Tính toán đề xuất các giải pháp vận hành nhằm nâng cao độ tin cậy cho lưới điện phân phối khánh hòa

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HÀ THANH VINH

TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP VẬN HÀNH
NHẰM NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CHO LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI KHÁNH HÒA

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2017


ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HÀ THANH VINH

TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP VẬN HÀNH
NHẰM NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CHO LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI KHÁNH HÒA

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số:
60 52 02 02

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

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

Đà Nẵng - Năm 2017


LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai
cơng bố trong bất kỳ cơng trình nào khác.

Tác giả luận văn

HÀ THANH VINH


TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH
NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY TRONG VẬN HÀNH LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI
Học viên: Hà Thanh Vinh Chuyên ngành: Điện kỹ thuật
Mã số: 60520202

Khóa:K33- Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt – Độ tin cậy là một trong những chỉ tiêu cơ bản để đánh giá khả năng quản
lý, vận hành hệ thống điện , các phần tử trong hệ thống điện là các máy phát điện,
máy biến áp, đường dây…Nhiệm vụ của hệ thống điện là sản xuất, truyền tải và phân
phối điện năng đến các phụ tải và điện năng phải đảm bảo các chỉ tiêu chất lượng
như điện áp, tần số và độ tin cậy theo quy định. Có rất nhiều phương pháp để cải
thiện, nâng cao chất lượng điện năng như các biện pháp về quản lý, các biện pháp
trong vận hành nhưng tác giả tiếp cận vấn đề từ góc độ tối ưu hóa các chế độ,
phương thức vận hành ở điều kiện vận hành bình thường cũng như khi xử lý sự cố,
ứng dụng các sáng kiến, công nghệ , phần mềm dựa trên nền tảng vật tư, thiết bị

hiện hữu. Việc này khơng địi hỏi nhiều vốn đầu tư nhưng hiệu quả mang lại là rất
đáng kể. Tuy nhiên, để thực hiện tốt cơng tác này cần phải có số liệu đầu vào đầy đủ
và cần phải tính tốn phân tích chính xác.
Từ khóa – độ tin cậy, nâng cao chất lượng điện năng, tối ưu hóa các chế độ, phần
mềm tính tốn, phân tích hệ thống điện, ; đèn báo sự cố có tin nhắn.

IMPROVING THE RELIABILITY IN OPERATION OF
DISTRIBUTION GRID
Abstract - Reliability is one of the basic criterias for assessing the ability to manage
and operate an electrical system, elements in an electrical system are generators,
transformers, and lines. The task of the power system is producing, transmitting and
distributing power to the loads, electricity must ensure quality criterias such as
voltage, frequency and reliability as specified. There are many ways to improve the
quality of power as methods of management and operation but the author approached
the issue from the perspective of optimizing the modes, operating methods under
normal operating conditions as well as troubleshooting, applicated of innovations,
technology, software based on the existing materials and equipments. This does not
require a lot of investment but the effect is very significant. However, in order to
carry out this task properly, it is necessary to have sufficient input data and accurate
analysis is required.
Key words - Reliability; improve quality of power ; optimization the modes;
computational software, analysis electrical system , fault location indicator with
message.


MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN
TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH
MỤC LỤC
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT

DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC CÁC HÌNH
MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1
1. Lý do chọn đề tài...................................................................................................1
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ........................................................................2
3. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu.........................................................................2
4. Phương pháp nghiên cứu ......................................................................................2
5. Tên đề tài ...............................................................................................................3
6. Bố cục ...................................................................................................................3
CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH KHÁNH HÒA.......................4
1.1. GIỚI THIỆU ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN ĐỊA LÝ, KINH TẾ XÃ HỘI TỈNH
KHÁNH HÒA ..............................................................................................................4
1.1.1. Đặc điểm tự nhiên địa lý tỉnh Khánh Hòa ......................................................4
1.1.2. Đặc điểm kinh tế xã hội tỉnh Khánh Hòa........................................................4
1.1.3. Dự báo phát triển kinh tế-xã hội tỉnh Khánh Hòa đến năm 2020 và tầm
nhìn đến năm 2035 ....................................................................................................4
1.2. GIỚI THIỆU HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG ĐIỆN TỈNH KHÁNH HÒA ...........5
1.2.1. Giới thiệu Cơng ty Cổ phần Điện lực Khánh Hịa ..........................................5
1.2.1.1. Cơ cấu tổ chức ......................................................................................... 5
1.2.1.2. Lĩnh vực sản xuất kinh doanh.................................................................. 7
1.2.2. Hiện trạng hệ thống điện tỉnh Khánh Hịa. .....................................................7
1.2.2.1. Tình hình nguồn điện. .............................................................................. 7
1.2.2.2. Tình hình lưới điện. ................................................................................. 8
1.2.2.3.Tình hình phụ tải: ................................................................................... 10
1.3. GIỚI THIỆU LƯÓI ĐIỆN KHU VỰC THÀNH PHỐ NHA TRANG .............16
1.3.1. Nguồn và phụ tải ...........................................................................................16
1.3.2. Giới thiệu một số thiết bị đang sử dụng trên lưới điện Khánh Hòa. .............18
1.4. KẾT LUẬN CHƯƠNG 1...................................................................................22
CHƯƠNG 2. NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN PHÂN
TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ CÁC PHẦN

MỀM TÍNH TỐN .....................................................................................................24
2.1. GIỚI THIỆU CHUNG .......................................................................................24


2.2. CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH PHÂN BỐ CƠNG SUẤT TRONG HÊ
THỐNG ĐIỆN ...........................................................................................................24
2.2.1. Tính tốn phân bố cơng suất bằng phương pháp lặp Gauss – Seidel ...........24
2.2.2. Tính tốn phân bố công suất bằng phường pháp lặp Newton-Raphson .......26
2.3. CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN THƠNG SỐ VẬN HÀNH ....................26
2.3.1. Các phương pháp xác định phụ tải tải tính tốn ...........................................26
2.3.2. Các phương pháp tính tốn tổn thất cơng suất và tổn thất điện năng trong
hệ thống cung cấp điện ..........................................................................................28
2.4. CÁC PHẦN MỀM, TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH TRONG HỆ THỐNG
ĐIỆN ..........................................................................................................................33
2.4.1. Phần mềm Power World ...............................................................................33
2.4.2. Phần mềm CONUS .......................................................................................33
2.4.3. Phần mềm PSS/ADEPT ................................................................................34
2.4.3.1. Giới thiệu chung về PSS/ADEPT 5.0 .................................................... 34
2.4.3.2. Phương pháp tính tốn phân bổ cơng suất trong phần mềm
PSS/ADEPT 5.0 ................................................................................................. 34
2.4.3.3.Tính tốn điểm dừng tối ưu TOPO ......................................................... 35
2.5. KẾT LUẬN ........................................................................................................39
CHƯƠNG 3. TÍNH TỐN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ NHA TRANG ...................................................40
3.1. LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ NHA TRANG.................................40
3.1.1. Đặc điểm tự nhiên xã hội thành phố Nha Trang ...........................................40
3.1.2. Phương thức vận hành lưới điện phân phối thành phố Nha Trang ...............41
3.1.2.1. Trạm 110 kV- Nha Trang (E27). ........................................................... 41
3.1.2.2. Trạm 110 kV- E Bình Tân. .................................................................... 43
3.1.3. Lựa chọn mạch vịng tính tốn......................................................................45

