Giải pháp tự động hóa cho lưới điện phân phối thành phố nha trang

Trên hệ thống lưới điện phân phối ở nước ta hiện nay việc thực hiện đóng cắt các thiết bị để phục vụ cô lập và tìm điểm sự cố còn thao tác thủ công và mất nhiều thời gian Mặc khác để phối hợp bảo vệ cho xuất tuyến thì việc chọn các thông số chỉnh định như tính toán lý thuyết đôi khi không đảm bảo độ nhạy Với yêu cầu của khách hàng ngày càng cao về độ tin cậy cung cấp điện thì việc tự động hoá lưới điện phân phối sẽ đem lại hiệu quả kinh tế do rút ngắn được thời gian mất điện phạm vi mất điện nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và đáp ứng ngày càng cao nhu cầu dùng điện của khách hàng Qua việc đánh giá hiện trạng của lưới điện trung áp thành Phố Nha Trang Tác giả lựa chọn mạch vòng điển hình để đưa vào nghiên cứu đánh giá và đưa ra giải pháp sắp xếp lại các thiết bị phù hợp hơn đảm bảo vận hành mạch vòng một cách tin cậy đồng thời giúp cho việc xử lý và cô lập sự cố nhanh hơn so với việc trước khi cải tạo Ngoài ra tác giả cũng đã xây dựng được các đường đặc tuyến phối hợp giữa các thiết bị dựa trên phần mềm VPROII Các kết quả đạt được qua việc áp dụng tự động hóa mạch vòng điển hình cho xuất tuyến 472 E31 và 479 E27 thành phố Nha Trang có thể được tham khảo để áp dụng cho các xuất tuyến tương tự trên lưới điện phân phối

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

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi

Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác

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 không đòi hỏi nhiều vốn đầu tư nhưng hiệu quả mang lại là rất đáng kể Tuy nhiên, để thực hiện tốt công tác này cần phải có số liệu đầu vào đầy đủ

và cần phải tính toán phân tích chính xác

Từ khóa – độ tin cậy, nâng cao chất lượng điện năng, tối ưu hóa các chế độ, phần

mềm tính toán, 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 Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa 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 Hòa 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 TOÁN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ CÁC PHẦN MỀM TÍNH TOÁN 24

2.1 GIỚI THIỆU CHUNG 24

2.2 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG HÊ

THỐNG ĐIỆN 24

2.2.1 Tính toán phân bố công suất bằng phương pháp lặp Gauss – Seidel 24

2.2.2 Tính toán phân bố công suất bằng phường pháp lặp Newton-Raphson 26

2.3 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN THÔNG SỐ VẬN HÀNH 26

2.3.1 Các phương pháp xác định phụ tải tải tính toán 26

2.3.2 Các phương pháp tính toán tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong hệ thống cung cấp điện 28

2.4 CÁC PHẦN MỀM, TÍNH TOÁN, 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 toán phân bổ công suất trong phần mềm PSS/ADEPT 5.0 34

2.4.3.3.Tính toán điểm dừng tối ưu TOPO 35

2.5 KẾT LUẬN 39

CHƯƠNG 3 TÍNH TOÁN 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 vòng tính toán 45

3.2 TÍNH TOÁN 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 toán phân tích các chế độ vận hành của tuyến 477-E Bình Tân, 484-E27 51

3.2.3.1 Tính toán, phân tích các chế độ vận hành bình thường 51

3.2.3.2 Tính toán, phân tích các chế độ sự cố 54

3.3 KẾT LUẬN CHƯƠNG 3 56

CHƯƠNG 4 TÍNH TOÁN 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 toán TOPO 61

4.3.2 Tính toán phương án vận hành dựa trên kết quả TOPO 61

4.4 TÍNH TOÁN KHÉP VÒNG XUẤT TUYẾN 477-EBT VÀ 484-E27 62

4.4.1 Sơ đồ tính toán phân bố công suất 62

4.4.2 Tính toán phân bố công suất, điện áp, góc pha ở chế đô vận hành kín 63

4.4.3 Xử l‎ý các bất thường trong quá trình hòa điện, khép vòng 64

4.5 LỰA CHỌN CÁC VỊ TRÍ LẮP ĐẶT ĐÈN SỰ CỐ CÓ 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 toán 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 toán chỉ số SAIDI giảm khi thực hiện khép vòng 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

