ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
,

CAO THÀNH TUẤN

TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN
VẬN HÀNH TỐI ƯU LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC TRUNG TÂM NHA TRANG
ĐÁP ỨNG TIÊU CHÍ CỦA EVN CPC

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

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2017


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: GS.TS. NGUYỄN HỒNG ANH

Phản biện 1: PGS.TS. NGÔ VĂN DƯỠNG

Phản biện 2: TS. LÊ KỶ

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc
sĩ kỹ thuật, chuyên ngành kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách
khoa Đà Nẵng vào ngày 07 tháng 10 năm 2017

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


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Trong công tác vận hành lưới điện, vấn đề tính toán phân tích, lựa
chọn phương án vận hành hợp lý hệ thống điện luôn có ý nghĩa rất
quan trọng. Sau khi được nâng cấp cải tạo, lưới điện phân phối thành
phố Nha Trang chủ yếu được vận hành theo phân bố địa lý và kinh
nghiệm, chưa có một tính toán phân tích cụ thể để tìm ra các thông số
chế độ, lựa chọn phương án vận hành hợp lý. Việc chuyển đổi phương
thức cấp điện giữa các nguồn với nhau đôi khi bỏ sót các phương thức
vận hành đảm bảo cả về mặt kinh tế và kỹ thuật.Cùng với sự phát triển
kinh tế của đất nước, lưới điện phân phối cũng không ngừng được
nâng cấp mở rộng hoặc xây dựng mới, đi kèm theo là việc phát triển
nguồn và lưới để đáp ứng nhu cầu trên. Thực tế vận hành cho thấy, sơ
đồ kết lưới hiện nay chưa được tối ưu, một số vị trí tụ bù trung áp
không còn phù hợp do phụ tải thay đổi. Đồng thời hiện nay các chỉ số
về độ tin cậy cung cấp điện ngày càng được quan tâm và đưa vào chỉ
tiêu thi đua của các Điện lực.
Vì vậy để nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối nhằm
giảm tổn thất điện năng, nâng cao độ tin cậy, tác giả chọn đề tài “
Tinh toán đề xuất phương thức vận hành tối ưu lưới điện phân
phối Điện lực Trung tâm Nha Trang đáp ứng tiêu chí của
EVNCPC”

2. Mục đích nghiên cứu
- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT 5.0 thực hiện các bài toán
phân tích sau:
+ Load Flow Culculation: Tính toán phân bố công suất khi lưới
điện ở trạng thái ổn định vào quý 2 năm 2017.
+ CAPO Analysis: Tính toán bài toán xác định vị trí đặt tụ bù tối
ưu.
+ TOPO Analysis: Tính toán điểm mở tối ưu. Từ đó phân tích, đề
xuất các giải pháp để giảm tổn thất điện năng cho lưới điện phân
phối 22 kV Điện lực Trung tâm Nha Trang.


2
- Trên cơ sở tổng hợp các số liệu sự cố mất điện của lưới điện
phân phối Điện lực Trung tâm Nha Trang trong 6 tháng đầu năm
2017. Luận văn sẽ đánh giá các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện phân
phối Điện lực Trung tâm Nha Trang theo thông tư số: 39/2015/TTBCT của Bộ Công thương và tiêu chí đánh giá của EVNCPC: so với
sản lượng điện đầu xuất tuyến, sản lượng phản kháng nhận không
vượt quá 20%, sản lượng phản kháng phát ngược không vượt quá
2%. Từ đó đề xuất các giải pháp để nâng cao độ tin cung cấp điện
cho lưới điện phân phối Trung tâmThành phố Nha Trang.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu:
+ Lưới điện phân phối 22kV Điện lực Trung tâm Nha Trang.
- Phạm vi nghiên cứu:
Theo thông tư số: 39/2015/TT-BCT của Bộ Công thương về các
yêu cầu trong vận hành hệ thống điện phân phối gồm có:
+ Yêu cầu kỹ thuật (f, U, cân bằng pha, sóng hài...);
+ Độ tin cậy cung cấp điện và tổn thất điện năng;
+ Yêu cầu chất lượng dịch vụ khách hàng.