3.2. TÍNH TỐN CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA TUYẾN 477-E BÌNH TÂN
VÀ 484-E27 ...............................................................................................................46
3.2.1. Mô tả chế độ và các thông số vận hành tuyến 477-E Bình Tân và 484-E27 46
3.2.2. Xây dựng đồ thị phụ tải đặc trung của thành phố Nha Trang .......................46
3.2.3. Tính tốn phân tích các chế độ vận hành của tuyến 477-E Bình Tân, 484E27 ..........................................................................................................................51
3.2.3.1. Tính tốn, phân tích các chế độ vận hành bình thường. ........................ 51
3.2.3.2. Tính tốn, phân tích các chế độ sự cố.................................................... 54
3.3. KẾT LUẬN CHƯƠNG 3...................................................................................56
CHƯƠNG 4. TÍNH TỐN ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
TRONG VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHÁNH HÒA .........................58
4.1. MỞ ĐẦU ............................................................................................................58
4.2. CÁC CHỈ SỐ VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN .......................................58


4.2.1. Các định nghĩa ..............................................................................................58
4.2.2. Các biện pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện ........................................59
4.3. XÁC ĐỊNH ĐIỂM MỞ TỐI ƯU TRONG MẠCH VÒNG 477-EBT VÀ
484-E27 ......................................................................................................................60
4.3.1. Kết quả thực hiện bài tốn TOPO .................................................................61
4.3.2. Tính tốn phương án vận hành dựa trên kết quả TOPO ...............................61
4.4. TÍNH TỐN KHÉP VỊNG XUẤT TUYẾN 477-EBT VÀ 484-E27 ..............62
4.4.1. Sơ đồ tính tốn phân bố cơng suất ................................................................62
4.4.2. Tính tốn phân bố cơng suất, điện áp, góc pha ở chế đơ vận hành kín ........63
4.4.3. Xử l‎ý các bất thường trong q trình hịa điện, khép vịng ..........................64
4.5. LỰA CHỌN CÁC VỊ TRÍ LẮP ĐẶT ĐÈN SỰ CỐ CĨ BÁO TIN NHẮN .....64
4.5.1. Giới thiệu đèn chỉ thị sự cố có báo tin nhắn SMS ........................................64
4.5.1.1. Cấu tạo ................................................................................................... 65
4.5.1.2. Lựa chọn ví trí đặt đèn sự cố và thao tác xa. ......................................... 70
4.5.2. Tính tốn chỉ số SAIDI, sản lượng trước và sau khi thực hiện thao tác xa
dựa vào chỉ thị của đèn báo sự cố ...........................................................................71

4.5.3. Tính tốn chỉ số SAIDI giảm khi thực hiện khép vịng 477-EBT và
484-E27 ...................................................................................................................72
4.6. KẾT LUẬN ........................................................................................................73
KẾT LUẬN ..................................................................................................................74
TÀI LIỆU THAM KHẢO...........................................................................................77
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)
BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC
PHẢN BIỆN.


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT
Các ký hiệu:
P

Cơng suất tác dụng

Q

Cơng suất phản kháng

I

Dịng điện

U

Điện áp

Các chữ viết tắt:
DCL

Dao cách ly

TTCS

Tổn thất cơng suất

EBT

Trạm 110 kV Bình Tân

E27

Trạm 110 kV Bình Tân

ĐD

Đường dây

ĐĐV

Điều độ viên

HTĐ

Hệ thống điện

MBA

Máy biến áp

MC

Máy cắt

NMĐ

Nhà máy điện

TTĐN

Tổn thất điện năng

TTCS

Tổn thất công suất

PSS/ADEPT

Phần mềm PSS/ADEPT

TBA

Trạm biến áp

KHPC

Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa

DANH MỤC CÁC BẢNG
Số
hiệu
1.1.
1.2.
1.3.

Tên bảng
Khối lượng lưới điện 110 kV
Tổng hợp mang tải các đường dây 110kV năm 2016
Thông số vận hành các TBA 110kV 2016

1.4.

Trang
8
12
13

Tăng trưởng phụ tải qua các năm từ 2013 đến 2016 như sau:
1.5. Khối lượng lưới điện quản lý năm 2016
1.6. Kết quả thực hiện chỉ số độ tin cậy năm 2016
1.7. Kết quả thực hiện tổn thất điện năng
3.1. Tổng hợp sản lượng thành phố Nha trang
3.2. Tổng hợp thực hiện chỉ tiêu độ tin cậy năm 2016
3.3. Công suất hàng giờ tuyến 477-EBT và 484-E27
3.4. Tổn thất không tải các loại máy biến áp phụ tải
3.5. Tổn thất công suất chế độ cao điểm sáng
3.6. Tổn thất cơng suất chế độ bình thường sáng
3.7. Tổn thất công suất chế độ thấp điểm

3.8. Tổn thất cơng suất chế độ bình thường chiều
3.9. Tổn thất công suất chế độ cao điểm tối
3.10. Tổn thất công suất chế độ bình thường tối
3.11. Điện áp thấp nhất ở chế độ phụ tải cực đại
3.12. Phân bố dòng, áp tuyến 477-EBT-484-E27 chế độ sự cố
So sánh tổng tổn thất công suất tác dụng xuất tuyến 477-EBT và
4.1.
484-E27 của theo 2 phương án
4.2. Phân bố điện áp tại các nút sau khi hòa tại MC 476/F5D
Phân bố dòng điện, góc pha trên các nhánh sau khi hịa tại MC
4.3.
476/F5D

13

4.4.

70

4.5.

Thống kê các sự cố trên 10 xuất tuyến lựa chọn trong năm 2016
Bảng thống kê số lượng khách hàng, công suất tuyến
477-EBT, 484-E27

14
14
15
45
45

50
51
52
52
53
53
53
54
54
55
62
63
64

72


DANH MỤC CÁC HÌNH
Số hiệu

Tên hình

Trang

1.1.

Sơ đồ cơ cấu tổ chức Cơng ty Cổ phần Điện lực Khánh Hịa

6

1.2.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
2.1.
2.2.
2.2.

9
11
19
18
20
21
25
28
29

2.4.
2.5.
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
3.6.
3.7.
3.8.

4.1.
4.2.

Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110 kV tỉnh Khánh Hòa.
Sơ đồ nguyên lý lưới điện phân phối tỉnh Khánh Hòa
Sơ đồ nguyên lý lưới điện phân phối thành phố Nha Trang
Máy cắt hợp bộ 24kV LG
Máy cắt VWVE 27 và tủ điều khiển F4C của Cooper
Dao cách ly có tải kín ABB Sectos NXB-24
Sơ đồ đa cổng của đường dây truyền tải
Đồ thị phụ tải chữ nhật hóa.
Đồ thị phụ tải hình thang hóa.
Xây dựng biểu đồ TTCS và xác định TTĐN sử dụng đường
cong tổn thất
Thuật toán xác đinh cấu trúc lưới điện tối ưu TOPO
Các tùy chọn trong hộp thoại TOPO
Sơ đồ kết dây lưới phân phối thành phố Nha trang.
Sơ đồ nguyên lý lưới điện phân phối thanh phố Nha Trang
Sơ đồ nguyên lý tuyến 484-E27
Sơ đồ nguyên lý tuyến 477-EBT
Đồ thị phụ tải đặc trưng nhóm phụ tải hành chính
Đồ thị phụ tải đặc trưng nhóm phụ tải dịch vụ
Đồ thị phụ tải đặc trưng nhóm phụ tải cơng cộng
Đồ thị phụ tải đặc trưng nhóm phụ tải công nghiệp
Các chế độ lựa chọn thực hiện bài toán TOPO
Sơ đồ lưới thành phố Nha Trang

4.3.

Sơ đồ mạch tính tốn phân bố cơng suất 477-EBT, 484-E27

63

4.4.
4.5.

Sơ đồ ngun lý hệ thống đèn báo sự cố có tin nhắn
Sơ đồ khối thiết bị chỉ thị sự cố

66
67

2.3.

32
36
37
41
44
47
47
48
48
49
49
60
61


1

MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Độ tin cậy là một trong những chỉ tiêu cơ bản để đánh giá khả năng quản lý,
vận hành hệ thống điện , các phần tử trong hệ thống điện là máy phát điện, MBA,
đường dây...Nhiệm vụ của HTĐ là sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng đến
các phụ tải. Điện năng phải đảm bảo các chỉ tiêu chất lượng như điện áp, tần số, và
độ tin cậy theo quy định của ngành Điện.
Hiện nay, lưới điện phân phối tỉnh Khánh Hòa nói riêng và cả nước nói chung
được thiết kế theo cấu trúc mạch kín vận hành hở. Với cấu trúc như vậy, việc thực
hiện các thao tác chuyển tải, khôi phục lưới điện sau chuyển tải hầu như đều dẫn
đến việc mất điện tạm thời phụ tải. Những hạn chế này cơ bản sẽ được khắc phục
khi chúng ta thực hiện khép vịng các xuất tuyến liên lạc, bố trí thiết bị đóng cắt hợp
lý theo từng phân đoạn trên tuyến để đảm bảo cô lập phạm vi mất điện nhỏ nhất.
Mặt khác, qua các thống kê theo dõi, tốc độ phát triển của phụ tải trong khu vực
tăng nhanh so với tốc độ phát triển của nguồn và lưới điện, vì vậy trong thời gian
chờ đợi các cơng trình, dự án nhằm cải thiện nguồn và lưới điện trong khu vực này
được triển khai nhằm đáp ứng sự tăng trưởng của phụ tải thì nhiệm vụ nghiên cứu,
tính tốn phân tích tìm phương thức vận hành hợp lý, ứng dụng các sáng kiến, công
nghệ, phần mềm mới để tối ưu hóa các chế độ vận hành trên nền tảng cơ sở thiết bị,
vật tư hiện hữu là ưu tiên hàng đầu tại KHPC thời điểm này. Việc làm này khơng
địi hỏi nhiều vốn đầu tư nhưng hiệu quả mang lại thiết thực và tức thời. Mặt khác,
từ trước đến nay, khi có sự cố xảy ra trên lưới trung thế thì cơng tác tìm kiếm, cơ
lập vùng sự cố tốn rất nhiều thời gian và nhân lực, đặc biệt càng khó khăn hơn đối
với những sự cố nằm trên địa hình phức tạp, đường dây dài, xa khu dân cư…. Từ
năm 2008, Điện lực Khánh Hòa đã ứng dụng thiết bị chỉ thị sự cố Flite 11x-SA của
hãng Schneider để thay thế cho hoạt động tìm điểm sự cố trên lưới trung thế nhằm
nâng cao độ tin cậy. Bước đầu, thiết bị đã phát huy hiệu quả, xác định nhanh điểm
sự cố. Qua đó, đã giảm nhanh thời gian cắt điện do sự cố xảy ra. Tuy nhiên, qua
thực tế triển khai thiết bị Flite 11x-SA đã phát sinh một số nhược điểm dẫn đến sự

linh hoạt trong tùy chọn chỉ báo và tuyền tín hiệu rất thấp do thiết bị chỉ cảnh báo
bằng đèn tại chỗ nên việc tìm kiếm phải dựa vào đèn và thời gian kéo dài. Bên cạnh
đó, giá thành thiết bị khá cao, nên khả năng triển khai trong toàn hệ thống lưới điện
do Công ty quản lý rất hạn chế.
Trước thực trạng trên, Cơng ty đã thành lập nhóm nghiên cứu, chế tạo và thử
nghiệm thành công thiết bị chỉ báo sự cố lưới điện trung áp với nhiều tính năng ưu
việt phù hợp với mục đích quản lý của đơn vị, trên cơ sở đó tiến hành sản xuất thử
nghiệm với số lượng lớn đã lắp đặt vận hành trên lưới điện Khánh Hòa.


2

Thiết bị có cơng năng chỉ báo chính xác vị trí sự cố, giúp cho bộ phận chuyên
trách phát hiện điểm sự cố thông qua tin nhắn cảnh báo và hiển thị trực quan trên
màn hình máy tính HMI đặt tại Phòng Điều Độ, sớm cách ly khu vực đoạn tuyến bị
sự cố ra khỏi lưới với thời gian nhanh nhất, đồng thời nhân viên Điều độ có thơng
tin sớm để điều hành cung cấp điện lại cho khách hàng, tránh mất điện kéo dài
(trước đây khi sự cố nhân viên vận hành phải đến tận hiện trường để xác định nhánh
rẽ nào bị sự cố dựa trên chỉ thị đèn cảnh báo tại chỗ sau đó mới gọi điện về cho
nhân viên Điều độ để báo cáo, điều hành nên thời gian mất điện của khách hàng kéo
dài). Bên cạnh đó, trong năm 2016, CTy CPĐL Khánh Hịa đã chính thức đầu tư và
sử dụng phần mềm Survalent để giám sát, điều khiển thiết bị đóng cắt tại các trạm
110 KV và các thiết bị đóng cắt trên lưới phân phối có đặc tính kỹ thuật và giao
thức phù hợp. Các yếu tố này là cơ sở để tác giả thực hiện đề tài “Tính tốn, đề
xuất các giải pháp vận hành nhằm nâng cao độ tin cậy cho lưới điện phân phối
Khánh Hịa” với mong muốn góp phần hoàn thành các chỉ tiêu mà KHPC đang
phấn đấu thực hiện và nâng cao độ tin cậy trong lưới điện phân phối.
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của đề tài là cấu trúc lưới, các chế độ vận
hành bình thường và xử lý sự cố trên lưới điện phân phối tỉnh Khánh Hòa.