DANH MỤC CÁC BẢNG

Số

1.4

Tăng trưởng phụ tải qua các năm từ 2013 đến 2016 như sau: 13

3.12 Phân bố dòng, áp tuyến 477-EBT-484-E27 chế độ sự cố 55

4.1 So sánh tổng tổn thất công suất tác dụng xuất tuyến 477-EBT và

4.2 Phân bố điện áp tại các nút sau khi hòa tại MC 476/F5D 63

4.3 Phân bố dòng điện, góc pha trên các nhánh sau khi hòa tại MC

4.4

Thống kê các sự cố trên 10 xuất tuyến lựa chọn trong năm 2016 70

4.5 Bảng thống kê số lượng khách hàng, công suất tuyến

DANH MỤC CÁC HÌNH

1.1 Sơ đồ cơ cấu tổ chức Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa 6 1.2 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 110 kV tỉnh Khánh Hòa 9 1.3 Sơ đồ nguyên lý lưới điện phân phối tỉnh Khánh Hòa 11 1.4 Sơ đồ nguyên lý lưới điện phân phối thành phố Nha Trang 19

2.3 Xây dựng biểu đồ TTCS và xác định TTĐN sử dụng đường

2.4 Thuật toán xác đinh cấu trúc lưới điện tối ưu TOPO 36

3.1 Sơ đồ kết dây lưới phân phối thành phố Nha trang 41 3.2 Sơ đồ nguyên lý lưới điện phân phối thanh phố Nha Trang 44

3.5 Đồ thị phụ tải đặc trưng nhóm phụ tải hành chính 48

3.8 Đồ thị phụ tải đặc trưng nhóm phụ tải công nghiệp 49

4.3 Sơ đồ mạch tính toán phân bố công suất 477-EBT, 484-E27 63 4.4 Sơ đồ nguyên lý hệ thống đèn báo sự cố có tin nhắn 66

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 vòng 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 công 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 toán 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 không đòi 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 công tác tìm kiếm, cô 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, Công 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

Thiết bị có công 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 thông 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 Hòa 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 toán, đề xuất các giải pháp vận hành nhằm nâng cao độ tin cậy cho lưới điện phân phối Khánh Hòa” 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 toán 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 toán để thiết lập phương thức vận hành tối ưu trên lưới điện phân phối Khánh Hòa

- Tính toán đề xuất các vị trí lắp đặt bộ chỉ thị cảnh báo sự cố có tin nhắn

- Tính toán, 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 toán, 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

- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT 5.0 để tính toán 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 toán, 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 TOÁN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ CÁC PHẦN

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 Đông giáp biển Đông, phía Tây giáp các tỉnh Lâm Đồng, Đăk Lăk, phía Nam giáp tỉnh Ninh Thuân và phía Bắc giáp tỉnh Phú Yên Khánh Hòa có diện tích tự nhiên xấp xỉ 5217,6 km2 (chiếm 1,58 % diện tích cả nước) Toàn 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 Hòa có thềm lục địa và vùng lãnh hải rộng lớn với gần 200 hòn đảo lớn nhỏ, trong đó quần đảo Trường Sa có vị trí địa

lý rất quan trọng về quốc vòng và kinh tế của cả nước Dân số toàn tỉnh vào khoảng 1.205 nghìn người (31/12/2015) Tỉnh Khánh Hòa là cửa ngõ quan trọng của dải đất Nam Trung Bộ và Tây Nguyên và có thể thông 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 công 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%, công 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

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:

- Công 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 HÒA 1.2.1 Giới thiệu Công 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 Hòa Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa 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 Hòa thuộc Tổng công ty Điện lực miền Trung thành Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa

- 01 Kế toán trưởng công ty

- 12 phòng chức năng (Văn phòng; Kế hoạch; Tổ chức- Nhân sự; Kỹ thuật;