Theo tiêu chí đánh giá của EVNCPC:
+ So với sản lượng điện đầu xuất tuyến, sản lượng phản kháng
nhận không vượt quá 20%,
+ So với sản lượng điện đầu xuất tuyến, sản lượng phản kháng
phát ngược không vượt quá 2%.
Đề tài đi sâu vào nghiên cứu, phân tích phân bố công suất, chỉ
tiêu tổn thất điện năng của lưới điện phân phối 22 kV Điện lực Trung
tâm Nha Trang, cụ thể luận văn sẽ nghiên cứu vấn đề phân bố công
suất, điện áp các nút trên lưới điện, thay đổi các vị trí tụ bù hiện tại
để vận hành hiệu quả, tìm điểm mở tối ưu để giảm tổn thất điện
năng.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Phương pháp nghiên cứu được sử dụng trong luận văn là
phương pháp phân tích và tổng hợp lý thuyết, phương pháp mô hình


3
hóa để phân tích và tính toán. Dùng phần mềm để tính toán phân bố
công suất, đặt tụ bù, điểm mở tối ưu. Từ đó đề xuất các giải pháp
giảm tổn thất điện năng trên lưới.
5. Bố cục của luận văn
Ngoài phần mở đầu, kết luận và kiến nghị, danh mục tài liệu
tham khảo, nội dung chính của luận văn được chia thành 4 chương
như sau:
Chương 1: Tổng quan về tình hình cung cấp điện hiện tại của
Điện lực Trung tâm Nha Trang.
Chương 2: Nghiên cứu bù công suất phản kháng và phần mềm
tính toán phân bố công suất trên lưới điện phân phối.
Chương 3: Phân tích tình hình truyền tải công suất hiện nay của
lưới điện Điện lực Trung tâm Nha Trang.

Chương 4: Giải pháp vận hành tối ưu lưới điện phân phối 22kV
Điện lực Trung tâm Nha Trang.
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC
TRUNG TÂM NHA TRANG
1.1. Đặc điểm của lưới điện phân phối 22kVĐiện lực Trung tâm
Nha Trang
1.1.1. Khối lượng đường dây và TBA
1.1.2. Sơ đồ kết dây hiện tại
1.1.3. Các vị trí liên lạc trên xuất tuyến 22 kV:
- Xuất tuyến 471-E27 liên lạc với xuất tuyến 479-E27 thông qua
CDLL tại vị trí 471-479 /27-1.
- Xuất tuyến 471-E27 liên lạc với xuất tuyến 472-E27 thông qua
CDLL tại các vị trí 471-472 /24-2, 471-472 /19-3, 471-472 /45-8.
- Xuất tuyến 471-E27 liên lạc với xuất tuyến 473-E27 thông qua
CDLL tại vị trí 471-473 /65-1.


4
- Xuất tuyến 472-E27 liên lạc với xuất tuyến 474-E31 thông qua
CDLL tại vị trí 472E27-474E31 /41-19-1.
- Xuất tuyến 472-E27 liên lạc với xuất tuyến 474-E27 thông qua
CDLL tại vị trí 472-474 /31-1.
- Xuất tuyến 473-E27 liên lạc với xuất tuyến 477-E27 thông qua
CDLL tại vị trí 473-477 /25-21.
- Xuất tuyến 473-E27 liên lạc với xuất tuyến 485-E27 thông qua
CDLL tại vị trí 473-485 /58-3.
- Xuất tuyến 473-E27 liên lạc với xuất tuyến 474-E27 thông qua
CDLL tại vị trí 473-474 /67.
- Xuất tuyến 474-E27 liên lạc với xuất tuyến 485-E27 thông qua

LBS tại vị trí 371-474-485 /49, thông qua CDLL tại vị trí 474-485
/72.
- Xuất tuyến 474-E27 liên lạc với xuất tuyến 484-E27 thông qua
CDLL tại vị trí 474-484 /64-14.
- Xuất tuyến 475-E27 liên lạc với xuất tuyến 476-E27 thông qua
CDLL tại vị trí 475-476 /38-2-1, 475-476 /29.
- Xuất tuyến 477-E27 liên lạc với xuất tuyến 484-E27 thông qua
LTDLL tại vị trí 477-484 /31-1.
- Xuất tuyến 477-E27 liên lạc với xuất tuyến 478-E32 thông qua
LTDLL tại vị trí 477-478/32.
- Xuất tuyến 478-E27 liên lạc với xuất tuyến 485-E27 thông qua
LBS kín tại vị trí 371-478-485 /17.
- Xuất tuyến 484-E27 liên lạc với xuất tuyến 485-E27 thông qua
CDLL tại vị trí 484-485 /17, thông qua LBS kín tại vị trí 484-485
/27-14.
1.1.4. Các vị trí phân đoạn giữa xuất tuyến 22 kV:
1.1.5. Các vị trí lắp đặt tụ bù trên xuất tuyến 22 kV:


5

TT

Tên xuất tuyến/
Vị trí lắp đặt
TBN403-(471/42)

1.
2.
3.


TBN404-(472 cột
472/37)
TBN406-(472/41-6)
TBN407-(473 cột 371473/61)

Cấp
điện áp
(kV)

Tụ bù
Cố định
Số D.lượng
cụm (kVAr)

22

1

300

22

1

300

22

1


300

Tình TBĐC
trạng trung áp
VH
vận
LBS
hành
vận
LBS
hành
hỏng
FCO

22

1

600

cô lập

4.

TBN408-(473/33)

22

1


300

5.

