷ trước, đánh giá về độ tin cậy lưới trung áp ít được chú ý bằng
đánh giá độ tin cậy nguồn điện, lưới truyền tải. Lý do cơ bản là xây dựng các
nhà máy điện đòi hỏi vốn đầu tư rất lớn và thiếu nguồn cũng như sự cố trên hệ
thống truyền tải gây ảnh hưởng rÊt réng ®èi víi nỊn kinh tÕ - x· héi.
Tuy nhiên việc phân tích các thống kê sự cố khách hàng cho thấy độ tin
cậy của lưới trung áp ảnh hưởng lớn tới việc đảm bảo an toàn cung cấp điện
cho khách hàng. Mặt khác, trong thời gian qua thiệt hại về kinh tế - xà hội là
rất lớn do độ tin cậy lưới trung áp không đảm bảo. Tại Mỹ, trong một năm
thiệt hại do mất điện gây ra ước tính 50 tỷ USD. Công ty Điện lực PG & E
phải bồi thường cho công ty chế biến các s¶n phÈm nÊm CMI víi sè tiỊn 5, 5
triƯu USD do độ tin cậy và chất lượng điện năng không đảm bảo theo hợp
đồng (số liệu năm 1995).
Đối với các nước đà hình thành thị trường điện, khi việc mua bán điện
được thực hiện theo đúng hợp đồng giữa bên mua và bên bán thì yêu cầu về độ
tin cậy, chất lượng điện năng là một yêu cầu chính đáng và được những người
làm công tác kinh doanh điện năng hết sức quan tâm.
Cùng với việc gia tăng nhu cầu sử dụng điện, việc sử dụng các thiết bị
điện có yêu cầu chất lượng điện năng cao ngày càng gia tăng.
Tuy nhiên, giá thành điện của điện năng phụ thuộc vào vốn đầu tư. Tăng
độ tin cậy thì vốn đầu tư tăng làm cho giá thành điện năng cũng sẽ tăng theo.
Từ giá thành điện năng, với mức lÃi yêu cầu và thuế ta có giá bán điện. Mỗi
giá bán ®iƯn øng víi mét møc tin cËy nhÊt ®Þnh. Nh­ vậy, yếu tố độ tin cậy
ảnh hưởng rất lớn đến giá thành điện năng.
Bài toán lựa chọn vị trí, loại thiết bị đóng cắt (TBĐC) nhằm tìm ra giải
pháp tối ưu về hiệu quả kinh tế, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là một vấn
đề hết sức quan trọng trong quá trình quản lý, vận hành hệ thống cung cấp
điện (HTCCĐ).
nguyễn văn hải - lớp cao học kỹ tht ®iƯn 2007-2009

2

Luận văn bao gồm 05 chương:
Chương I: Hiện trạng lưới điện trung áp ở Việt Nam: Đặc điểm lưới điện
phân phối trung áp, Xu thế phát triển của lưới phân phối trung áp tại Việt
Nam, Các thiết bị phân đoạn trong lưới điện phân phối trung áp.
Chương II: Tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện & Các giải pháp nâng
cao độ tin cậy cho Hệ Thống Điện: Đặc trưng về độ tin cậy của hệ thống điện,
Các khái niệm và thông số cơ bản để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện, Độ tin
cậy của các phần tử. Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho hệ thống, Vấn đề
độ tin cậy trong thiết kế phương án cấp điện Hàm kinh tế đánh giá một
phương án cấp điện, Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho lưới phân phối,
Các giải pháp tăng cường độ tin cậy ở lưới điện phân phối điện Việt Nam.
Chương III: Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện bằng giải pháp tự động
hóa thiết bị đóng cắt phân đoạn trên lưới điện phân phối trung áp như: Phối
hợp làm việc giữa các thiết bị tự động đóng lại (Recloser) và dao cắt có tải
(LSB), Giới thiệu chung về hệ thống tự động hóa phân vùng sự cố DAS (
Distribution Automatic System)
Ch­¬ng IV: Tính tốn lựa chọn vị trí, chủng loại thiết bị đóng cắt phân
đoạn tối ưu để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện: Mô tả bài toán-phương
pháp giải, Phương pháp quy hoạch phi tuyến xấp xỉ, Gii thiu chng trỡnh
tớnh toỏn.
Chương V: Tính toán cho một số lưới điện cụ thể: áp dụng tính toán cho
một số lưới điện phân phối trung áp hiện có tại các khu vực khác nhau, tính
toán số lượng TBĐC cần lắp đặt trên lưới, kiểm tra sự hợp lý của các TBĐC
hiện hữu so với kết quả tính toán.
Kết luận

nguyễn văn hải - lớp cao học kỹ thuật điện 2007-2009

3

Chương 1
HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRUNG ÁP
Ở VIỆT NAM
1.1. ĐẶC ĐIỂM CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRUNG ÁP