- Phạm vi nghiên cứu: Tập trung vào phân tích tính tốn các phương thức vận
hành của lưới điện thành phố Nha Trang. Từ đó chọn ra phương thức vận hành tối
ưu và đề ra một số giải pháp nhằm nâng cao hiệu quả trong vận hành.
3. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu
a) Mục tiêu của đề tài:
- Phân tích, tính tốn để thiết lập phương thức vận hành tối ưu trên lưới điện
phân phối Khánh Hịa.
- Tính tốn đề xuất các vị trí lắp đặt bộ chỉ thị cảnh báo sự cố có tin nhắn.
- Tính tốn, lập danh mục các điểm hòa điện trên lưới điện phân phối
Khánh Hòa.
b) Nhiệm vụ nghiên cứu:
- Tổng quan về hệ thống điện Khánh Hòa và chế độ vận hành hiện tại của các
xuất tuyến 22kV.
- Tính tốn, phân tích các chế độ vận hành trên lưới điện phân phối thành phố
Nha Trang.
- Nghiên cứu cơ sở lý thuyết và đề xuất phương án thực hiện thao tác khép
vòng, mở vòng, hòa điện, tách lưới.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Khảo sát thực tế hiện trạng các thiết bị và chế độ vận hành trên lưới điện.
- Đo lường các thông số về thứ tự pha, đồng vị pha tại các điểm khép vòng,
hòa điện dự kiến.


3

- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT 5.0 để tính tốn phân tích các chế độ vận
hành của lưới điện.
5. Tên đề tài
Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu trên đề tài được đặt tên: “Tính
tốn, đề xuất các giải pháp vận hành nhằm nâng cao độ tin cậy cho lưới điện

phân phối Khánh Hòa”
6. Bố cục
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH KHÁNH HÒA
CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN PHÂN
TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ CÁC PHẦN
MỀM TÍNH TỐN.
CHƯƠNG 3: TÍNH TỐN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ NHA TRANG.
CHƯƠNG 4: TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN
CẬY TRONG VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHÁNH HÒA.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ.


4

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH KHÁNH HÒA
1.1. GIỚI THIỆU ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN ĐỊA LÝ, KINH TẾ XÃ HỘI TỈNH
KHÁNH HÒA
1.1.1. Đặc điểm tự nhiên địa lý tỉnh Khánh Hòa
Khánh Hòa là một tỉnh ven biển miền Trung và ở vị trí trung tâm của các tỉnh
Duyên hải miền Nam Trung Bộ. Phía Đơng giáp biển Đơng, phía Tây giáp các tỉnh
Lâm Đồng, Đăk Lăk, phía Nam giáp tỉnh Ninh Thuân và phía Bắc giáp tỉnh Phú
Yên. Khánh Hịa có diện tích tự nhiên xấp xỉ 5217,6 km2 (chiếm 1,58 % diện tích cả
nước). Tồn tỉnh có 9 dơn vị hành chính 2 thành phố Nha Trang và Cam Ranh, 1 thị
xã Ninh Hòa và 6 huyện là Vạn Ninh, Diên Khánh, Cam Lâm, Khánh Vĩnh, Khánh
Sơn, Trường Sa. Cùng với phần đất liền, Khánh Hịa có thềm lục địa và vùng lãnh
hải rộng lớn với gần 200 hịn đảo lớn nhỏ, trong đó quần đảo Trường Sa có vị trí địa
lý rất quan trọng về quốc vịng và kinh tế của cả nước. Dân số toàn tỉnh vào khoảng
1.205 nghìn người (31/12/2015). Tỉnh Khánh Hịa là cửa ngõ quan trọng của dải đất

Nam Trung Bộ và Tây Ngun và có thể thơng thương với các nước trong khu vực
như Lào, Campuchia, Thái Lan.
1.1.2. Đặc điểm kinh tế xã hội tỉnh Khánh Hòa
Thực hiện kế hoạch phát triển kinh tế xã hội, trong bối cảnh kinh tế cả nước
tiếp tục trên đà hồi phục với mức tăng trưởng khá, cơ cấu kinh tế tiếp tục dịch
chuyển theo hướng tích cực, việc phát triển các ngành dịch vụ tiếp tục được chú
trọng phát triển, các chỉ số sản xuất cơng nghiêp (IIP) tăng 7,5%, tổng mức bán lẻ
hàng hóa dịch vụ tăng 15%, doanh thu du lịch tăng 14,9%, tăng trưởng tín dụng đạt
20,8%....Cac lĩnh vực văn hóa, xã hội, môi trường được quan tâm, an sinh xã hội,
phúc lợi xã hội cơ bản được đảm bảo, quốc phòng an ninh giữ vững…
Giai đoạn 2011-2015 GDP tăng bình quân 6,48%/năm trong đó dịch vụ chiếm
47,3%, cơng nghiệp xây dựng chiếm 41,42%, nông lâm thủy sản chiếm 11,28%.
1.1.3. Dự báo phát triển kinh tế-xã hội tỉnh Khánh Hòa đến năm 2020 và tầm
nhìn đến năm 2035
a. Quan điểm phát triển.
Theo [7], quy hoạch tổng thể phát triển kinh tế của Khánh Hòa phù hợp với
chiến lược phát triển kinh tế- xã hội của cả nước.
Phát triển kinh tế gắn với thực hiện tiến bộ và công bằng xã hội, từng bước
nâng cao chất lượng cuộc sống của người dân, giảm dần chênh lệch mức sống giữa
các tầng lớp dân cư giữa các vùng trong tỉnh.


5

Phát triển kinh tế gắn với đảm bảo quốc phòng an ninh và giữ vững trật tự an
ninh xã hội, bảo vệ môi trường sinh thái và vệ sinh an toàn thực phẩm.
b. Các chỉ tiêu kinh tế giai đoạn 2016-2020.
Tốc độ tăng trưởng GDP: 7,5-8 %/năm, trong đó:
- Cơng nghiệp, xây dựng: 8,97 %/năm.
- Nông-Lâm-Thủy sản: 2,76 %/năm.