An toàn; Tài chính- Kế toán; 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 Ranh- Khánh 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

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

KẾ TOÁN TRƯỞNG

ĐẠI HỘI ĐỒNG CỔ ĐÔNG

BAN KIỂM SOÁT HỘI ĐỒNG QUẢN TRỊ

TỔNG GIÁM ĐỐC

PHÓ TGĐ KINH DOANH

KHỐI PHÒNG BAN CHỨC NĂNG

Điện lực

Diên Khánh – Khánh Vĩnh

PHÓ TGĐ ĐTXD

Xí nghiệp Xây lắp Công nghiệp

P11 Phòng Kiểm tra, giám sát mua bán điện P12 Phòng An toàn

Ban Quản lý dự án

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 công trình điện, lưới và trạm điện có cấp điện áp đến 110 KV, các công trình viễn thông công cộng, các công trình công 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 công 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 Hòa

Hiện tại Công 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 Hòa

1.2.2.1 Tình hình nguồn điện

- Trên địa bàn tỉnh Khánh Hòa 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 Hòa-Nha Trang”

- Ngoài 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 Sông Hinh – Tuy Hòa 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 Hòa 2, Hòa 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 Hòa

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 Hòa còn 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 Hòa, công suất 30MW phát lên lưới thông qua đường dây 110kV

Nhà máy nhiệt điện bã mía tại Cam Ranh, công 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 công suất 502MVA gồm: Vạn Giã, Ninh Hòa, 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

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

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, 475-EDK…)

- Các xuất tuyến trung áp lưới điện Khánh Hòa có mức độ mang tải trung bình

so với dòng điện cho phép khá cao (60%), độ dự phòng và khả năng hỗ trợ khi công 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 vòng giữa hai tuyến trong một trạm 110kV, trạm trung gian Có 43/77 xuất tuyến (chiếm 55,8%) có khả năng đóng vòng 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 không có liên lạc do đặc thù lưới điện, địa lý

Một số kết nối liên lạc yếu, khả năng chuyển tải thấp: 476-E24; EVG; 477-E28&473-F9; 471-EBĐ&473-EBT

471&473-1.2.2.3.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, không an toàn, 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 đường dây như bảng đính kèm

Hình 1.3 Sơ đồ nguyên lý lưới điện phân phối tỉnh Khánh Hòa

Bảng 1.2 Tổng hợp mang tải các đường dây 110kV năm 2016

STT Tên xuất tuyến Số

mạch Tiết diện

Chiều dài (km)

Dòng cho phép (A)

Dòng đ/mức theo Jlv(A)

Dòng điện tải cực đại (A)

14 172 Suối Dầu - 171 BĐ Cam Ranh 1 ACSR 185 18,3 547 333 219

18 171 Nam Cam Ranh

Ghi chú: Iđm = S (tiết diện dây dẫn) x Jlv hoặc Jkt (Jlv (J làm việc) chọn 1,8; Jkt (J kinh tế) chọn 1,1).

b.Tình hình mang tải các Trạm biến áp

Trong năm 2016 một số trạm 110kV đã vận hành đầy tải hoặc xấp xỉ đầy tải 100% (như EVG, EBT, T1, T2 E28, E32), buộc phải kết lưới vận hành theo phương thức không cơ bản kéo dài tại khu vực Vĩnh Nguyên, Trung tâm, Vĩnh Hải

Thông số vận hành các TBA 110kV 2016 như bảng đính kèm

Bảng 1.3 Thông số vận hành các TBA 110kV 2016

TT Đơn vị/TBA/MBA Điện áp

(kV)

Sđm (MVA)

Pmax (MW) cos

Mang tải (%) Công ty CP Điện lực

9 Bán Đảo Cam Ranh 110/23 25 18,9 0,98 77,1

10 Nam Cam Ranh 110/38,5/6,6 16 9,8 0,98 62,5

Bảng 1.4 Tăng trưởng phụ tải qua các năm từ 2013 đến 2016 như sau:

Tốc độ tăng Pmax giai đoạn 2013-2016(%) 47

Dự kiến tốc độ tăng giai đoạn năm 2017-2020 (%) 40

Kết quả thực hiện các chỉ tiêu năm 2016

Bảng 1.5 Khối lượng lưới điện quản lý năm 2016

STT Tên khu vực

Đườn dây trung áp (km)

Đường dây

hạ áp (km)

Recloser LBS

Trạm biến áp

Số Trạm

Tổng dung lượng (kVA)

MAIFI

Tổng

số lần mất điện

Tổng thời gian mất điện của KH (phút)

Bảng 1.7 Kết quả thực hiện tổn thất điện năng

Đơn vị Chỉ tiêu Tăng/giảm

so cùng kỳ

Kết quả thực hiện Tăng/giảm

so cùng kỳ Năm 2015 Năm 2016

Đơn vị Chỉ tiêu Tăng/giảm

so cùng kỳ

Kết quả thực hiện Tăng/giảm

so cùng kỳ Năm 2015 Năm 2016

từ 60 – 90%

Ngoài nguồn điện từ trạm E27 và E.Bình Tân thì tại các xuất tuyến trung áp đều có liên lạc với các TBA 110kV lân cận như E29; E31; E32

a Trạm 110kV Mã Vòng có các xuất tuyến sau:

- Tuyến 471: Cấp cho khu vực trung tâm thành phố Tổng chiều dài toàn tuyến 6,89km với 52 trạm biến áp phụ tải 22/0,4kV có công suất đặt 17.41MVA Tuyến 471-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 472-473-479-E27

- Tuyến 472: Cấp điện một số phụ tải quan trọng như các cơ quan lãnh đạo của Tỉnh, bệnh viện, công an đường trục xuất tuyến này đi song song với tuyến 374-E27 trên cùng một trụ và cấp điện cho 66 trạm biến áp phụ tải 22/0,4kV với công suất đặt 19,721 MVA Tổng chiều dài đường dây là 8,33km Tuyến 472-E27

có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 471-474-E27, 474-E31

- Tuyến 473: Cấp cho 44 trạm biến áp phụ tải 22/0,4kV với tổng công suất đặt

là 26,835 MVA Tuyến 473-474-E27 cấp điện cho khu vực phía bắc Sân bay Nha Trang Tổng chiều dài toàn tuyến là 7,595km Tuyến 473-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 471-474-485-E27

- Tuyến 474: Với tổng chiều dài toàn tuyến là 7,963km, tuyến 474 cấp điện cho 77 trạm biến áp 22/0,4kV có tổng công suất đặt là 24,28 MVA Tuyến 474-E27

có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 472-484-485-E27

- Tuyến 477: Đi chung trụ với tuyến 478-E27 Hai xuất tuyến 477-478-E27 cấp điện cho khu vực phía tây và phía nam sân bay Nha Trang Chiều tuyến 477 là 23,11 km, cấp điện cho 78 trạm biến áp với công suất đặt là 24,725MVA Tuyến 477-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 473-484-E27 và 471-479-481-EBT

- Tuyến 478: Đi chung trụ với tuyến 477-E27 Hai xuất tuyến 477-478-E27 cấp điện cho khu vực phía tây và phía nam sân bay Nha Trang Chiều dài tuyến 478

là 7,375 km, cấp điện cho 48 trạm biến áp với công suất đặt là 13,515MVA Tuyến 478-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 485-E27 và 477-479-481-EBT

- Tuyến 479: có chiều dài trục chính là 8,081km Tuyến 479 chỉ cấp điện cho

39 trạm biến áp với tổng công suất đặt 13,73 MVA Tuyến 471-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 471-E27 và 472-E31

- Tuyến 484: Cấp cho khu vực phía bắc Sân bay Nha Trang, với tổng chiều dài toàn tuyến là 11.259km, cấp điện cho 61 trạm biến áp với tổng công suất đặt 18,66 MVA Tuyến 484-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 474-477-485-E27 và 477-EBT