Lưới phân phối gồm lưới phân phối trung áp và lưới phân phối hạ áp.
Lưới phân phối trung áp có điện từ 6-35kV, lấy điện từ các trạm trung gian
rồi cấp cho các trạm phân phối hạ áp. Lưới phân phối hạ áp có cấp điện áp
380/220V hoặc 220/110V cấp điện trực tiếp cho các hộ tiêu thụ điện. Trong
đề tài chỉ khảo sát đến lưới điện phân phối trung áp.
Lượng điện năng bị mất chủ yếu do sự cố và ngừng điện kế hoạch của
lưới phân phối. Lượng vốn đầu tư cho lưới phân phối là khá lớn: Vốn cho lưới
phân phối và truyền tải thường là 50% tổng vốn đầu tư cho hệ thống điện. Tỷ
lệ tổn thất điện năng trên lưới chiếm tỷ lệ lớn khoảng 40-50% tổn thất toàn hệ
thống.
Lưới điện phân phối trung áp là lưới điện trực tiếp chuyển tải điện năng từ
các trạm biến áp trung gian đến các trạm biến áp hạ áp cung cấp cho khách
hàng, các đường dây phân phối trung áp thường được vận hành hở dạng lưới
trục chính khơng phân đoạn, trục chính phân đoạn, mạch vịng kín vận hành
hở… Thơng thường lưới phân phối có số lượng các phần tử cao hơn nhiều so
với các thành phần khác trong hệ thống điện nên xác suất sự cố cũng cao hơn
nhiều. Vì vậy, để đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng hầu hết các tuyến
đường dây đều có mạch vòng liên kết với các đường dây, các nguồn kế cận.
Việc khôi phục cung cấp điện cho các hộ phụ tải sẽ giảm được rất nhiều thời
gian bằng các thao tác đóng cắt tự động các thiết bị phân đoạn nằm trong
mạch vòng. Thời gian phục hồi cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ điện phụ

thuộc vào khả năng tải của đường dây và nguồn dự phòng, vào kh nng t
ng ca cỏc thit b phõn on.
nguyễn văn hải - lớp cao học kỹ thuật điện 2007-2009


4

Lưới phân phối trung áp có đặc điểm là mỗi một đường dây phân phối
thường có nhiều loại phụ tải khác nhau (phụ tải sinh hoạt, chiếu sáng công
cộng, thương mại dịch vụ, nhà máy, phân xưởng sản xuất…) các loại phụ tải
này phân bố một cách ngẫu nhiên không đồng đều trên các lộ đường dây và
chúng có thời điểm sử dụng công suất lớn nhất khác nhau thay đổi trong ngày,
trong tuần và trong mùa. Vì thế trên các đường dây đồ thị phụ tải luôn thay
đổi, không bằng phẳng, có thể gây ra hiện tượng quá tải tạm thời và tăng suất
tổn thất của các lộ đường dây trong lưới điện phân phối trung áo. Sự ảnh
hưởng này nặng nề nhất là với các cấu trúc lưới điện phân phối trục chính có
một nguồn cung cấp, các lưới phân phối dạng trục chính thường xuyên bị quá
tải vào các thời gian phụ tải cực đại trong ngày và trong mùa, tổn thất công
suất trên các đoạn đầu nguồn là rất lớn, hay xảy ra sự cố. Ngoài ra sơ đồ lưới
cung cấp điện trục chính cịn có nhược điểm là độ tin cậy cung cấp điện thấp
khi xảy ra sự cố điện, hoặc ít nhất thì các phần tử từ phân đoạn bị sự cố trở đi
(theo hướng đi của dịng cơng suất) sẽ bị mất điện. Để khắc phục nhược điểm
này người ta dùng sơ đồ lưới phân phối kín vận hành hở có nhiều thiết bị
phân đoạn và nhiều nguồn cung cấp.
Lưới phân phối trung áp được phân loại theo các cách sau:
- Theo đối tượng và địa bàn phục vụ gồm có:
+ Lưới phân phối thành phố
+ Lưới phân phối nông thôn.
+ Lưới phân phối xí nghiệp
- Theo khơng gian cấu trúc gồm:

+ Lưới phân phối trên không.
+ Lưới phân phối cáp ngầm.
- Theo cấu trúc lưới:
+ Lưới phân phối trục chính phân đoạn v khụng phõn on.
nguyễn văn hải - lớp cao học kü tht ®iƯn 2007-2009


5

+ Lưới phân phối kín vận hành hở.
+ Hệ thống phân phối điện.
Lưới trục chính phân đoạn và khơng phân đoạn còn được xếp vào loại
“cấu trúc tĩnh”, là cấu trúc không thể thay đổi sơ đồ vận hành. Khi cần bảo
dưỡng hay bị sự cố thì tồn bộ hay một phần lưới phân phối phải ngừng cung
cấp điện. Lưới kín vận hành hở cịn được gọi là “cấu trúc động khơng hồn
tồn”do có thể thay đổi được sơ đồ vận hành.
Ngồi ra lưới cấu trúc phân phối cịn được chia thành “cấu trúc phát
triển”(còn phát triển theo thời gian, khơng gian và cấu trúc “bão hịa” do phụ
tải bão hịa khơng tăng thêm theo thời gian và khơng gian). Khi thiết kế, quy
hoạch sơ đồ lưới có cấu trúc phát triển được chọn theo tình huống cụ thể và
có tính đến sự phát triển trong tương lai. Cịn đối với lưới bão hòa, các sơ đồ
thiết kế thường là chuẩn có sẵn mẫu tối ưu.
Lưới phân phối thường được đánh giá dựa trên các tiêu chuẩn sau:
+ Chất lượng điện áp.
+ Độ tin cậy cung cấp điện.
+ Hiệu quả kinh tế (giá thành truyền tải điện nhỏ nhất).
+ Độ an toàn cho người, thiết bị, nguy cơ hỏa hoạn.
+ Độ linh hoạt trong vận hành.
+ Lưới phân phối kín, vận hành hở.
+ Ảnh hưởng tới môi trường.

Các phần tử chính của lưới phân phối gồm có: Máy biến áp trung gian,
máy biến áp phân phối, đường dây điện (dây dẫn và phụ kiện); các thiết bị
đóng cắt và bảo vệ (Máy cắt vào dao cách ly, cầu chì, hệ thống bảo vệ
rơle…); các thiết bị điều chỉnh điện áp, thiết bị thay đổi đầu phân áp dưới tải,
tụ bù, thiết bị đối xứng hóa, thiết bị lọc hài bậc cao); thit b nõng cao

nguyễn văn hải - lớp cao häc kü tht ®iƯn 2007-2009


6

tin cậy (Tự động đóng lắp lại, tự động đóng nguồn dự trữ…); thiết bị đo
lường, điều khiển từ xa….
Lịch sử phát triển và tồn tại của lưới phân phối trung áp ở Việt
Nam
Lưới phân phối trung áp ở Việt Nam có lịch sử hình thành phức tạp
bao gồm nhiều cấp biến điện áp 35, 22, 15, 10, 16 kV phân chia theo 3 miền
với những đặc điểm lịch sử và cơng nghệ khác nhau. Trong đó lưới 22kV mới
xuất hiện từ năm 1995 theo yêu cầu chuẩn hóa lưới điện trung áp.
Lưới phân phối miền Bắc: Mạng lưới phân phối bao gồm các cáp điện
35, 22, 10, 6kV đường dây trên khơng và cáp ngầm trong đó lưới điện 22kV
chỉ mới được xây dựng tại một số tỉnh thành phố lớn với khối lượng không
lớn.
Mạng lưới 35, 10kV được thiết kế sử dụng các thiết bị theo tiêu chuẩn
của Liên Xô cũ. Cấp điện áp 35kV vừa làm nhiệm vụ truyền tải điện thông
qua các trạm trung gian 35/6 -10kV vừa đóng vai trị phân phối cho các phụ
tải qua các trạm 35/0, 4kV. Từ năm 1994 Bộ Năng lượng ra quyết định không
xây dựng mới các trạm trung gian 35/6-10kV thì lưới 35kV làm nhiệm vụ
phân phối mạnh mẽ, nhất là các tỉnh miền núi: Nghệ An, Thanh Hóa, Sơn
La… đến nay lưới 35kV có khối lượng lớn nhất trong hệ thống lưới phân phối

