ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN
TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP
HOÀNG VĂN LUYỆN
NGHIÊN CỨU NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH
LƯỚI ĐIỆN 35KV ĐIỆN LỰC MƯỜNG LA
VÀ THỦY ĐIỆN NHỎ NẬM BÚ
LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC
NGÀNH: KỸ THUẬT ĐIỆN
MÃ SỐ: 8.52.01.01
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC
PGS.TS. Nguyễn Duy Cương
Thái Nguyên - Năm 2020
I
LỜI CAM ĐOAN
Tôi là Hoàng Văn Luyện, học viên lớp cao học K21 ngành Kỹ thuật điện, sau hai
năm học tập và nghiên cứu, được sự giúp đỡ của các Thầy, Cô giáo và đặc biệt là Thầy
giáo hướng dẫn tốt nghiệp PGS.TS. Nguyễn Duy Cương. Đến nay, tôi đã hoàn thành
chương trình học tập và đề tài luận văn tốt nghiệp “Nghiên cứu nâng cao hiệu quả vận
hành lưới điện 35kV Điện lực Mường La và thủy điện nhỏ Nậm Bú”.
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của cá nhân dưới sự hướng dẫn của
Thầy giáo PGS.TS. Nguyễn Duy Cương. Nội dung luận văn chỉ tham khảo và trích dẫn
các tài liệu đã được ghi trong danh mục tài liệu tham khảo và không sao chép hay sử
dụng bất kỳ tài liệu nào khác.
Thái Nguyên, ngày 18 tháng 10 năm 2020
Học viên
Hoàng Văn Luyện
II
MỤC LỤC
MỤC LỤC ................................................................................................................................. iii
DANH MỤC HÌNH VẼ ............................................................................................................. v
DANH MỤC BẢNG BIỂU ...................................................................................................... vii
MỞ ĐẦU ............................................................................................................................... - 1 -
CHƯƠNG 1 ........................................................................................................................... - 4 -
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN ................................................................................. - 4 -
VÀ LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP 35KV HUYỆN MƯỜNG LA ............................................... - 4 -
1.1 Cấu trúc tổng quát của một hệ thống điện quốc gia ........................................................ - 4 -
1.1.1 Khối 1 - Các nhà máy điện ........................................................................................ - 5 -
1.1.2 Khối 2 - Hệ thống truyền tải ...................................................................................... - 5 -
1.1.3 Khối 3 - Hệ thống điện phân phối (Electric distribution system) .............................. - 6 -
1.2 Một số yêu cầu cơ bản đối với hệ thống điện phân phối [5] ......................................... - 10 -
1.3 Đặc điểm xã hội, điều kiện tự nhiên và lưới điện 35kV huyện Mường La .................. - 16 -
1.3.1 Vị trí địa lý và dân số trong khu vực ........................................................................ - 16 -
1.3.2 Đặc điểm hiện trạng lưới điện phân phối tỉnh Sơn La và huyện Mường La ........... - 18 -
1.4 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ................................................................................. - 23 -
Kết luận chương 1 ............................................................................................................... - 35 -
CHƯƠNG 2 ......................................................................................................................... - 36 -
CÔNG CỤ TOÁN HỌC VÀ PHẦN MỀM ỨNG DỤNG .................................................. - 36 -
2.1 Giới thiệu chung ............................................................................................................ - 36 -
2.2 Phần mềm ETAP ứng dụng cho mô hình hóa mô phỏng giải tích lưới ......................... - 37 -
2.2.1 Giới thiệu chung về Etap [7] .................................................................................... - 37 -