- Dịch vụ: 12,8 %/năm.
Cơ cấu kinh tế.
- Công nghiệp, xây dựng chiếm : 34,33 %.
- Nông-Lâm-Thủy sản chiếm : 9,87 %.
- Dịch vụ thương mại chiếm : 39,28.
1.2. GIỚI THIỆU HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG ĐIỆN TỈNH KHÁNH HỊA
1.2.1. Giới thiệu Cơng ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa
1.2.1.1. Cơ cấu tổ chức
Điện lực Khánh Hòa là doanh nghiệp nhà nước trực thuộc Tổng công ty Điện
lực miền Trung, lĩnh vực kinh doanh chính là hoạt động sản xuất, kinh doanh điện
năng trên địa bàn tỉnh Khánh Hịa. Cơng ty Cổ phần Điện lực Khánh Hịa chính
thức đi vào hoạt động từ ngày 01/7/2005 trên cơ sở được thành lập theo quyết định
số 161/2004/QĐ-BCN ngày 06/12/2004 của Bộ Công nghiệp về việc chuyển Điện
lực Khánh Hịa thuộc Tổng cơng ty Điện lực miền Trung thành Cơng ty Cổ phần
Điện lực Khánh Hịa.
Cơ cấu tổ chức:
Cơ cấu tổ chức của Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa gồm.
- Chủ tịch hội đòng quản trị.
- 01 Tổng Giám đốc cơng ty
- 03 Phó Tổng Giám đốc cơng ty
- 01 Kế tốn trưởng cơng ty
- 12 phòng chức năng (Văn phòng; Kế hoạch; Tổ chức- Nhân sự; Kỹ thuật;
An tồn; Tài chính- Kế tốn; Vật tư; Đầu tư xây dựng; Điều độ; Kinh doanh; Công
nghệ thông tin; Kiểm tra, giám sát mua bán điện)
- 08 Điện lực (Vĩnh Hải, Vĩnh Nguyên, Trung tâm Nha Trang, Cam RanhKhánh Sơn, Diên Khánh- Khánh Vĩnh, Ninh Hòa, Vạn Ninh, Cam Lâm)
- 01 Xí nghiệp Lưới điện cao thế
- 01 Xí nghiệp Cơ điện- thí nghiệm
- 01 Xí nghiệp Xây lắp công nghiệp
- 01 Trung tâm Tư vấn xây dựng điện
- 01 Ban Quản lý dự án

6

ĐẠI HỘI ĐỒNG CỔ ĐƠNG

HỘI ĐỒNG QUẢN TRỊ

BAN KIỂM SỐT

TỔNG GIÁM ĐỐC

PHĨ TGĐ
KT (GĐCLCT)

KHỐI

PHĨ TGĐ

PHĨ TGĐ

KINH DOANH

ĐTXD

KẾ TỐN
TRƯỞNG

KHỐI PHỊNG BAN
CHỨC NĂNG

KHỐI CÁC ĐƠN VỊ
PHỤ TRỢ

P1. Văn phịng Cơng ty

Xí nghiệp
Xây lắp Cơng nghiệp

ĐIỆN LỰC
Điện lực
Cam Ranh – Khánh Sơn
P2. Phịng Kế hoạch
Điện lực
Cam Lâm

Xí nghiệp
P3. Phịng Tổ chức – Nhân sự

Điện lực
Diên Khánh – Khánh Vĩnh

Lưới điện Cao thế
P4. Phòng Kỹ thuật

Điện lực
Vĩnh Nguyên

Cơ điện – Thí nghiệm
Xí nghiệp

Trung tâm
Tư vấn xây dựng điện

P5. Phịng Tài chính – Kế tốn

Điện lực
Trung tâm Nha Trang

P6. Phòng Vật tư

Điện lực
Vĩnh Hải

P7. Phòng Đầu tư

Điện lực
Ninh Hòa

P8. Phòng Điều độ sản xuất

Điện lực
Vạn Ninh

P9. Phịng Kinh doanh

P10. Phịng Cơng nghệ
thơng tin
P11. Phịng Kiểm tra, giám sát
mua bán điện

P12. Phịng An tồn

Ban Quản lý dự án

Hình 1.1. Sơ đồ cơ cấu tổ chức Cơng ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa


7

1.2.1.2. Lĩnh vực sản xuất kinh doanh
Sản xuất và kinh doanh điện năng. Quản lý, vận hành lưới điện phân phối có
cấp điện áp đến 110 KV; Xây dựng, lắp đặt, quản lý, vận hành và sửa chữa nhà máy
thủy điện, nhiệt điện nhỏ, các nhà máy điện diesel, máy phát điện diesel. Xây lắp
các cơng trình điện, lưới và trạm điện có cấp điện áp đến 110 KV, các cơng trình
viễn thơng cơng cộng, các cơng trình cơng nghiệp và dân dụng;Sửa chữa thiết bị
điện;Lắp đặt hệ thống điện;Cho thuê máy móc, thiết bị điện;Kinh doanh xuất nhập
khẩu vật tư, thiết bị điện;Đại lý bán hàng vật tư, thiết bị điện;Sản xuất, kinh doanh
các sản phẩm bê tông ly tâm;Gia cơng chế tạo các sản phẩm cơ khí (trừ máy móc,
thiết bị); Kinh doanh thương mại, thiết bị và phần mềm máy vi tính;Lập trình máy
vi tính; Hoạt động dịch vụ công nghệ thông tin và dịch vụ khác liên quan đến máy
vi tính;Sửa chữa máy vi tính và thiết bị ngoại vi;Tư vấn máy vi tính và quản trị hệ
thống máy vi tính;Thí nghiệm thiết bị điện đến cấp điện áp 110KV;
1.2.2. Hiện trạng hệ thống điện tỉnh Khánh Hịa.
Hiện tại Cơng ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa quản lý vận hành hệ thống điện
từ cấp điện áp 110 kV trở xuống trên địa bàn tỉnh Khánh Hịa.
1.2.2.1. Tình hình nguồn điện.
- Trên địa bàn tỉnh Khánh Hịa có 01 TBA 220/110/22kV Nha Trang (T1-125
+ T2-250)MVA đặt tại xã Vĩnh Phương – TP. Nha Trang là nguồn cung cấp điện
chủ yếu cho các hộ tiêu thụ điện của tỉnh Khánh Hoà. Trạm nhận điện từ TBA
500/220kV Pleiku, NMTĐ Đa Nhim và TBA 220kV Tuy Hòa qua các đường dây

220kV “Pleiku- KrôngBuk-Nha Trang”, đường dây 220kV “Đa Nhim-Nha Trang”,
đường dây 220kV “Tuy Hịa-Nha Trang”.
- Ngồi nguồn từ trạm 220kV Nha Trang, lưới điện 110kV tỉnh Khánh Hòa
còn được cấp điện từ các đường dây 110kV từ các tỉnh lân cận như:
Tuyến 110kV Tuy Hòa – Nha Trang dây dẫn ACSR185, chiều dài tuyến
128,7km. Đi từ thanh cái 110kV trạm 220kV Tuy Hòa đến thanh cái 110kV trạm
220kV Nha Trang. Tuyến 110kV Tuy Hòa – Nha Trang hiện nay là mạch 2 của
tuyến 220kV Tuy Hòa – Nha Trang, tuy nhiên đang vận hành tạm ở điện áp 110kV,
có nhiệm vụ hỗ trợ cấp điện cho lưới điện 110kV sau trạm.
Tuyến 110kV NMTĐ Sơng Hinh – Tuy Hịa 2 – Hòa Hiệp – Vạn Giã, dây
dẫn ACK -185, chiều dài tuyến 69,91km. Đi từ NMTĐ Sông Hinh cấp cho các
TBA 110kV Tuy Hịa 2, Hịa Hiệp, sau đó hỗ trợ cấp điện cho tỉnh Khánh Hòa qua
tuyến 110kV Hòa Hiệp – Vạn Giã. Chiều dài tuyến Hòa Hiệp – Vạn Giã là 36,57km.
Tuyến 110kV Tháp Chàm – Cam Ranh, gồm 02 đoạn: ACSR336, có chiều
dài tuyến 4,84km; ACK -150/29 có chiều dài tuyến 86,04km cấp nguồn cho 03
TBA 110kV phía nam tỉnh Khánh Hịa.