ở Miền Bắc với 18000km đường dây lưới điện 35kV phù hợp với các vùng có
phụ tải bé nằm rải rác với bán kính cấp điện lớn (miền núi, vùng sâu vùng xa).
Lưới 35kV chủ yếu dùng loại dây từ AC-35 đến AC- 150. Với đặc điểm là
bán kính cung cấp điện tương đối dài (110-120km). Nhiều đường dây 35kV là
đường cung cấp điện mạch đơn nên độ an tồn cung cấp điện khơng cao.
Mạng lưới 6kV tồn tại từ thời Pháp thuộc và phát triển trong những
ngày đầu hình thành mạng điện ở Việt Nam, ở các thành phố lớn như Hà Nội,
Hải Phịng, Nam Định (Cách đây 30 đến 40 năm). Ngồi ra, li 6kV cũn
nguyễn văn hải - lớp cao học kü tht ®iƯn 2007-2009


7

phát triển tương đối mạnh ở Bắc Giang, Phú Thọ, Hà Tây, Thái Nguyên,
Thanh Hóa, Nghệ An…. chủ yếu tập trung ở các thị xã thị trấn. Lưới điện
6kV hiện nay đã trở nên cũ nát, chắp vá không đủ khả năng truyền tải công
suất tới các hộ tiêu thụ. Tỷ lệ tổn thất trên lưới cao, mức an toàn thấp. Đường
dây 6kV có tiết diện từ AC-35 đến AC-120, bán kính điện lớn. Có những nơi
lên đến 15km (Hải Phịng, Vinh, Thái Ngun…). Lưới 6kV ngày càng tỏ ra
khơng phù hợp với sự gia tăng phụ tải nhất là ở các tỉnh thành phố lớn. Từ
năm 1994, lưới 6kV hầu như không phát triển thêm. Đến nay lưới 6kV ở miền
Bắc chỉ còn 2590km tổng chiều dài đường dây. Tương lai lưới 6kV sẽ được
dần xóa bỏ để cải tạo sang cấp điện áp 22kV.
Lưới 10kV xuất hiện ở miền Bắc sau năm 1954. Hiện nay cùng với lưới
35kV lưới 10kV trở thành lưới phân phối địa phương chủ yếu của Miền Bắc
với 10911km đường dây. Lưới 10kV phát triển rộng khắp các xã, huyện thành
phố ở Miền Bắc tập trung chủ yếu ở miền đồng bằng Trung du. Cũng như
lưới 35kV lưới 10kV đã phục vụ đắc lực cho sản xuất nông nghiệp và đời
sống đồng bào nông thơn miền Bắc Việt Nam. Hiện tại lưới 10kV có đường
dây phát triển tương đối dài, có nơi tới 25km, đường dây chắp vá, tiết diện

nhỏ, chủ yếu AC-35, 50, 70 gây tổn thất công suất, tổn thất điện áp lớn. Nhiều
nơi lưới lưới 10kV và 6kV vận hành thành tia. Liên kết các đường dây còn
yếu, độ linh hoạt kém, vì vậy sự cố xảy ra thời gian mất điện kéo dài. Từ 1995
lưới 10kV được hạn chế không phát triển nhiều.
Mạng 6kV, 10kV được sử dụng cả hai dạng: Đường dây cáp ngầm và
đường dây trên không. Trong đó hệ thống cáp ngầm chủ yếu được xây dựng
trong các thành phố lớn, cả ba hệ thống lưới 6, 10, 35kV đều thuộc loại có
trung tính nhưng khơng nối đất trực tiếp.
Trạm biến áp tiêu thụ 35, 10, 6/0, 4kV ở miền Bắc chỉ sử dụng loại
máy 3 pha với công suất 50, 100, 160, 250, 320, 400, 560, 630, 750,
nguyễn văn hải - lớp cao học kỹ thuật ®iÖn 2007-2009