2.2.2 Ứng dụng ETA mô hình hóa mô phỏng lộ 375 lưới điện 35kV Mường La ............ - 39 -
Kết luận chương 2 ............................................................................................................... - 50 -
CHƯƠNG 3 ......................................................................................................................... - 52 -
MÔ PHỎNG GIẢI TÍCH LƯỚI VÀ GIẢI PHÁP NÂNG CAO ........................................ - 52 -
HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LỘ 375 LƯỚI ĐIỆN 35KV MƯỜNG LA ................................ - 52 -
3.1 Đặt vấn đề ..................................................................................................................... - 52 -
3.2 Chế độ vận hành 1: Phụ tải Smax chưa xét đến SHP Nậm Bú .................................... - 53 -
3.2.1 Chế độ vận hành 1a: Smax, 105%Uđm, chưa xét đến SHP Nậm Bú ...................... - 54 -
3.2.2 Chế độ vận hành 1b: Smax, 100%Uđm, ngắt kết nối SHP Nậm Bú ....................... - 63 -
III
3.3 Chế độ vận hành 2: Vận hành mạng điện kín 2 nguồn lưới ......................................... - 67 -
3.4 Chế độ vận hành 3: Vận hành lộ 375 có xét đến SHP Nậm Bú ................................... - 71 -
3.4.1 Chế độ vận hành 3a: Smax, SHP phát đồng thời CSTD và CSPK .......................... - 73 -
3.4.2 Chế độ vận hành 3b: Vận hành SHP khi xảy ra sự cố mất nguồn điện lưới ............ - 78 -
Kết luận chương 3 ............................................................................................................... - 82 -
KỂT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ............................................................................................. - 83 -
TÀI LIỆU THAM KHẢO ................................................................................................ - 85 -
IV
DANH MỤC HÌNH VẼ
Hình 1. 1 Mô hình cấu trúc hệ thống điện hoàn chỉnh .......................................................... - 4 -
Hình 1. 2 Sơ đồ nguyên lý một sợi hệ thống điện phân phối ................................................ - 7 -
Hình 1. 3 Bản đồ vị trí địa lý huyện Mường La .................................................................. - 17 -
Hình 1. 4 Sơ đồ các TBA trung gian và kết nối dây lưới trung áp tỉnh Sơn La .................. - 19 -
Hình 1. 5 Sơ đồ một sợi lưới điện 35kV Điện lực Mường La, [6] ...................................... - 25 -
Hình 2. 1 Các cửa sổ chính .................................................................................................. - 37 -
Hình 2. 2 Các chức năng tính toán ...................................................................................... - 38 -
Hình 2. 3 Các phần tử AC ................................................................................................... - 38 -
Hình 2. 4 Một số chức năng tính toán thông dụng .............................................................. - 39 -
Hình 2. 5 Các thiết bị đo lường, bảo vệ ............................................................................... - 39 -
Hình 2. 6 Sơ đồ mô phỏng lộ 375 lưới điện 35kV Mường La ............................................ - 41 -
Hình 2. 7 Nguyên tắc điều chỉnh công suất tác dụng, [8].................................................... - 43 -
Hình 2. 8 Nguyên tắc điều chỉnh công suất phản kháng, [8] ............................................... - 44 -
Hình 2. 9 Đồ thị hướng dẫn chọn điểm vận hành máy phát điện trong Etap. ..................... - 44 -
Hình 2. 10 Cửa sổ cài đặt máy phát thủy điện ..................................................................... - 46 -
Hình 3. 1 Lưu đồ giải tích lưới và các giải pháp đề xuất .................................................... - 53 -
Hình 3. 2 Mô phỏng phân bố công suất và điện áp chế độ 1a ............................................. - 55 -
Hình 3. 3 Điện áp các bus, tải phần đầu đường dây lộ 375 chế độ vận hành 1a ................. - 56 -
Hình 3. 4 Điện áp các bus, tải cuối đường dây lộ 375 chế độ vận hành 1a ......................... - 56 -