TBN409-(474/27-3-11)

22

1

600

6.

TBN4010-(474/41)

22

1

300

7.

TBN4011-(474/63)

22

1


600

TBN4012-(475/64-8)
TBN4013_(475 cột 4759.
476/119)
TBN4014-(476 cột 47510.
476/51)
11. TBN4015-(477/24-17)

22

1

300

22

1

300

22

1

600

22


1

12. TBN4016-(477/27-3)
TBN4017-(478 cột 47713.
78/25)
14. TBN401-(479/11)

22

vận
hành
cô lập
vận
hành
cô lập

LBS
FCO
FCO
LBS
FCO
FCO

300

cô lập
vận
hành
vận
hành

cô lập

1

300

cô lập

FCO

22

1

300

cô lập

FCO

22

1

300

FCO

15. TBN402-(479/33)


22

1

300

16. TBN4018-(485/11-3)
17. TBN405-(484-485/58)

22
22

1
1

300
600

cô lập
vận
hành
cô lập
cô lập

8.

FCO
FCO
FCO


FCO
FCO
FCO


6
1.2. Phụ tải điện
1.2.1. Đặc điểm phụ tải
Phụ tải điện thuộc Điện lực Trung tâm Nha Trang quản lý gồm
phụ tải nông lâm, thủy sản, công nghiệp xây dựng, thương mại dịch
vụ, quản lý tiêu dùng dân cư và các hoạt động khác.
Các loại phụ tải này phân bố đều trên các xuất tuyến, không tập
trung. Do vậy các xuất tuyến này luôn ở cao điểm từ 7h đến 23h. Sự
cố tập trung khu vực này chủ yếu là do thiết bị các TBA vận hành lâu
ngày bị hỏng cách điện, do các khách sạn lớn hoạt động quá tải gây
nổ hỏng FCO đầu tuyến, do hành lang tuyến, do tiếp xúc xấu, sương
muối…
Các thành phần phụ tải thống kê theo mục đích sử dụng của
chương trình CMIS ( Hệ thống thông tin quản lý khách hàng ) gồm 5
thành phần chính: (1) nông, lâm nghiệp; (2) công nghiệp, xây dựng;
(3) thương mại, dịch vụ; (4) quản lý tiêu dùng, dân cư; (5) hoạt động
khác. Với tỷ trọng cao đối với phụ tải thương mại, dịch vụ và quản lý
tiêu dùng, dân cư.
1.2.2. Yêu cầu của phụ tải
1.2.2.1. Chất lượng điện năng
Các phụ tải hiện nay yêu cầu chất lượng điện năng ngày càng cao
để đáp ứng các dây chuyền công nghệ hiện đại và chất lượng sản
phẩm làm ra. Việc sụt áp và dao động điện áp, sóng hài sẽ gây ảnh
hưởng đến các phụ tải.
1.2.2.2. Độ tin cậy

Hiện nay các phụ tải ngày càng yêu cầu cao về độ tin cậy để ổn
định sản xuất, sắp xếp sinh hoạt… Việc gián đoạn cung cấp điện lâu
hoặc mất điện bất ngờ do sự cố sẽ gây thiệt hại lớn đến sản xuất kinh
doanh của các doanh nghiệp và nhà máy. Độ tin cậy cung cấp điện
đang được đưa vào chỉ tiêu thi đua của các đơn vị. Vì vậy độ tin cậy
cung cấp điện là một vấn đề ngày càng được quan tâm từ phía các
khách hàng và ngành điện.
KẾT LUẬN CHƯƠNG 1.


7
CHƯƠNG 2
TỔNG QUAN VỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRÊN
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ PHẦN MÊM TÍNH TOÁN PHÂN
BỐ CÔNG SUẤT TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.1. Sự tiêu thụ công suất phản kháng
2.1.1. Sự tiêu thụ Công suất phản kháng
2.1.2. Các nguồn phát công suất phản kháng trên lưới điện
Khả năng phát CSPK của các nhà máy điện là rất hạn chế, do
cosφ của nhà máy từ 0,8 – 0,9 hoặc cao hơn nữa. Vì lý do kinh tế
người ta không chế tạo các máy phát có khả năng phát nhiều CSPK
cho phụ tải. Các máy phát chỉ đảm đương một phần nhu cầu CSPK
của phụ tải, phần còn lại do các thiết bị bù đảm trách (Máy bù đồng
bộ, tụ điện).
Ngoài ra trong hệ thống điện nói chung, phải kể đến một nguồn
phát CSPK nữa, đó là các đường dây tải điện, đặc biệt là các đường
cáp và đường dây siêu cao áp. Tuy nhiên ở đây ta chỉ xét đến lưới
phân phối, do vậy chỉ lưu ý đến các trường hợp đường dây 35 kV dài
và các đường cáp ngầm. Tuy nhiên CSPK phát ra từ các phần tử này
cũng không đáng kể nên nguồn phát CSPK chính trong lưới phân