8

1000kVA. Các tỉnh có lưới điện phát triển sớm ở miền Bắc hầu như đều sử
dụng nhiều máy biến áp có cơng suất lớn: 320, 400, 560kVA. Các trạm cơng
cộng ở thành phố lớn, thị trấn thường vận hành trong tình trạng tương đối đầy
tải. Vào các giờ cao điểm hay xảy ra sự cố mất điện. Các trạm biến áp tiêu thụ
ở các vùng nông thôn miền núi đa phần được cấp điện theo mạng lưới trục
chính, thiết bị cũ nát ít được duy tu bảo dưỡng nên khi xảy ra sự cố thì thời
gian mất điện thường kéo dài gây ảnh hưởng nhiều tới đời sống sinh hoạt và
sản xuất của nhân dân.
Lưới phân phối miền Nam: Mạng lưới phân phối miền Nam bao gồm
4 cấp điện áp 35, 22, 15, 6kV. Riêng cấp điện áp 15kV là cấp trung tính nối
dất trực tiếp cịn lại các cấp điện áp khác cũng giống như hệ thống điện miền
Bắc đều là loại trung tính khơng nối đất trực tiếp. Sau năm 1974 ở miền Nam
xuất hiện điện áp 10 và 35kV với số lượng nhỏ.
Đến nay toàn bộ lưới 10kV đã được cải tạo sang cấp 22kV cùng với
khối lượng xây dựng mới, tổng chiều dài đường dây đạt 1463km, lưới điện

22kV mới xuất hiện năm 1995 nhưng đã được phát triển nhanh so với miền
Bắc chủ yếu tập trung ở các tỉnh như Ninh Thuận, Tây Ninh, Minh Hải…
Cấp 15kV được thiết kế sử dụng các thiết bị theo tiêu chuẩn của Mỹ
trước đây và là cấp điện áp được phát triển mạnh mẽ ở hầu hết các tỉnh, hiện
nay vẫn được coi là cấp phân phối chủ yếu của miền Nam với tổng chiều dài
đường dây là 35671km.
Hiện tại tồn miền Nam chỉ cịn 82km đường dây 6kV tập trung nhiều
tại thành phố Hồ Chí Minh. Lưới 6kV được xây dựng theo tiêu chuẩn của
Pháp trước đây, hiện cũng đang được cải tạo sang cấp 22kV. Trạm biến áp
phân phối ở miền Nam tồn tại ở cả loại 3 pha và 1 pha với dải công suất
tương đối rộng từ 10kVA đến 750kVA qua điều tra cho thy vic s dng

nguyễn văn hải - lớp cao học kü tht ®iƯn 2007-2009


9

cơng suất máy biến áp một pha có tính linh hoạt và hợp lý cho các khu vực
dân cư.
Lưới phân phối miền Trung: Lưới phân phối mang cả 2 đặc điểm của
miền Bắc và miền Nam, gồm 5 cấp điện áp 6, 10, 15, 22, 35kV.
* Đánh giá chung những tồn tại của lưới phân phối trung áp Việt
Nam:.
- Kết cấu lưới phân phối của Việt Nam trừ một số đơ thị mới như Hà
Nội, Thành phố Hồ Chí Minh, Hải Phịng, Đà Nẵng… có kết cấu mạch vịng
vận hành hở, cịn đại đa số là kết cấu trục chính khơng có dự phịng, mức độ
tin cậy cực thấp.
- Đặc điểm lưới phân phối Việt Nam trước kia và hiện nay mang tính
phân miền rõ rệt.
+ Đặc trưng chủ yếu của hệ thống lưới phân phối miền Bắc là cấu trúc

mạng phân phối 6-10kV với hệ thống ba pha dây có trung tính khơng nối đất
trực tiếp, khơng phổ biến mạng phân phối một pha.
+ Đặc trưng của hệ thống phân phối ở miền Nam là sử dụng nhiều cấp
điện áp 15kV với hệ thống 3 pha 4 dây có trung tính nối đất trực tiếp.
+ Tại miền Trung phát triển mạng phân phối mang cả hai đặc điểm của
miền Bắc và miền Nam.
- Tình trạng tồn tại nhiều cấp điện áp phân phối khác nhau đã gây nhiều
hậu quả phiền phức, khó khăn trong thiết kế, quản lý và cũng như tiêu chuẩn
hóa làm giảm khả năng liên kết giữa các tuyến đường dây nên trong hệ thống
phân phối cịn tồn tại nhiều mạng trục chính, độ tin cậy thấp.
1.2. XU THẾ PHÁT TRIỂN CỦA LƯỚI PHÂN PHỐI TRUNG ÁP TẠI VIỆT
NAM.