Hình 3. 5 Điện áp các bus-tải phần đầu đường dây lộ 375 chế độ vận hành 1b .................. - 63 -
V
Hình 3. 6 Điện áp các bus-tải cuối đường dây lộ 375 chế độ vận hành 1b ......................... - 64 -
Hình 3. 7 Trích xuất mô phỏng phân bố công suất phía nguồn TBA Mường La ................ - 68 -
Hình 3. 8 Trích xuất mô phỏng phân bố công suất phía nguồn TBA Sơn La ..................... - 69 -
Hình 3. 9 a,b Mô phỏng điều chỉnh phân bố công suất cho hai nguồn ............................... - 70 -
Hình 3. 10 Hình ảnh Thủy điện Nậm Bú trên suối Nậm Bú – Mường La .......................... - 71 -
Hình 3. 11 Mô tả vị trí kết nối thủy điện Nậm Bú trên sơ đồ mô phỏng lộ 375 Mường La - 72 -
Hình 3. 12 Mô phỏng phân bố công suất trên lộ 375 phía TBA Mường La ....................... - 74 -
Hình 3. 13 Mô phỏng SHP Nậm Bú phát công suất, chế độ vận hành 3a ........................... - 74 -
Hình 3. 14 Trích xuất lí lịch máy phát G1-NB .................................................................... - 77 -
Hình 3. 15 Trạng thái sự cố, máy cắt CB 375 ngắt kết nối lộ 375 (open) ........................... - 79 -
Hình 3. 16 Máy phát G1-NB đã chuyển sang chế độ vận hành Swing (G2 giữ nguyên) .... - 79 -
Hình 3. 17 Mô phỏng thông số vận hành SHP sau điều chỉnh điện áp G1-NB .................. - 81 -
Hình 3. 18 Mô phỏng thông số vận hành SHP sau điều chỉnh điện áp G2-NB .................. - 81 -
VI
DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 1.1 Độ biến dạng sóng hài điện áp tối đa cho phép.................................................... - 12 -
Bảng 1. 2 Các thủy điện nhỏ trong lộ 371 và lộ 375 Mường La ......................................... - 26 -
Bảng 1. 3 Dữ liệu thông số đường dây lộ 371, 375 Mường La ........................................... - 26 -
Bảng 1. 4 Dữ liệu thông số phụ tải lộ 371, 375 lưới điện phân phối Mường La ................. - 31 -
Bảng 1. 5 Dữ liệu thông số các MBA lộ 371, 375 lưới điện phân phối Mường La ............ - 32 -
Bảng 2. 1 Thông số cơ bản của SHP Nậm Bú ..................................................................... - 42 -
Bảng 2. 2 Số lượng phụ tải và các thông số cơ bản ............................................................. - 46 -
Bảng 2. 3 Số lượng đường dây và thông số cơ bản ............................................................. - 48 -
Bảng 3. 1 Dữ liệu kết quả mô phỏng điện áp bus-tải chế độ 1a .......................................... - 57 -
Bảng 3. 2 Dữ liệu kết quả mô phỏng phân bố công suất trên đường dây chế độ 1a ........... - 59 -
Bảng 3. 3 Dữ liệu cân bằng công suất và tổn thất tổng trong lộ 375 chế độ 1a .................. - 62 -
Bảng 3. 4 Dữ liệu kết quả giải tích điện áp bus-tải chế độ vận hành 1b ............................. - 64 -
Bảng 3. 5 Dữ liệu cân bằng công suất và tổn thất công suất ............................................... - 66 -
Bảng 3. 6 Thông số cài đặt máy phát SHP Nậm Bú trạng thái 3a ....................................... - 73 -
Bảng 3. 7 Dữ liệu kết quả điện áp và công suất bus-tải ...................................................... - 75 -
Bảng 3. 8 bảng tổng hợp dữ liệu kết quả điện áp trên cá bus-tải, chế độ vận hành 3b ....... - 78 -
Bảng 3. 9 Tổng hợp dữ liệu điện áp bus-tải sau điều chỉnh điện áp G1-NB ....................... - 80 -
VII
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, VIẾT TẮT
Viết tắt
Tiếng Anh
Tiếng Việt
OTI
Operation Technology, Inc
EHV & HV
Extra High Voltage/ High Voltage Siêu cao áp/cao áp
CSTD (P)
Active Power
Công suất tác dụng
CSPK (Q)
Reaction Power
Công suất phản kháng
AC
Alternating Current
Điện xoay chiều
DC
Direct Current
Điện một chiều
SW
Switching
Chuyển mạch (cầu dao)
SHP
Small Hydro Power station
Trạm thủy điện nhỏ
VIII
MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Hệ thống điện Việt Nam nói chung và lưới điện tại tỉnh miền núi nói riêng được
xây dựng và phát triển từng bước qua các giai đoạn nên thiếu sự đồng bộ và còn bất cập.