phối vẫn là tụ điện, động cơ đồng bộ và máy bù.
2.1.2.1. Các nguồn phát công suất phản kháng trên lưới
2.1.3. Ý nghĩa của việc bù cspk trong lưới phân phối
Hầu hết các thiết bị sử dụng điện đều tiêu thụ CSTD (P) và
CSPK (Q). Sự tiêu thụ CSPK này sẽ được truyền tải trên lưới điện về
phía nguồn cung cấp CSPK, sự truyền tải công suất này trên đường
dây sẽ làm tổn hao một lượng công suất và làm cho hao tổn điện áp
tăng lên đồng thời cũng làm cho lượng công suất biểu kiến (S) tăng,
dẫn đến chi phí để xây dựng đường dây tăng lên. Vì vậy việc bù
CSPK cho lưới điện sẽ có những tích cực:
2.1.3.1. Giảm được tổn thất công suất trong mạng điện


8
Ta có tổn thất công suất trên đường dây được xác định theo
công thức:
Khi giảm Q truyền tải trên đường dây, ta giảm được thành phần
tổn thất công suất ∆P(Q)do Q gây ra.
2.1.3.2. Giảm được tổn thất điện áp trong mạng điện
2.1.4. Các tiêu chí bù công suất phản kháng trên lưới phân phối
2.1.4.1. Tiêu chí kỹ thuật
2.1.4.2. Tiêu chí kinh tế
Trong nhưng năm gần đây, người ta rất quan tâm đến việc tăng
cường sự hoạt động của hệ thống điện như giảm mức tiêu thụ nhiên
liệu và tìm cách sử dụng tốt hơn các thiết bị sẵn có trên lưới điện để
hạn chế mua thiết bị mới.
2.1.5. Ứng dụng phần mềm pss/adept để tính toán phân bố
công suất
KẾT LUẬN CHƯƠNG 2



9
CHƯƠNG 3
PHÂN TÍCH TÌNH HÌNH TRUYỀN TẢI CÔNG SUẤT
HIỆN NAY CỦA LƯỚI ĐIỆN ĐIỆN LỰC TRUNG TÂM
NHA TRANG
3.1. Các số liệu đầu vào phục vụ cho việc tính toán lưới điện
- Thông số kỹ thuật về lưới: Số liệu này bao gồm các thông số về cấu
trúc đường dây, MBA, tụ bù, thiết bị đóng cắt…
- Thông số về phụ tải: Số liệu phụ tải tính toán của các TBAPP được
thu thập vào thời điểm tháng 6 của năm 2017
3.2. Dung lượng, vị trí, trạng thái đóng cắt của các bộ tụ bù ở
phương thức vận hành hiện tại với các khoảng thời gian
BTS: khoảng thời gian bình thường sáng từ 4 h 00 đến 9 h 30;
CDS: khoảng thời gian cao điểm sáng từ 09 giờ 30 đến 11 giờ 30;
BTC: khoảng thời gian bình thường chiều từ 11 h 30 đến 17 h 00;
CDT: khoảng thời gian cao điểm chiều từ 17 giờ 00 đến 20 giờ 00;
BTT: khoảng thời gian bình thường tối từ 20 giờ 00 đến 22 giờ 00;
TDT: khoảng thời gian thấp điểm tối từ 22 giờ 00 đến 04 giờ 00 sáng
ngày hôm sau.
Trên lưới điện phân phối trung áp của Điện lực Trung tâm Nha
Trang có lắp đặt khá nhiều tụ bù tĩnh với dung lượng phổ biến là 300
kVAr hoặc 600 kVAr, nhưng bị cô lập khá nhiều ( 11/18 vị trí).
Không có tụ bù điều chỉnh tự động.
3.3. Tình hình vận hành của các xuất tuyến hiện tại
3.4 Tính toán cho phương thức vận hành hiện tại bằng modul
Load Flow trong PSS/ADEPT
Phần này tính toán phân bố công suất được thực hiện bằng cách
dùng modul Load Flow tính toán cho phương thức vận hành hiện tại
của LĐPP Điện lực Trung tâm Nha Trang.