8

Tuyến 110kV Ninh Hải – Nam Cam Ranh: năm 2016 tuyến mang tải với
Pmax đạt 30MW (theo phương thức không cơ bản).
- Ngoài ra hiện tại trên địa bàn tỉnh Khánh Hịa cịn có các nguồn phát như sau:
Nhà máy thủy điện Ea Krong Rou: công suất 28MW phát lên lưới thông
qua đường dây 35kV.
Nhà máy thủy điện Sông Giang: công suất 37MW phát lên lưới thông qua
đường dây 110kV.
Nhà máy nhiệt điện bã mía tại Ninh Hịa, cơng suất 30MW phát lên lưới
thông qua đường dây 110kV.
Nhà máy nhiệt điện bã mía tại Cam Ranh, cơng suất 60MW phát lên lưới

thông qua đường dây 35kV.
- Các nhà máy thủy điện với công suất hạn chế nên chủ yếu được huy động
nhiều vào giờ cao điểm để cải thiện chất lượng điện áp các nút 110kV và một phần
cấp cho phụ tải .
- Các nhà máy nhiệt điện bã mía đường sau khi sử dụng cho bản thân nhà
máy còn có khả năng cung cấp tối đa khoảng 36MW cho lưới điện 110kV vào mùa
khô từ tháng 12 – tháng 4 hàng năm.
1.2.2.2. Tình hình lưới điện.
a. Lưới điện 110 kV.
Công ty đang quản lý hệ thống lưới điện 110kV với có tổng chiều dài tổng
cộng là 345,43km và 11 TBA với tổng cơng suất 502MVA gồm: Vạn Giã, Ninh
Hịa, Đồng Đế, Mã Vòng, Diên Khánh, Suối Dầu, Bán đảo, Cam Ranh, Ninh Thủy,
Bình Tân, Nam Cam Ranh.
- Có 02 trạm thuộc tài sản của khách hàng là Vinashin và Dệt Nha Trang với
tổng công suất 60MVA.
- Số liệu chủ yếu về khối lượng lưới điện 110kV trên địa bàn tỉnh Khánh Hòa
như sau:
Bảng 1.1. Khối lượng lưới điện 110 kV
Đường dây Số
TBA Dung lượng
Stt
Tên khu vực
Ghi chú
110kV (km)
110kV
(MVA)
1
Khánh Hòa
345,43
13

562
Lưới điện 110kV do Công ty quản lý vận hành trải dài từ trạm 220kV Tháp
Chàm (thuộc tỉnh Ninh Thuận) đến các TBA 110kV trên địa bàn tỉnh Khánh Hoà và
từ Khánh Hoà đến TBA 110kV Hoà Hiệp (thuộc tỉnh Phú Yên). Do địa bàn rộng
lớn, các tuyến đường dây 110kV đi qua rất nhiều khu vực, địa hình khác nhau như
đồi núi, sông suối, đồng bằng, khu dân cư, khu công nghiệp….


9

Hình 1.2. Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110 kV tỉnh Khánh Hòa.


10

b.Lưới điện trung áp.
- Cuối năm 2016, Công ty đã cải tạo chuyển đổi lưới điện có cấp điện áp 35
kV, 15 kV vận hành sang 22kV đối với khu vực lưới điện huyện Khánh Vĩnh, Vạn
Ninh, Cam Ranh. Hiện nay, lưới điện trung áp tỉnh Khánh Hòa vận hành chủ yếu ở
cấp điện áp 22kV.
- Tốc độ tăng trưởng bình quân trong hai năm 2015, 2016 đạt 10%, trong đó
một số khu vực có tốc độ tăng trưởng phụ tải trên 10% cần phải đầu tư nguồn, lưới
điện để đáp ứng trong giai đoạn đến năm 2020 như: thành phố Nha Trang, Cam
Ranh, Bán đảo Cam Ranh.
- Một số khu vực mật độ trạm 110kV còn thưa, đường dây phân phối cấp điện
còn quá dài (>25km) như: thành phố Cam Ranh, thị xã Ninh Hòa, huyện Vạn Ninh,
Khánh Vĩnh, Khánh Sơn (477-E28, 471-ENCR, 472,476,478-E24, 471-EVG, 475EDK…).
- Các xuất tuyến trung áp lưới điện Khánh Hịa có mức độ mang tải trung bình
so với dịng điện cho phép khá cao (60%), độ dự phòng và khả năng hỗ trợ khi cơng
tác hoặc sự cố thấp, trong đó khu vực Nha Trang, Cam Ranh, Cam Lâm đạt mức

trên 70%.
- Về kết nối liên lạc, mạch vòng lưới trung áp:
72/77 xuất tuyến có kết nối liên lạc trong cùng 1 TBA 110kV hoặc giữa 02
TBA 110kV, trạm trung gian. Trong đó: Có 29/77 (chiếm 37,7%) có khả năng khép
vịng giữa hai tuyến trong một trạm 110kV, trạm trung gian. Có 43/77 xuất tuyến
(chiếm 55,8%) có khả năng đóng vịng giữa hai trạm 110kV hoặc trạm trung gian.
Còn 04 xuất tuyến 479-ENT, 471-F1, 483-E27, 374-E28 vận hành hình tia
và khơng có liên lạc do đặc thù lưới điện, địa lý.
Một số kết nối liên lạc yếu, khả năng chuyển tải thấp: 476-E24; 471&473EVG; 477-E28&473-F9; 471-EBĐ&473-EBT.
1.2.2.3.Tình hình phụ tải
a.Tình hình mang tải đường dây:
Hiện nay một số tuyến đường dây 110kV hiện đang mang tải cao, vượt qua
ngưỡng vận hành kinh tế. Trong đó, do kết lưới chuyển tải trong một số trường hợp,
các đường dây 110kV mang tải vượt 100% dẫn đến độ tin cậy thấp, khơng an tồn,
kinh tế trong vận hành như: 171 VinaShin – 171 Ninh Hòa , 171 N.Trang 220 –
171 D.Khánh, 172 N.Trang 220 – 171 Đồng Đế , 171 Ninh Thủy – 172 Vinashin .
Chi tiết tình hình mang tải đ�ợp tuần tự, tự động đóng
lặp lại, ứng dụng các phần mềm có thể thao tác đóng cắt từ xa, lắp đặt đèn báo sự
cố…)
Qua các phân tích trên, trong chương này luận văn tính tốn xác định phương
thức vận hành tối ưu cho mạch vòng 477-EBT và 484-E27, dựa vào các số liệu
thống kê, theo dõi tình hình sự cố của KHPC trong năm 2016, kết hợp đặc điểm địa
hình, thiết bị hiện hữu, phân bố phụ tải để lựa chọn một số vị trí lắp đặt đèn báo sự
cố có tin nhắn và tính tốn hiệu quả của nó.
4.3. XÁC ĐỊNH ĐIỂM MỞ TỐI ƯU TRONG MẠCH VỊNG 477-EBT VÀ
484-E27
Để có thể xác định được điểm mở hợp lý giữa các nguồn với nhau, tác giả
thực hiện áp dụng bài toán TOPO cho 2 xuất tuyến 477-EBT và 484-E27 dựa trên
giải thuật như đã trình bày ở chương 2. Theo đó, sẽ thực hiện TOPO cho 6 chế độ
được lựa chọn của biểu đồ phụ tải.