Trong đó, có nhiều đường dây 35kV cung cấp cho các trạm biến áp phân bố rải rác, trải
dài trên một phạm vi lớn theo điều kiện tự nhiên và phân bố dân cư trong khu vực, đặc
điểm phụ tải có tính chất không ổn định trong ngày (24h) do chủ yếu các phụ tải điện
sinh hoạt, ít phụ tải điện công nghiệp công suất nhỏ. Trong quá trình cải tạo phát triển,
các đường dây 110kV và các trạm biến trung gian được xây dựng thêm làm thay đổi
phân bố công suất khác so với thiết kế ban đầu. Đặc biệt, chính sách phát triển nguồn
năng lượng tái tạo kết nối lưới cũng có tác động mạnh đến cấu trúc lưới và thay đổi các
phương thức vận hành. Trong số đó, phải kể đến các thủy điện nhỏ công suất từ một vài
MW đến vài chục MW có đặc điểm vận hành thụ động theo mùa (nguồn nước thay đổi).
Từ các lý do trên đây đã làm cho cấu trúc lưới ban đầu trở nên thiếu đồng bộ, phát sinh
nhiều bất cập, ví dụ:
- Cấu trúc lưới, và chủng loại, tiết diện dây dẫn một vài đoạn không còn hợp lý.
- Hạn chế tính năng làm việc, bảo vệ của các thiết bị điện.
- Khó khăn trong lựa chọn phương thức vận hành lưới điện.
- Chất lượng điện năng chưa đảm bảo do điện áp thay đổi tăng, giảm phụ thuộc
vào thuỷ điện nhỏ kết nối lưới.
- Tổn thất điện năng trên lưới điện lớn.
Trong bối cảnh này, những lưới điện trung áp thuộc địa bàn miền núi nói chung
và cụ thể là lưới điện 35kV lộ 375 huyện Mường La cần thiết phải được kiểm soát bằng
những phần mềm chuyên dụng, ví dụ như ETAP. Thông qua đó có thể đề xuất được
những giải pháp tốt nhất cho các phương án vận hành, khảo sát nhiều ứng dụng khác
nhau cho hoạt động chuyên môn cả về lý thuyết và thực tiễn.
2. Đối tượng nghiên cứu Phạm vi nghiên cứu
Lưới điện phức hợp 35kV lộ 375 có kết nối thủy điện nhỏ địa phương SHP Nậm
Bú huyện Mường La. Nghiên cứu thực trạng vận hành lưới điện 35kV lộ 375 huyện
Mường La; khảo sát các phương án vận hành khác nhau, trạng thái vận hành khác nhau
- 1 -
về thông số nguồn (từ 2 TBA trung gian), thông số phụ tải, cấu trúc mạch vòng, vận
hành các thủy điện theo mùa...Trên cơ sở đó phát hiện những ưu, nhược điểm, những
tồn tại, bất cập của lưới điện hiện tại đồng thời đề xuất giải pháp khắc phục
3. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài
Về lý thuyết:
- Học viên sử dụng được phần mềm chuyên dụng ETAP cho học tập, nghiên cứu
và ứng dụng trong công tác chuyên môn, nghiệp vụ.