- Tuyến 485: Cấp cho khu vực phía nam Sân bay Nha Trang, với tổng chiều dài toàn tuyến là 11.259km, cấp điện cho 56 trạm biến áp với tổng công suất đặt 19,557 MVA Tuyến 475-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 474-478-484-E27

b Trạm 110kV Bình Tân (EBT) có các xuất tuyến 22kV như sau:

Trạm EBT cấp điện cho khu vực phía tây nam và nam sân bay Nha Trang với

các phụ tải đặc điểm như sau:

- Tuyến 471: cấp điện cho 91 trạm biến áp phụ tải có tổng công suất đặt 19,07MVA Với chiều dài là 27,724km Tuyến 471-EBT có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 477-E27

- Tuyến 473: Có cấu trúc hình tia cấp điện cho 58 trạm biến áp phụ tải thuộc khu vực Sông Lô-Phước Đồng, tổng công suất đặt 25,417MVA Và chiều dài là 22,423km Tuyến 473-EBT có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 471-EBĐ

- Tuyến 475: Cấp điện cho 24 trạm biến áp 22/0,4kV, tổng công suất đặt 9,722 MVA Đây là một trong hai xuất tuyến cấp điện cho KDL Vinpearl Chiều dài là 17,804km chủ yếu là cáp ngầm, tuyến có thể được nối vòng với tuyến 477 để tăng khả năng cung cấp điện trong các trường hợp cần thiết qua cầu dao 475-477-EBT/107 Ngoài

ra tuyến 475-EBT có thể kết nối với tuyến 481-EBT tại trạm cắt Phú Quý

- Tuyến 477: phần lớn đường trục đi chung trụ với tuyến 475-EBT và kết nối với tuyến 476 trạm F5D Với chiều dài là 9,419km, tuyến 477-EBT cấp điện cho 41 trạm biến áp phụ tải 22/0,4kV có công suất đặt là 14,89 MVA Tuyến 477-EBT có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 475-479-481-EBT và xuất tuyến 478-484-E27

- Tuyến 479: Cấp điện cho 20 trạm biến áp 22/0,4kV, tổng công suất đặt 5,72 MVA Xuất tuyến có chiều dài là 8,3km Tuyến 479-EBT có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 477-481-EBT và xuất tuyến 477-478-E27

- Tuyến 481: Cấp điện cho 10 trạm biến áp 22/0,4kV, tổng công suất đặt 2,930 MVA Xuất tuyến có chiều dài là 10 km Tuyến 481-EBT có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 477-479-EBT

Nhận xét: Khu vực trung tâm thành phố Nha Trang chiếm 1 tỷ trọng sản lượng rất lớn trong toàn KHPC, bên cạnh đó, qua theo dõi tốc độ phát triển của phụ tải của khu vực này tăng nhanh so với tốc độ phát triển nguồn và lưới điện, vì vậy trong thời gian chờ đợi các công 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, ứng dụng các sáng kiến, công nghệ 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 không đòi hỏi nhiều vốn đầu tư nhưng hiệu quả mang lại thiết thực và tức thời Vì thời gian khá hạn chế so với khối lượng công việc sẽ thực hiện, trong khuôn khổ luận văn, tác giả tập trung phân tích, tính toán cho 1 mạch vòng đại diện kết nối giữa 2 trạm biến áp 110 kV E27 và E Bình Tân và hiệu quả của nó mang lại sẽ là cơ sở để tác giả tiếp tục triển khai trên lưới tỉnh Khánh Hòa

1.3.2 Giới thiệu một số thiết bị đang sử dụng trên lưới điện Khánh Hòa

a.Thông số kỹ thuật của máy cắt 484-E27

Hình 1.4 Sơ đồ nguyên lý lưới điện phân phối thành phố Nha Trang

b Thông số kỹ thuật của máy cắt 476-F5D

c Thông số kỹ thuật của máy cắt 477-EBT

d Thông số kỹ thuật của Recloser

Loại : VVWE 27 – Cooper

Loại tủ điều khiển: Form 4C

Hình 1.6 Máy cắt VWVE 27 và tủ điều khiển F4C của Cooper

quang bằng chân không

quang bằng chân không

f Thông số kỹ thuật của dao cách ly có tải

- Loại DCL: Sectos NXB-24 (ABB)