Sau khi tính toán phân bố công suất ở thời điểm cực đại của các
xuất tuyến, thực hiện kiểm tra toàn bộ điện áp tại các nút phụ tải có
điện áp thấp nhất:


10
Bảng 3.3. Điện áp thấp nhất trên các xuất tuyến
Điện áp thấp

Điện áp

Điện áp thấp nhất

đàu xuất

khi cắt toàn bộ tụ

tuyến (kV)

bù trên lưới (kV)

471

22,195

22,087

22,096

472


22,195

22,001

22,021

473

22,195

21,950

21,967

474

22,195

21,813

21,813

475

22,195

21,752

21,785


476

22,195

21,736

21,748

477

22,195

21,766

21,779

478

22,195

21,891

21,929

479

22,195

21,696


21,716

480

22,195

21,812

21,845

484

22,195

21,970

22,023

485

22,195

21,829

21,845

Xuất tuyến

nhất khi đóng tụ

có sẵn trên lưới
(kV)


11
Bảng 3.4. Tổn thất công suất trên các xuất tuyến
Stt
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12

Xuất tuyến
471
472
473
474
475
476
477
478
479

480
484
485
Tổng:

∆P (kW)
119,12
80,07
127,03
312,57
410
510
204,91
224,93
538,25
122,1
350,20
181,85
3.181.03

∆Q (kVar)
236,32
91,70
248,55
610,67
344,49
456,86
1.111,59
245,2
735,29

320,44
4.401.11

Từ kết quả bảng 3.3 điện áp thấp nhất trên từng xuất tuyến, cho
thấy các vị trí tụ bù hiện có trên lưới khi đóng vào cũng cải thiện
nâng cao điện áp nhưng không đáng kể.
KẾT LUẬN CHƯƠNG 3


12
CHƯƠNG 4
GIẢI PHÁP VẬN HÀNH TỐI ƯU LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
22KV ĐIỆN LỰC TRUNG TÂM NHA TRANG
4.1. Các tiêu chí để lựa chọn phương thức vận hành tối ưu cho
lưới điện phân phối Điện lực Trung tâm Nha Trang
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.
Để việc cung cấp điện tin cậy, chất lượng và đảm bảo tính kinh tế
trong vận hành, chúng ta có nhiều phương pháp thực hiện, một trong
những phương pháp mang lại hiệu quả cao nhưng không cần phải bỏ
vốn đầu tư nhiều đó là thay đổi kết lưới trong vận hành. Các thiết bị
phân đoạn (các máy cắt recloser, dao cắt có tải hoặc dao cách ly,...)
thường được thay đổi trạng thái (đóng hoặc cắt) để tạo thành các
mạng hình tia trong những điều kiện vận hành khác nhau. Việc thay
đổi trạng thái các thiết bị phân đoạn sẽ dẫn đến cấu hình lưới điện
thay đổi theo. Trong LĐPP, việc thay đổi cấu hình lưới điện phải
thoả mãn một số hàm mục tiêu sau:
- Đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện

- Tổn thất công suất và điện năng trong toàn mạng là bé nhất
- Điện áp vận hành tại các nút nằm trong giới hạn cho phép
Cùng các điều kiện ràng buộc cần phải thoả mãn là:
- Tất cả các phụ tải đều được cung cấp điện
- Chi phí vận hành là nhỏ nhất
- Không bị quá tải các phần tử trong hệ thống điện khi vận hành
Trong phạm vi của bản luận văn này, do giới hạn về thời gian
nên chỉ đi vào tính toán, lựa chọn phương thức vận hành sao cho tổn
thất công suất (∆P) là bé nhất, đồng thời đảm bảo chất lượng điện áp
tại các nút và đảm bảo điều kiện phát nóng của dây dẫn.


13
4.2. Tính toán, lựa chọn phương thức vận hành cơ bản tối ưu cho
lưới điện phân phối Điện lực Trung tâm Nha Trang
4.2.1 Tính toán vị trí bù tối ưu công suất phản kháng dùng modul
CAPO của PSS/DAEPT
Để thiết đặt các thông số kinh tế này, ta chọn Menu
Network\Economics. Bảng cácthông số kinh tế sẽ hiện ra trên màn
hình như sau:

Hình 4.1. Hộp thoại thiết đặt các thông số kinh tế trung áp trong
CAPO
4.2.1.2. Tính toán lưa chọn vị trí bù tối ưu
a. Dùng modul CAPO lựa chọn vị trí bù bù tối ưu Thực hiện tính
toán bằng chức năng CAPO trong PSS/ADEPT kết quả phân tích của
12 xuất tuyến 22kV về vị trí bù và dung lượng bù tối ưu được thể
hiện trong (bảng 4.1)



14
b. Tính toán phân bố công suất lưới điện phân phối Điện lực
Trung tâm Nha Trang với các vị trí tụ bù tối ưu bằng modul Load
Flow.
Qua tính toán cho kết quả chi tiết về trạng thái đóng cắt của tụ
bù điều chỉnh được thể hiện trong (bảng 4.1), và tổn thất công suất
của các xuất tuyến như (bảng 4.2)
Bảng 4.1. Dung lượng và vị trí tối ưu các bộ tụ bù cố định và điều
chỉnh khi thực hiện phân tích CAPO
Bù cố dịnh
Bù diều chỉnh
Tổng
Xuất
dung
Dung
Dung
Stt
tuyến
lượng
lượng
Vị trí
lượng
Vị trí
(kVAr)
(kVAr)
(kVAr)
1. 471
2. 472
300
7241-22

600
3.
300
7241-18
4. 473
300
7363-1B
1.800
5.
300
7358-1B
6.
300
7350-5
7.
300
7353
8.
300
NODE27
9.
300
7350
10. 474
300
6D72A
3.900
11.
300
7470-2

12.
300
7469-1
13.
300
7468-1
14.
300
7464-6
15.
300
7464-2-2
7454-116.
300
1-1
17.
300
7461-1
18.
300
NODE43


15
19.
20.
21.
22.
23.
24.