- Mô hình hóa mô phỏng được đối tượng nghiên cứu là lưới điện 35kV lộ 375
huyện Mường La làm cơ sở cho các nghiên cứu chuyên môn chuyên ngành.
Về thực tiễn:
- Đề xuất được các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành và nâng cao chất lượng
điện áp cho lưới điện 35kV lộ 375 huyện Mường La. Đặc biệt là đối với thủy điện nhỏ
SHP Nậm Bú kết nối trên lộ 375.
- Cung cấp dữ liệu cho quy hoạch phát triển lưới trong tương lai, đồng thời có áp
dụng nguồn phân tán khác.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Khảo sát, thu thập số liệu thực tế.
- Sử dụng phần mềm mô phỏng hiện đại (ETAP).
- Phân tích cơ sở lý thuyết áp dụng cho đối tượng thực tế.
- Công cụ nghiên cứu, tính toán, mô phỏng có độ tin cậy cao.
- Đánh giá nêu bật được những đóng góp của đề tài, giá trị khoa học và thực tiễn
đạt được.
5. Kết cấu luận văn
Tổng thể luận văn gồm các chương sau:
Chương 1. Tổng quan về hệ thống điện và lưới điện trung áp 35kV Mường La
Chương 2. Công cụ toán học và phần mềm ứng dụng
Chương 3. Mô phỏng giải tích lưới và giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lộ 375
lưới điện 35kV Mường La
Mặc dù đã cố gắng rất nhiều nhưng do điều kiện thời gian và giới hạn phạm vi
nghiên cứu của một luận văn cao học, nên những kết quả đạt được và sự trình bày còn
- 2 -
hạn chế, chưa thể đáp ứng đầy đủ những kỳ vọng. Kính mong nhận được đóng góp của
mọi người, đặc biệt là của Hội đồng bảo vệ luận văn tốt nghiệp thạc sỹ. Để hoàn thành
được bản luận văn này, Học viên và người hướng dẫn xin cảm ơn sự giúp đỡ đặc biệt
của Công ty điện lực Sơn La, Điện lực Mường La, cảm ơn Nhà trường, cảm ơn các tác
giả của tài liệu tham khảo và cảm ơn OTI đã cung cấp một công cụ đắc hiệu cho áp dụng
trong luận văn.
- 3 -
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN
VÀ LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP 35kV HUYỆN MƯỜNG LA
1.1 Cấu trúc tổng quát của một hệ thống điện quốc gia, [1] [2] [3] [4] [5].
Điện năng là một dạng năng lượng đặc biệt và rất phổ biến hiện nay, điện năng có
rất nhiều ưu điểm hơn hẳn so với các dạng năng lượng khác như: Dễ dàng chuyển hóa
thành các dạng năng lượng khác với hiệu suất cao (cơ năng, nhiệt năng, hoá năng, quang
năng...). Điện năng được sản xuất ra từ các nhà máy điện hay các trạm phát điện theo
nhiều công nghệ khác nhau. Quá trình sản xuất và sử dụng điện năng được thực hiện bởi
một hệ thống điện như mô tả trên.
Hình 1. 1 Mô hình cấu trúc hệ thống điện hoàn chỉnh
- 4 -
Hoạt động của hệ thống điện có một số đặc điểm chính sau đây:
- Điện năng sản xuất ra nói chung, tại mọi thời điểm luôn phải bảo đảm cân bằng
giữa lượng điện năng sản xuất ra với lượng điện năng tiêu thụ, tích trữ và điện năng tổn
thất trên các thiết bị truyền tải và phân phối điện.
- Các quá trình về điện xảy ra rất nhanh. Ví dụ: Sóng điện từ hay sóng sét lan
truyền trên đường dây với tốc độ rất lớn xấp xỉ tốc độ ánh sáng 300.000 km/s), thời gian
đóng cắt mạch điện, thời gian tác động của các bảo vệ thường xẩy ra dưới 0,5s.