Hình 1.7 Dao cách ly có tải kín ABB Sectos NXB-24

- Hiện nay các điện lực thành viên trong KHPC chủ yếu quản lý lưới điện theo ranh giới địa lý, điều này tạo thuận tiện trong quản lý vận hành nhưng đối với các xuất tuyến liên lạc giữa các điện lực, để tính toán phân tích và đưa ra một phương thức vận hành hiệu quả sẽ bị hạn chế, vì vậy việc tính toán, phân tích tìm giải pháp

để đưa ra phương án kết lưới tối ưu, phương thức vận hành hiệu quả là việc làm cần thiết và phải thực hiện thường xuyên trong điều kiện phụ tải tăng trưởng mạnh mẽ

và đột biến như hiện nay Mặt khác với cấu trúc kín vận hành hở như hiện nay, 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 vòng 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 Bên cạnh đó sự phát triển của vật liệu chế tạo thiết bị, công nghệ, phần mềm giám sát và điều khiển hệ thống điện phát triển mạnh mẽ sẽ hổ trợ rất hiệu quả cho công tác quản lý vận hành, nên chậm trễ trong việc áp dụng, khai thác các ứng dụng mới là một sự lãng phí rất lớn

CHƯƠNG 2 NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ CÁC

PHẦN MỀM TÍNH TOÁN

2.1 GIỚI THIỆU CHUNG

Tính toán phân bố công suất trong hệ thống điện là tính toán các thông số vận hành của hệ thống như: Điện áp tại các nút, dòng điện chạy trong nhánh, tổn thất công suất, tổn thất điện áp của hệ thống điện Theo[6], các phương pháp tính phân bố công suất thường được sử dụng là: phương pháp Newton-Raphson và phương pháp Gauss-Seidel Mỗi phương pháp có những đặc tính hội tụ khác nhau, thường thì ta chọn phương pháp có khả năng thực hiện tốt nhất Việc lựa chọn phương pháp tính nào còn tuỳ thuộc vào cấu hình hệ thống, máy phát, đặc tính tải

và mức điện áp tại ban đầu tại các nút

Trong phạm vi đề tài, việc tính toán phân bổ công suất nhằm mục đích xác định

- Tính toán và phân tích để lựa chọn phương thức vận hành cơ bản tối ưu nhằm đảm bảo tổn thất công suất ∆P trong mạng là bé nhất đồng thời đảm bảo điện

áp tại các nút nằm trong giới hạn cho phép

- Phân bố công suất, dòng điện trên các xuất tuyến trước và sau khi khép vòng, hòa lưới

- Giá trị điện áp tại các nút (biên độ và góc pha), đặc biệt tại các nút cần khép vòng, hòa lưới

- Kiểm tra sự thay đổi điện áp, dòng điện sau khi khép vòng để có cơ sở điều chỉnh trước khi thực hiện khép vòng, hòa lưới

2.2 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

2.2.1 Tính toán phân bố công suất bằng phương pháp lặp Gauss – Seidel

a Thiết lập công thức giải tích

Theo [6], giả sử mạng điện là mạng 3 pha đối xứng và được biểu diễn bằng mạng nối tiếp dương như hình 2.1a Các phần tử của mạng liên kết với nhau tạo nên

ma trận tổng dẫn nút Ynút có thể xác định từ sơ đồ

Hình 2.1 Sơ đồ đa cổng của đường dây truyền tải

Theo sơ đồ hình 2.1a, ta có: Inút = Ynút Vnút (2.1)

Ynút là một ma trận thưa và đối xứng, tại các cổng của mạng có các nguồn công suất hay điện áp làm cho áp và dòng điện liên hệ với nhau theo phương trình (2.1) Từ đó có thể xác định được công suất tác dụng và công suất phản kháng bơm vào mạng (quy ước chiều dương khi bơm vào mạng) dưới dạng hàm phi tuyến Vp

và Ip Có thể thấy nguồn công suất bơm vào mạng được biểu diễn như hình 2.1b Phân loại các nút:

- Nút P-Q: công suất tác dụng và phản kháng là cố định, như nút P ở hình 2.1 chẳng hạn

Nút V- là nút hệ thống, tương ứng với điện áp và góc pha không đổi

b Độ lệch và tiêu chuẩn hội tụ

Phép giải trào lưu công suất được coi là chính xác khi thỏa mãn các phương trình (2.2) đến (2.4), mà chủ yếu là (2.4) Hai tiêu chuẩn hội tụ là :

- Độ lệch điện áp nút giữa 2 vòng lặp kế tiếp nhau

Gọi số bước lặp là k, độ lệch điện áp giữa 2 vòng lặp k và k+1 là :

2.2.2 Tính toán phân bố công suất bằng phường pháp lặp Newton-Raphson

Giả thiết tất cả các nút là nút P-Q, trừ nút nút hệ thống V- Gọi Vq (q # s) là

áp của nút q so với nút s (s là nút hệ thống) Ta có dạng tổng quát của phép lặp:

pq k p p p

q

n

p q

k q pq k

q pq k

p

Y V

S V Y V

Y

1 1

1 1

(2.5)

Kiểm tra độ hội tụ của phương pháp:

Max|V p k1 V p k| C v (2.6) Bước đầu tiên ta lấy điện áp ban đầu Vp(0) bằng điện áp định mức hệ thống và chỉ gồm phần thực Thuật toán lặp được mô tả gồm các bước như sau:

(1) - Xác định Ypq, Yqp với p = 1, 2, 3, …, n; q = 1, 2, 3, …, n

(2) - Chọn giá trị ban đầu tại các nút, Vp(0) = Uđm; p = 1, 2, 3, …, n

(3) - Tính Vp(k+1) theo (2.5) Quá trình tính toán theo vòng tròn, ngĩa là giá trị điện áp tại nút p ở bước (k+1) được tính qua giá trị điện áp tại bước (k+1) của tất cả các nút còn lại p-1, p-2, …, 1 và điện áp tại bước k của các nút p+1, p+2, …, n

(4) - Tính lặp với k tăng dần

(5) - Kiểm tra điều kiện dừng Max| V p k 1| C v.Nếu sai thì về bước (3) Nếu đúng thì tiếp tục tính toán các đại lượng khác như công suất, dòng điện, … và dừng

p k

tính p k

2.3 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN THÔNG SỐ VẬN HÀNH

2.3.1 Các phương pháp xác định phụ tải tải tính toán

Theo [1], [2] và [5], các phương pháp xác định phụ tải tính toán thường được

P Q

P S

A P

Ptt tb

trong đó:

A: Lượng điện năng tiêu thụ trong một năm

Tmax: Thời gian sử dụng công suất cực đại

c Phương pháp 3:

Xác định phụ tải cực đại theo phương pháp hệ số cực đại K max và công suất

trung bình P tb

đm sd tb

Ksd: hệ số sử dụng của thiết bị điện Nếu có đồ thị phụ tải thì hệ số

sử dụng được tính như sau:

)

.(

2 1

2 2 1 1

n đm

n n sd

t t

t P

t P t

P t P K

Phương pháp công suất tiêu thụ trung bình giúp chúng ta thu thập số liệu phụ tải tính toán một cách nhanh chóng, đơn giản Tuy nhiên, hầu hết các đường dây trung thế đều cấp điện với một phạm vi rộng lớn cho nhiều phụ tải khác nhau nên tính chất tiêu thụ của các phụ tải cũng khác nhau Do đó, khi áp dụng phương pháp này có nhiều phụ tải không phù hợp nên nó chỉ có thể được sử dụng cho các khu công nghiệp và các khu kinh tế tập trung

Trong phạm vi luận văn này tác giả sử dụng phương pháp đồ thị phụ tải đặc trưng

d Phương pháp xây dựng đồ thị phụ tải đặc trưng

Để đơn giản trong tính toán, phương pháp này được thực hiện bằng cách chia các phụ tải có qui luật hoạt động giống nhau thành một nhóm phụ tải điển hình, sau