Hình 4.1. Các chế độ lựa chọn thực hiện bài toán TOPO


61

Hình 4.2. Sơ đồ lưới thành phố Nha Trang
4.3.1. Kết quả thực hiện bài tốn TOPO
Trong q trình thực hiện chạy điểm mở tối ưu đối với lưới điện thành phố
Nha Trang để tìm tổng tổn thất trên lưới là thấp nhất. Đối với mạch vòng 477-EBT,
484-E27 kết quả xuất ra từ PSS/ADEPT ứng với 6 chế độ thì chỉ có chế độ thấp
điểm, điểm mở tối ưu trong mạch vòng 477-EBT, 484-E27 là tại CD 484-E27/73, ở
5 chế độ còn lại đều xác định điểm mở tối ưu tại CD 477-EBT/92.
Kết quả thực hiện TOPO đối với 477-EBT và 484-E27 ứng với 6 chế độ tính
tốn của biểu đồ phụ tải điển hình đã chỉ ra vị trí đặt thiết bị đóng cắt có sự thay đổi
so với phương án hiện tại, cụ thể CD 477-EBT/92 mở (kết lưới hiện tại 484-E27/73
mở , DC CD 477-EBT/92 đóng).
4.3.2. Tính tốn phương án vận hành dựa trên kết quả TOPO
Để xác định vị trí các điểm mở giữa các xuất tuyến mang tính tối ưu sau q
trình áp dụng bài tốn TOPO dựa trên biểu đồ phụ tải điển hình, ta tiến hành so
sánh giá trị tổn thất mang lại từ sự thay đổi điểm mở tại các thời điểm tương ứng.
Mục đích của việc làm này để thống nhất phương thức vận hành của các điểm mở
nhằm xác định phương án kết lưới cho mạng hình tia thành phố Nha Trang.
Tính tốn tổn thất các xuất tuyến liên quan đến các điểm mở, Ta sẽ thực hiện
trích xuất phần tổn thất chênh lệch do chuyển đổi tải giữa các xuất tuyến này ở các
thời điểm thay đổi tương ứng để xác định hiệu quả giảm tổn thất. Bảng 4.1 thể hiện
tổn thất của các xuất tuyến liên quan đến các điểm mở có thay đổi sau khi chạy
TOPO.

62

Bảng 4.1. So sánh tổng tổn thất công suất tác dụng xuất tuyến
477-EBT và 484-E27 của theo 2 phương án
Thời gian

Phương án hiện tại
Điểm mở 484-E27/73

Phương án TOPO
Điểm mở 477-EBT/92 Tăng /giảm(%)
(kW)

∆P (kV)
Cao điểm sáng

238.71

230.216

- 3.689578

Bìn thường sáng

172.098

168.017

- 2.428921

Thấp điểm

103.46

Bình thường
chiều

239.645

229.996

- 4.19529

Cao điểm tối

199.284

202.23

+ 1.45676

Bình thường tối

206.894

206.71

- 0.089014

104.05

+ 0.57

Nhận xét về sự thay đổi điểm mở như sau:
- Sau giải thuật với 4 lần chạy TOPO ứng với từng chế độ lựa chọn tính tốn,
lúc này tuyến 484-E27 sẽ cấp cho 477-EBT đến dao cách ly 477-EBT/92.
- Qua tính tốn, nếu chúng ta vận hành theo phương thức cơ bản tối ưu (Ứng
với điểm mở tại CD 477-EBT/92) thì hiệu quả đem lại sẽ tốt hơn. Trong đó, tổng
tổn thất công suất trên 2 xuất tuyến 477-EBT và 484-E27 trước khi chọn tối ưu là
238,71 kW và sau khi chọn tối ưu là 230,216 kW.
- Trong tất cả các chế độ vận hành, chỉ có ở chế độ cao điểm tối tổng tổn thất
công suất tác dụng cả 2 xuất tuyến trong phương án TOPO tăng1,456% và chế độ
thấp điểm tăng 0,57% so với phương án hiện tại, trong tất cả các thời điểm cịn lại
tổng tổn thất cơng suất tác dụng của phương án TOPO đều giảm so với kết lưới hiện
tại. (Như bảng 4.1.).
4.4. TÍNH TỐN KHÉP VỊNG XUẤT TUYẾN 477-EBT VÀ 484-E27
4.4.1. Sơ đồ tính tốn phân bố cơng suất
Theo kết lưới cơ bản ta có sơ đồ cấp điện như sau:
- Xuất tuyến 484/E27 nhận điện từ thanh cái 22kV C41/E27 qua máy biến áp
110kV T1 63MVA và T2 63MVA vận hành song song.
- Xuất tuyến 477/EBT nhận điện từ thanh cái 22kV C41/EBT qua máy biến
áp T1 40MVA vận hành độc lập.
- E27 và EBT nhận cùng một nguồn từ thanh cái 110kV E29.