475
476

25.

477

26.

300
300

27.

300

28.
29.
30.
31.

300
300
300
300

32.
33.
34.

35.
36.
37.
38.
39.
40.

300
300
300
300
300

478
479

300
300
300
1.200
300
300
300

7453-2
7450-5
7445-1
6D72A
7727-263
7727-34

7727-262-1
7727-261-3
7775-2
7727-4-3
7727-15
7727-62-2
7727-4-2
7760-5
7727-6-1
78117
7943-1
7937-1
7935-2

-

-

300

3.000

1.200
300
300
300
300

41.


300

42.

300

43.

300

7935-1
7935-2
7932-1
7932-2
791915-1
7930-8
791914-1

3.000


16
44.

480

-

45.


484

300

46.
47.
48.
49.
50.
51.
52.

485

300
300
300
300
300
300
300
13.200

Tổng:

8427-344
7571-2
7569-2
7566-3
72100-1

7564-2
7563-2
7560-2

-

-

-

300

6D286

600
2.100

2.400

Bảng 4.2. Công suất tiết kiệm được trên các xuất tuyếnkhi thực
hiện phân tích CAPO
Trước khi lắp tụ
Sau khi lắp tụ
Công suất tiết
bù TA
bù TA
kiệm được
Xuất
Stt
tuyến

∆Q
∆P
∆Q
∆P
∆Q
∆P (kW)
(kVar) (kW) (kVar) (kW) (kVar)
1
471
2
472
80,07
91,70
78,60
89,13
1,47
2,57
3
473
127,03
248,55 119,43 235,98
7,60
12,57
4
474
312,57
610,67 292,52 576,25 20,05 34,42
5
475
6

476
7
477
204,91
344,49 187,40 317,47 17,51 27,02
8
478
224,93
456,86 221,28 450,88
3,65
5,98
9
479
538,25 1.111,59 515,10 1.067,13 23,15 44,46
10 480
11 484
350,20
735,29 346,23 729,57
3,97
5,73
12 485
181,85
320,44 169,45 295,79
12,4
24,65
Tổng: 2.019,81 3.919,6 1.930 3.762,2 89,8
157,4


17

Để kiểm tra lại điện áp thấp nhất trên các nút của các xuất tuyến,
ta thực hiện chạy phân bố công suất ở thời điểm tải cực đại, thực hiện
kiểm tra toàn bộ điện áp tại các nút phụ tải và tổng hợp các nút có
điện áp thấp nhất trên các xuất tuyến ở (bảng4.3) dưới đây:
Bảng 4.3. Điện áp thấp nhất trên các xuất tuyến ở phương
thức vận hành với vị trí tối ưu tụ bù
Tên
Umax Umax Umin Umin
Điểm
xuất
trước sau bù trước sau bù δUmin(%)
nút
tuyến bù (V)
(V)
bù (V)
(V)
471
22.195 22.195 22.180
472
22.195 22.195 22.021 22.049
472/410.13
22
473
22.195 22.195 21.950 22.039
0.41
473/66
474
22.195 22.195 21.674 21.883
0.96
474/72

475
22.195 22.195 22.071
476
22.195 22.195 22.081
477
22.195 22.195 21.779 21.896
0.54
477/81
478
22.195 22.195 21.891 21.929
0.17
278/118
479
22.195 22.195 21.813 21.883
0.32
479/43
480
22.195 22.195 22.123
484
22.195 22.195 21.970 21.975
0.02
484/73
485
22.195 22.195 21.829 21.951
0.56
485/74
Bảng 4.4. Điện áp thấp nhất trên các xuất tuyến ở phương
thức vận hành với vị trí tối ưu tụ bù so với Uđm
Tên xuất
tuyến

471
472
473

Uđm (V)

Umin(V)

δUmin(%)

Điểm nút

22.000
22.000
22.000

22.180
22.049
22.039

0.82
0.22
0.18

471/65
472/41-22
473/66


18

Tên xuất
tuyến
474
475
476
477
478
479
480
484
485

Uđm (V)

Umin(V)

δUmin(%)

Điểm nút

22.000
22.000
22.000
22.000
22.000
22.000
22.000
22.000
22.000


21.883
22.071
22.081
21.896
21.929
21.883
22.123
21.975
21.951

-0.53
0.32
0.37
-0.47
-0.32
-0.53
0.56
-0.11
-0.22

474/72
475/144
476/142
477/81
278/118
479/43
480/48
484/73
485/74


4.2.1.3. Sử dụng, di chuyển các vụ trí tụ bù có sẵn

TT
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.