đó xây dựng các đồ thị phụ tải ñặc trưng của nhóm đó Dựa vào ñồ thị phụ tải ñặc trưng này và số liệu đo đạc thực tế tại một thời điểm nào ñó ta có thể xác định được các giá trị phụ tải tính toán tại các thời ñiểm khác như cao điểm, thấp điểm,…

Để xây dựng các đồ thị phụ tải ñặc trưng, ta có thể chọn ra một số phụ tải điển hình trong một nhóm (khoảng 10-15 khách hàng), sau đó đo đạc thực tế hoặc lắp các công tơ điện tử để thu thập dữ liệu

- Nhóm phụ tải dân cư, công cộng

- Nhóm phụ tải hành chính (cơ quan-văn phòng )

2.3.2 Các phương pháp tính toán tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong hệ thống cung cấp điện

Theo [4], TTTĐN trong mạng phân phối được xác định theo công thức sau:

a Phương pháp tích phân đồ thị

Giả sử quy luật biến thiên của dòng điện như hình 2.2a và 2.2b với hệ tọa độ I-t

-

Hình 2.2a Đồ thị phụ tải chữ nhật hóa

Hình 2.2b Đồ thị phụ tải hình thang hóa.

Chia trục hoành (t) thành n đoạn bằng nhau với độ dài ∆t Như vậy việc xác định TTĐN được thay bằng việc tính diện tích các hình chữ nhật (hình 2.2a) hay hình thang (hình 2.2b)

Biểu thức dưới dấu tích phân trong trường hợp thứ nhất sẽ bằng :

n

t t I dt

I

T

o

n t n

t t

1

2 1

2 2

2 2

22

n

t t n

o T

o t

n

t

Khi I0 = In công thức (3.23) sẽ nhận được dạng (3.22)

Theo phương pháp này TTĐN [KWh] được xác định theo công thức:

1

2

10

3

n

t t

I n

t R

2

2.3

n

t t

I I n

t R

Trong đó thứ nguyên của I [A], S[KVA], U[KV]

Phương pháp tích phân đồ thị có độ chính xác cao, nhưng khó thực hiện Tính toán thực tế để tăng độ chính xác không sử dụng đồ thị phụ tải năm mà sử dụng đồ thị phụ tải ngày đặc trưng Tuy nhiên việc tính toán TTĐN không đảm bảo được chính xác, vì trong hệ thống luôn có sự thay đổi thường xuyên và không thường xuyên của những ngày khảo sát Ảnh hưởng thường xuyên bởi điều kiện tăng phụ tải một cách tự nhiên… Còn những tác động không thường xuyên như đóng cắt các

phần tử điện để sửa chữa theo kế hoạch hay sự cố, đẫn đến công suất hệ thống lúc này sẽ thay đổi do có sự phân bố lại công suất

b Phương pháp dòng điện trung bình bình phương

Giả sử rằng dọc theo đường dây hệ thống truyền tải dòng điện Itb không đổi ở trong khoảng thời gian t, sẽ gây nên tổn thất đúng bằng trị số dòng điện biến thiên trong khoảng thời gian đó ứng với đồ thị phụ tải nghĩa là:

T

o t tbbp

2 2

.3

T

o t tbbp

Trong đó: - R: Điện trở tác dụng của đường dây [Ω]

T: Thời gian tính toán [h]

Lưới phân phối thường sử dụng phương pháp này và cho kết quả gần đúng Giá trị Itb có thể tính gần đúng theo công thức kinh nghiệm Dalesxky:

Itbbp = Imax(0,12 + Tmax.10-4) (2.9) Hoặc theo dòng điện cực đại và thời gian TTCS cực đại τ:

I tbbp Imax T (2.10) Giá trị các đại lượng τ, Tmax được xác định phụ thuộc vào tính chất phụ tải hoặc qua các số liệu thống kê Phương pháp này chỉ đúng khi chúng ta xác định được chính xác các giá trị trên

c.Phương pháp thời gian tổn thất

Theo phương pháp này TTĐN được xác định theo biểu thức:

2 max 2

lý, bởi vì giá trị trung bình của sai số khi đánh giá tổn thất theo cách tính này tương