63
NGUỒN
HỆ THỐNG

TC 110kV E29

TC 110kV E27

TC 110kV EBT

TC 22kV EBT

TC 22kV E27

MC 477

MC 484

MC 476F5D

Hình 4.3. Sơ đồ mạch tính tốn phân bố cơng suất 477-EBT, 484-E27
Trong phạm vi phương án, tính tốn khép vịng 2 đường dây 484/E27 và
477/EBT tại 01 vị trí: MC 476/F5D, ở chế độ cao điểm sáng, điện áp tại thanh cái
C41-EBT và C41-E27 giữ 23,1 (kV).
4.4.2. Tính tốn phân bố cơng suất, điện áp, góc pha ở chế đơ vận hành kín
Theo các thơng tư [8], [9], [10] quy định về khép vòng, hòa điện, ở chế độ vận
hành kín, khi khép vịng 2 đường dây 484/E27 và 477/EBT tại MC 476/F5D phải
thòa mãn về điều kiện góc pha, biên độ của điện áp không được vượt quá quy định
đồng thời không gây quá tải cho các đường dây liên quan. Sau khi chạy phân bố
cơng suất trong mạch kín 477-EBT-484-E27 phân bổ điện áp tại các nút và dòng
điện trên các nhánh xuất ra từ PSS/ADEPT như trong các bảng sau:
Bảng 4.2. Phân bố điện áp tại các nút sau khi hòa tại MC 476/F5D
Ua(kV)

Góc (o)

Ub(kV)

Góc (o)

Uc(kV)

Góc (o)

484-E27

23,1

0

23,1

240

23,1

120

476-F5D

22,831

359

22,916

239

22,916

119

477-EBT

23,1

0

23,1

240

23,1

120

Nút

Ghi chú


64

Bảng 4.3. Phân bố dịng điện, góc pha trên các nhánh sau khi hịa tại MC
476/F5D

Ví trí MC

Ia(A)

Góc (o)

Ib(A)

Góc (o)

Ic(A)

Góc (o) Ghi chú

MC 484-E27

241

174

241

54

241

294

MC 476-F5D

61

173

61

53

61

293

MC 477-EBT

165

172

165

52

165

292

Nhận xét:
Dòng điện xác lập qua MC 476/F5D khi hịa có biên độ là 61 A, dòng điện
Imax tại MC 484/E27 là 241 A,và tại MC 477/EBT là 165 .
- Các xuất tuyến không bị quá tải khi hòa điện Imax= 241 (A) tại MC 484-E27.

- Điện áp thấp nhất khi hòa là 22,796 kV tại nút 5D651, các giá trị biên độ góc
pha đảm bảo theo quy định vận hành.
4.4.3. Xử l‎ý các bất thường trong q trình hịa điện, khép vịng
- Nếu MC 476-F5D làm việc: dừng q trình khép vịng, cắt CD 476-1/F5D và
kiểm tra dòng làm việc của MC 484-E27 và 477-EBT.
- Nếu MC 484-E27 làm việc: cắt MC 476, CD 476-1/ tại F5D; đóng MC 477E27 và kiểm tra dịng làm việc của MC 484-E27 và 477-EBT.
- Nếu MC 477-EBT làm việc: cắt MC 476, CD 476-1/ tại F5D; đóng MC 477EBT và kiểm tra dòng làm việc của MC 484-E27 và 477-EBT.
- Nếu MC 484-E27, 477-EBT làm việc: cắt MC 476, CD 476-1/ tại F5D; đóng
MC 477-EBT, 484-E27 và kiểm tra dòng làm việc của MC 484-E27 và 477-EBT.
4.5. LỰA CHỌN CÁC VỊ TRÍ LẮP ĐẶT ĐÈN SỰ CỐ CÓ BÁO TIN NHẮN
4.5.1. Giới thiệu đèn chỉ thị sự cố có báo tin nhắn SMS
Từ năm 2008, Điện lực Khánh Hòa đã ứng dụng thiết bị chỉ thị sự cố Flite
11x-SA của hãng Schneider để thay thế cho hoạt động tìm điểm sự cố trên lưới
trung thế nhằm nâng cao độ tin cậy. Bước đầu, thiết bị đã phát huy hiệu quả, xác
định nhanh điểm sự cố. Qua đó, đã giảm nhanh thời gian cắt điện do sự cố xảy ra.
Tuy nhiên, qua thực tế triển khai thiết bị Flite 11x-SA đã phát sinh một số nhược
điểm dẫn đến sự linh hoạt trong tùy chọn chỉ báo và tuyền tín hiệu rất thấp do thiết
bị chỉ cảnh báo bằng đèn tại chỗ nên việc tìm kiếm phải dựa vào đèn và thời gian


65

kéo dài. Bên cạnh đó, giá thành thiết bị khá cao, nên khả năng triển khai trong toàn
hệ thống lưới điện do Công ty quản lý rất hạn chế.
Hiện nay KHPC đã nghiên cứu, chế tạo và thử nghiệm thành công thiết bị chỉ
báo sự cố lưới điện trung áp với nhiều tính năng ưu việt phù hợp với mục đích quản
lý của đơn vị, trên cơ sở đó tiến hành sản xuất thử nghiệm với số lượng lớn lắp đặt
vận hành trên lưới điện Khánh Hòa.
Trước nhu cầu đòi hỏi ngày càng cao của xã hội về độ tin cậy cung cấp điện,
sự phát triển nhanh về khối lượng đường dây quản lý cũng như tính đa dạng, phức

tạp trên nhiều loại địa hình của lưới điện trung áp phục vụ cho các nhu cầu phát
triển xã hội và dân sinh. Cùng với sự phát triển mạnh của khoa học kỹ thuật trên thế
giới và trong nước, việc ứng dụng các phần mềm tin học trong công tác quản lý vận
hành lưới điện đang được triển khai, công tác quản lý và vận hành, sửa chữa lưới
điện đang phát triển theo hướng tự động hóa, lao động giản đơn tốn nhiều sức lao
động đang được thay thế dần bằng các công cụ và công nghệ tiên tiến hơn, nâng cao
năng suất lao động… nên để xác định chính xác vị trí đường dây bị sự cố và cảnh
báo sớm nhất thời điểm xảy ra sự cố là các yêu cầu đặt ra đối với người quản lý vận
hành lưới điện hiện nay.
Thiết bị có cơng năng chỉ báo chính xác vị trí sự cố, giúp cho bộ phận
chuyên trách phát hiện điểm sự cố thông qua tin nhắn cảnh báo và hiển thị trực quan
trên màn hình máy tính HMI đặt tại Phòng Điều Độ, sớm cách ly khu vực đoạn
tuyến bị sự cố ra khỏi lưới với thời gian nhanh nhất, đồng thời nhân viên Điều độ có
thơng tin sớm để điều hành cung cấp điện lại cho khách hàng, tránh mất điện kéo
dài (trước đây khi sự cố nhân viên vận hành phải đến tận hiện trường để xác định
nhánh rẽ nào bị sự cố dựa trên chỉ thị đèn cảnh báo tại chỗ sau đó mới gọi điện về
cho nhân viên Điều độ để báo cáo, điều hành nên thời gian mất điện của khách hàng
kéo dài). Bên cạnh đó, trong năm 2016, KHPC đã chính thức đầu tư và sử dụng
phần mềm Survalent để giám sát, điều khiển thiết bị đóng cắt tại các trạm 110 KV
và các thiết bị đóng cắt trên lưới phân phối có đặc tính kỹ thuật và giao thức phù
hợp.
4.5.1.1. Cấu tạo
a. Sơ đồ nguyên lý:
Thiết bị chỉ thị sự cố lắp đặt trên lưới điện trung áp, khi có sự cố sẽ báo về một
tin nhắn SMS thông qua modul SMS. Modem GSM tại Server nhận tin nhắn và
phân tích cú pháp tin nhắn và thơng báo cho phân hệ Client để hiển thị trên bản
đồ số.