Bảng 4.4. Các cụm tụ bù cần điều chuyển
Bù cố dịnh
Tủ bù điều chuyển
Dung
Dung
Xuất tuyến
lượng
Vị trí
lượng
Vị trí
(kVAr)
(kVAr)
300
7363-1B
TBN407(473 cột
600
371300
7358-1B

473
473/61)
TBN408300
7350
300
(473/33)
300
7464-6
TBN4011600
(474/63)
474
300
7464-2-2
300
7453-2
TBN409300
(474/27-3300
7450-5
11)
475
TBN4012300
7445-1
300
(475/64-8)


19

TT


Xuất tuyến

9.

Bù cố dịnh
Dung
lượng
Vị trí
(kVAr)

Tủ bù điều chuyển
Dung
lượng
Vị trí
(kVAr)

300

7727-263

300

TBN4015(477/24-17)

300

7727-262-1

300


TBN4016(477/27-3)
TBN4017(478 cột
477-78/25)

477
10.

11.

478

12.

1.200

78117

300

300

7943-1

300

13.

484

300


8427-344

300

14.

485

300

7571-2

300

Tổng:

TBN401(479/11)
TBN405(484485/58)
TBN4018(485/11-3)

4.200

4.2.2. Tính toán điểm mở tối ưu bằng modul TOPO của
PSS/ADEPT cho lưới phân phối Điện lực Trung tâm Nha Trang
Qua nghiên cứu sơ đồ lưới điện đơn tuyến 22kV của Điện lực
Trung tâm Nha Trangcũng như nghiên cứu vị trí các xuất tuyến trên
địa hình thực tế của 12 xuất tuyến. Để tối ưu hóa vận hành nhằm làm
giảm tổn thất trên lưới, tác giả mạnh dạnđề xuất giải pháp kết lưới
mạch vòng cho các cặp xuất tuyến bằng cách thêm các khóa điện kết

lưới tại vị trí như (bảng 4.5)


20
Bảng 4.5. Vị trí điểm mở tối ưu khi thực hiện phân tích TOPO

TT

1.
2.

Tên
mạch
vòng
471479
471472

3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.

471473

472474
473474
473477
474484
473477
473485
477484
477-

Vị trí mở của mạch
Tổn thất
vòng
Trước
Trước khi
Sau khi
Sau khi
khi chọn
chọn tối ưu chọn tối
chọn tối ưu
tối ưu
( kW)
ưu( kW)
471-479
471-479
/27-1
/27-1
471-472
471-472
/24-2
/24-2

471-472
471-472
/19-3
/19-3
471-472
471-472
/45-8
/45-8
471-473/
303,42
179,13
473/52CD
65-1
472-474
472-474
/31-1
/31-1
473-474
801,22
460,31
474/62CD
/67
473-477
473-477
/25-21
/25-21
474-484
474/62CD
1.436,92
664,69

/64-14
473-477
473-477
/25-21
/25-21
473-485
473-485
/58-3
/58-3
477-484
477-484
/31-1
/31-1.
477477-478/32


21

TT

14.
15.

Tên
mạch
vòng
478
478485
484485


16.
17.

Tổng:

Vị trí mở của mạch
Tổn thất
vòng
Trước
Trước khi
Sau khi
Sau khi
khi chọn
chọn tối ưu chọn tối
chọn tối ưu
tối ưu
( kW)
ưu( kW)
478/32
371-478371-478485 /17
485 /17
484-485
484-485
/27-14
/27-14
484-485
484-485 /17
/17
2.541,56
1.304,13


4.2.3. Kết luận
So sánh giữa phương thức vận hành cơ bản tối ưu đã tính toánvà
phương thức vận hành hiện tại mà Điện lực Trung tâm Nha Trang
đang sử dụng có nhiều thay đổi, nếu ta vận hành theo phương thức
vận hành cơ bản tối ưu thì sẽ mang lại hiệu quả lớn.
Tổn thất giảm do kết lưới các xuất tuyến, chuyển điểm mở sang
các vị trí cầu dao liên lạc sẽ giảm tổn thất CSTD là 1.237,43 kW; tổn
thất giamt do lắp đặt và chuyển các vị trí tụ bù là 89,8 kW. Điện áp
Umin trên các xuất tuyến đều tăng.
Đề xuất một số giải pháp vận hành tối ưu lưới điện phân phối
nhằm nâng cao chất lượng và hiệu quả trong cung cấp điện cho Điện
lực Trung tâm Nha Trang
- Tạo mạch vòng giữa các cặp xuất tuyến 471 – 473, 473 – 474,
474 -484 tại các vị trí kết lưới như sau:
+ Xuất tuyến 471 – 473 kết lưới tại vị trí 471-473/ 65-1, mở tại vị
trí 473/52CD, bằng máy cắt có tải LBS.
+Xuất tuyến 473 – 474 kết lưới tại vị trí 474-484 /64-14, mở tại
vị trí474/62CDbằng máy cắt có tải LBS.