Để khắc phục tình trạng tồn tại nhiều cấp điện áp phân phối như hiện
nay, Bộ Năng Lượng (nay là Bộ Cơng Thương) đã ra quyết định số
ngun văn hải - lớp cao học kỹ thuật điện 2007-2009


10

1867NL/KHKT ngày 12/9/1994 về việc sử dụng cấp điện áp phân phối 22kV
thống nhất trên toàn quốc. Các cấp điện áp (6, 10, 15, 35kV) hiện nay sẽ có kế
hoạch chuyển dần sang một cấp điện áp 22kV ở các khu vực thành thị, đồng
bằng trung du và cấp điện áp 35kV ở miền núi. Trong năm 2005 toàn bộ lưới
6kV được cải tạo sang 22kV mà trước tiên thực hiện tại các thành phố lớn
như: Hà Nội, Hải Phòng, Vinh, Thành phố Hồ Chí Minh…
Giai đoạn 2006-2010 sẽ tiếp tục cải tạo hệ thống 10, 15, 35 sang 22kV.
Kinh nghiệm của một số nước cho thấy, để đảm bảo cung cấp điện an
toàn tin cậy việc phát triển giữa nguồn và lưới cần được cân đối theo tỷ lệ 5050, giữa lưới truyền tải và phân phối là 30-70 hoặc 40-60.
Ngoài ra, trong các giai đoạn phát triển tiếp theo, việc vận hành kinh

tế hệ thống điện, giảm tổn thất điện năng, cung cấp điện an toàn tin cậy, đảm
bảo chất lượng điện năng ngày càng cao cho khách hàng sẽ là những yêu cầu
bức xúc cần được đáp ứng.
Theo kế hoạch phát triển từ nay đến năm 2010, lưới điện phân phối sẽ
được xây dựng thêm 282714km đường dây trung và hạ áp, tăng 183% so với
khối lượng hiện nay và 19010 MVA công suất máy biến áp phân phối, tăng
78, 9% so với hiện nay.
1.3. CÁC THIẾT BỊ PHÂN ĐOẠN TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
TRUNG ÁP

Để phân đoạn lưới phân phối nâng cao độ tin cậy, giảm thời gian gián
đoạn cung cấp điện ngoài các thiết bị cổ điển như DCL, dao cắt tải, người ta
còn sử dụng một số thiết bị tự động để làm thiết bị phân đoạn như: máy cắt,
dao cách ly tự động, máy cắt có tự động đóng lại, tự động đóng nguồn dự
phòng…
Việc quyết định sử dụng các thiết bị tự động cần phải xem xét từ nhiều
khía cạnh của hệ thống cung cấp điện, phải phối hợp thỏa hiệp nhiều mt nh
nguyễn văn hải - lớp cao học kỹ thuật ®iÖn 2007-2009


11

chọn sơ đồ nối dây, chọn thiết bị, hình thức bảo vệ, trình độ vận hành và khai
thác thiết bị tự động… với chi phí đầu tư tương ứng.
1.3.1. Dao cách ly thường (DS)
Là loại thiết bị được dùng làm thiết bị phân đoạn phổ biến nhất hiện nay vì
giá thành rẻ và phù hợp với thực trạng lưới điện phân phối của Việt Nam.
Lưới điện phân phối của nước ta hiện nay ngoài một số khu vực nội thành các
thành phố lớn có hệ thống lưới phân phối trung áp ngầm như Hà Nội, thành
phố Hồ Chí Minh, Hải Phòng những khu vực ngoại thành và các tỉnh thành

phố khác có đặc điểm mật độ phụ tải khơng cao, địa bàn cung cấp điện trải dài
trên một vùng rộng lớn thì hệ hệ thống đường dây điện phân phối trung áp
trên không vẫn chiếm phần lớn. Với những lưới phân phối trên không cấp
điện cho một địa bàn rộng với mật độ phụ tải không cao DS vẫn được sử
dụng. DS có nhược điểm là khơng đóng cắt tải và không điều khiển từ xa
được nên khi thao tác phải cắt điện đầu nguồn và thao tác dao cách ly tại chỗ.
Vì thế thời gian thao tác lâu, đặc biệt khi xảy ra sự cố trên đường dây, nếu
không phát hiện được bằng mắt phải đóng/cắt thử cầu dao cách ly để phân
đoạn cách ly điểm sự cố sẽ mất rất nhiều thời gian, phải đóng cắt máy cắt
nhiều lần, giảm tuổi thọ cả máy cắt và giảm độ ổn định cung cấp điện. Tuy
nhiên vì các lý do kinh tế, tính chất, yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện của các
loại hộ phụ tải thì DS vẫn được sử dụng trên lưới, đặc biệt là các vùng ngoại
thành, nông thôn.
1.3.2. Dao cách ly tự động (DCLTĐ)
DCLTĐ khác với DS ở chỗ có thể điều khiển từ xa, khi xảy ra sự cố bằng
thao tác đóng cắt từ xa có thể xác định và cách ly phân đoạn sự cố, ưu điểm
này của DCLTĐ làm giảm thời gian tìm kiếm xác định sự cố và thời gian gián
đoạn cung cp in.