22
+Xuất tuyến 474– 484 kết lưới tại vị trí 473-474 /67, mở tại vị
trí474/62CDbằng máy cắt có tải LBS.
- Nên hoán chuyển vị trí các tụ bù hiện hữu theo sự tính toán
phân tích của modul CAPO trong PSS/ADEPT.
- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT trong tính toán và quản lý vận
hành, xem nó là một công cụ đắc lực vì có những ưu điểm nổi bật:
+ Cập nhật, hiểu chỉnh các thông số dễ dàng,
+ Mở rộng sơ đồ theo thực thế vận hành không giới hạn,

+ Trích xuất dữ liệu qua định dạng Excel,
+ Thiết lập được thư viện thiết bị theo thực tế của Điện lực địa
phương.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Lưới điện phân phối giữ một vai trò quan trọng trong khâu phân
phối điện năng. Để đảm bảo LĐPP vận hành tin cậy, chất lượng và
đạt hiệu quả cao là một vấn đề luôn được quan tâm bởi các tổ chức,
cá nhân làm công tác quản lý và vận hành LĐPP.
Đề tài ”Tinh toán đề xuất phương thức vận hành tối ưu lưới điện
phân phối Điện lực Trung tâm Nha Trang đáp ứng tiêu chí của
EVNCPC” nhằm mục đích nghiên cứu, tính toán, lựa chọn các
phương án và đề xuất giải pháp vận hành tối ưu LĐPP Điện lực
Trung tâm Nha Trang.
Kết quả nghiên cứu của đề tài đạt được như sau:
- Về mặt lý thuyết: Đã nghiên cứu tổng quan về các vấn đề vận
hành lưới điện phân phối để làm cơ sở cho việc tính toán vận hành tối
ưu.
- Nghiên cứu và sử dụng được phần mềm PSS/ADEPT dùng
trong tính toán lưới điện phân phối.
- Thu thập và xử lý các số liệu cho việc tính toán từ Điện lực
Trung tâm Nha Trang để đưa vào phần mềm.


23
- Tính toán được phân bố công suất trên các nhánh cũng như
điện áp tại các nút của lưới điện phân phối Điện lực Trung tâm Nha
Trang và xác định được tổn thất công suất trên lưới với các phương
thức vận hành. Trên cơ sở đó có hướng đề xuất giải pháp vận hành để
tổn thất công suất trên lưới là cực tiểu.
- Tính toán được vị trí và dung lượng bù tối ưu nhằm làm giảm

tổn thất công suất và điện năng cũng như chế độ vận hành thiết bị bù
điều chỉnh trên các xuất tuyến của LĐPP Điện lực Trung tâm Nha
Trang.
- Nghiên cứu và đề xuất được vị trí kết nối mạch vòng và tính
toán tìm được điểm mở tối ưu cho phương thức vận hành đã chọn.
- Xác định được giá trị điện áp trên tất cả các nút nằm trong giới
hạn cho phép.
Qua kết quả nghiên cứu của đề tài, có những kiến nghị như
sau:
- Việc áp dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán và phân tích
LĐPP tại Điện lực Trung tâm Nha Trang là điều vô cùng cần thiết vì
nó mang lại nhiều lợi ích như:
+ Giúp tính toán một cách chính xác các thông số vận hành
LĐPP nếu thu thập các số liệu chính xác và khai thác tốt các
tiện ích của phần mềm.
+ Sẽ giúp ích rất nhiều trong công tác quản lý và vận hành
LĐPP như việc hiệu chỉnh các thông số lưới và phụ tải dễ
dàng dẫn đến việc mở rộng sơ đồ một cách thuận lợi khi phát
triển lưới và phụ tải trong tương lai.
- Đối với LĐPP , do phụ tải và lưới luôn tăng trưởng theo thời
gian và không gian nên vị trí các bộ tụ hiện hữu có thể là không tối
ưu. Vì vậy nên tái cấu trúc lại các vị trí và dung lượng bộ tụ bù trung
áp với kết quả tính từ CAPO của PSS/ADEPT so với trị trí và dung
lượng bộ tụ bù hiện hữu ở chế độ vận hành hiện tại. (Nên theo dõi và
cập nhật thường xuyên thông số vận hành vào sơ đồ trên
PSS/ADEPT).