nguyễn văn hải - lớp cao học kỹ tht ®iƯn 2007-2009


12

Tuy nhiên, do khơng đóng cắt có tải được nên khi chuyển tải, tái cấu hình
lưới để cải thiện các thông số vận hành phải cắt nguồn cung cấp, gây ra tình
trạng mất điện khơng cần thiết, làm giảm độ tin cậy và ổn định của hệ thống
điện. Trong lưới điện phân phối trung áp của Việt Nam DCLTĐ chưa được sử
dụng rộng rãi.
1.3.3. Dao cắt tải (LSB)

Dao cắt tải (LSB) là thiết bị đóng cắt có tải được sử dụng tương đối phổ
biến hiện nay ở các khu vực các đơ thị có lưới điện phân phối trung áp ngầm.
LSB có thể đóng cắt có tải nên khi thao tác không cần phải cắt điện, tránh
hiện tượng mất điện không cần thiết của các phụ tải khi phải đổi nguồn, san
tải hoặc cắt điện một phần lưới điện để thao tác.
Điểm hạn chế của LSB là không kết hợp được với các điều khiển từ xa,
các thiết bị bảo vệ nên thời gian thao tác cô lập sự cố lâu do phải thao tác tại
chỗ. Tuy nhiên với ưu điểm có khả năng đóng cắt có tải, giá thành thấp, trong
các trường hợp ngừng điện kế hoạch, LSB có ưu điểm hơn hẳn so với các
thiết bị như DS, DCLTĐ nhờ khả năng đóng cắt có tải nên được sử dụng rộng
rãi ở các khu vực có mật độ phụ tải cao như Hà Nội, Hải Phòng…
1.3.4 Máy cắt có trang bị thiết bị tự động đóng lại (TĐL)
Thực chất TĐL là khi một phần tử của hệ thống cung cấp điện tự động cắt
ra, sau một thời gian xác định lại được đóng trở lại vào hệ thống (nếu như
không bị cấm lại) và nguyên nhân làm cho phần tử bị cắt ra khơng cịn nữa thì
phần từ đó có thể tiếp tục làm việc. Thời gian đóng lại càng ngắn càng tốt,
song thời gian đó phải đủ lớn để các rơ le bảo vệ trở lại vị trí ban đầu và đảm
bảo điều kiện khử ion tại điểm ngắn mạch. Có như vậy, khi thiết bị được đóng
trở lại, hồ quang chỗ ngắn mạch khơng tiếp tục phát sinh. Thông thường đối
với mạng trung áp thời gian t ng úng li c ly bng 0,2s.

nguyễn văn hải - líp cao häc kü tht ®iƯn 2007-2009


13

Đối với đường dây trên không tỷ lệ sự cố thống qua rất cao như phóng
điện chuỗi sứ khi q điện áp khí quyển, dây dẫn chạm nhau khi đung đưa
hoặc lúc gió to, đường dây và thanh góp bị ngắn mạch bởi những vật khác
nhau, đường dây và máy biến áp bị cắt ra do các thiết bị bảo vệ làm việc

khơng chọn lọc… Vì vậy, TĐL có xác suất thành công cao, được sử dụng
hiệu quả với các lưới phân phối trung áp trên không.
Với việc sử dụng TĐL các sự cố thống qua sẽ được khơi phục cung cấp
điện trong thời gian tối thiểu, do đó thiệt hại kinh tế do ngừng cung cấp điện
được giảm đáng kể. Ngồi ra TĐL cịn tăng độ ổn định và độ tin cậy của hệ
thống điện, việc lắp đặt, thao tác và vận hành TĐL lại tương đối dễ dàng nên
được sử dụng phổ biến trên lưới phân phối trung áp trên khơng ở Việt Nam.
1.3.5. Tự động đóng nguồn dự phòng (TĐD)
Một số trong những biện pháp để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là đặt
các phần tử dự phòng trong hệ thống cung cấp điện. Để đưa các phần tử dự
phịng vào làm việc nhanh chóng và an tồn thường đặt các thiết bị tự động
đóng dự phòng. Trong các trường hợp này khi nguồn làm việc bị cắt ra thì
thiết bị TĐD sẽ đóng nguồn cung cấp dự phòng. TĐD hoặc các thiết bị dự
phòng được sử dụng trong trường hợp thiệt hại do gián đoạn cung cấp điện
cao hơn tiền thiết bị TĐD.
TĐD của nguồn cung cấp và thiết bị đường dây, máy biến áp, máy phát,
thanh góp, các phân đoạn và hệ thống thanh cái, động cơ điện thường xảy ra
sau khi có bất kỳ dạng bảo vệ nào tác động nào hay máy cắt điện tự cắt ra.
Thời gian đóng dự phịng thường được chỉnh định trong khoảng 0, 5 – 1, 5s.
Nếu chỉnh định thời gian lớn hơn nữa thì các động cơ tự khởi động lại sẽ bị
khó khăn.
Tuy nhiên việc tự động hóa lưới điện phân phối trung áp chưa cao nên
TĐD thường chỉ dùng tại các trạm tryền ti úng ngun d phũng cung
nguyễn văn hải - líp cao häc kü tht ®iƯn 2007-2009


14

cấp cho các thiết bị điều khiển, chiếu sáng sự cố… Ngồi ra TĐD được lắp
đặt để đóng nguồn dự phòng cho các thanh cái tại các trạm biến áp khi máy

biến áp hoặc một trong các lộ đường dây cấp tới cho máy biến áp bị mất điện,
TĐD sẽ tự động đóng nguồn từ các máy biến áp cịn lại.
Đối với lưới phân phối trung áp TĐD hiện nay chỉ có thể lắp đặt tại đầu
nguồn cho các lộ đường dây phân phối trung áp có yêu cầu về độ tin cậy cung
cấp điện cao để khi xảy ra sự cố, thanh cái cấp nguồn cho lộ đường dây bị mất
điện thì TĐD sẽ đóng nguồn dự phịng từ thanh cái khác không bị sự cố.
1.3.6. Máy cắt (MC)
Trong trường hợp lưới phân phối trung áp được phân đoạn bằng máy cắt,
khi một phần tử sự cố, máy cắt phân đoạn ở đầu phần tử sự cố sẽ tự cắt và cô
lập phần tử sự cố. Các phần tử trước phần tử sự cố hồn tồn khơng bị ảnh
hưởng. Giải pháp phân đoạn làm tăng đáng kể độ tin cậy của lưới phân phối
giảm được tổn thất kinh tế do mất điện nhưng cần phải đầu tư vốn cho nên chỉ
sử dụng khi lợi ích kinh tế thu được nhờ giảm thời gian đoạn cung cấp điện
lớn hơn giá trị kinh tế đầu tư của máy cắt.
Máy cắt điều khiển từ xa để đóng cắt các phân đoạn, khi phải ngừng điện
kế hoạch hay sự cố, việc dùng máy cắt điều khiển từ xa có thể giúp cho điều
độ viên điều khiển việc đóng cắt phân đoạn lưới dừng điện kế hoạch, cô lập
điểm sự cố một cách nhanh chóng, giảm đáng kể thời gian so với thao tác tại
chỗ. Máy cắt điều khiển từ xa cịn có ưu điểm là có thể đóng cắt có tải nên
việc chuyển tải các đường dây, giảm tổn thất điện áp và tổn thất cơng suất có
thể thực hiện rất dễ dàng không cần phải ngừng điện đầu nguồn, độ tin cậy
cung cấp điện và ổn định hệ thống điện rất cao.
Tuy nhiên, mơ hình dùng máy cắt điều khiển từ xa này chưa thể áp dụng
vào lưới điện phân phối Việt Nam tại thời điểm này khi hệ thống thông tin
điều khiển từ xa còn chưa áp dụng rộng rãi trong li in phõn phi, vic lp
nguyễn văn hải - lớp cao häc kü tht ®iƯn 2007-2009