- Hoạt động điện lực có liên quan chặt chẽ đến nhiều lĩnh vực xã hội và kinh tế
quốc dân khác như: Luyện kim, hoá chất, khai thác mỏ, cơ khí, công nghiệp nhẹ, đô thị
và dân dụng,...
Một hệ thống điện quốc gia bao gồm rất nhiều các phần tử được kết nối với nhau
theo nguyên lý của một mạch điện dựa trên cơ sở đảm bảo tính kỹ thuật và kinh tế.
Tương ứng sơ đồ cấu trúc khối trên hình 1.1, cấu trúc của một hệ thống điện thường
được chia thành 03 khối chính. Cụ thể gồm:
1.1.1 Khối 1 - Các nhà máy điện, [2]
Khối các nhà máy điện được phân biệt thành hai loại. Thứ nhất đó là các nhà máy
điện công suất lớn bao gồm các trung tâm sản xuất điện lớn, các nhà máy nhiệt điện,
nhà máy điện hạt nhân, trạm thủy điện công suất lớn (Pđm ≥ 30 MW). Thứ hai đó là các
nguồn điện phân tán công suất nhỏ (Pđm 30 MW).
1.1.2 Khối 2 - Hệ thống truyền tải, [6]
Hệ thống truyền tải (Transmission, Subtransmisstion), đó là hệ thống các trạm biến
áp và các đường dây tải điện có nhiệm vụ chính là truyền tải công suất giữa các trạm
biến áp, không trực tiếp kết nối với phụ tải tiêu thụ điện. Trong khối này lại được chia
thành hai khối con, đó là [7], [6]:
- Khối truyền tải siêu cao áp (EHV transmission): Bao gồm hệ thống các trạm biến
áp và đường dây có điện áp xoay chiều định mức Uđm ≥ 220kV. Một số nước tân tiến có
sử dụng đường dây truyền tải siêu cao áp một chiều HVDC.
- Khối truyền tải cao áp (HV transmission): Bao gồm hệ thống các trạm biến áp và
đường dây có điện áp xoay chiều định mức 35kV < Uđm ≤ 110kV.
- 5 -
1.1.3 Khối 3 - Hệ thống điện phân phối (Electric distribution system), [6] [7]
1.1.3.1 Cấu trúc hệ thống
Trước đây ở Việt Nam, phạm vi của hệ thống phân phối điện chỉ bao gồm các trạm
biến áp và đường dây được tính từ phía thứ cấp trạm biến áp 110kV trở về đến các phụ
tải tiêu thụ điện. Ngày nay, kể từ 01/11/2018, EVN đã có quy định mới: Hệ thống phân
phối điện được mở rộng thêm về phía cao áp đến thứ cấp của trạm biến áp 220kV. Đây
là một hướng hội nhập quốc tế. Trên cơ sở mô hình tổng quát của hệ thống điện quốc
gia hình 1.1, cấu trúc một hệ thống phân phối điện có thể được mô tả dưới dạng sơ đồ
một sợi như trên hình 1.2
- 6 -
Hình 1. 2 Sơ đồ nguyên lý một sợi hệ thống điện phân phối
Theo cấu trúc này, hệ thống phân phối điện lại có thể được phân chia thành các hệ
thống phân phối con dựa trên điện áp định mức làm căn cứ:
- Hệ thống phân phối điện cao thế 110kV (High Voltage): Bao gồm toàn bộ đường
dây và các trạm biến áp 110kV đóng vai trò trung gian (Sup transmision line) hay
(Transmision line) để cung cấp điện cho các trạm biến áp khu vực (Zone Suptation). Đối
- 7 -
với các phụ tải lớn như các nhà máy lớn hay các khu công nghiệp có sức tiêu thụ điện
cao, có thể được kết nối trực tiếp với hệ thống truyền tải con 110kV.
- Hệ thống phân phối điện trung áp (Middle Voltage): Bao gồm hệ thống các đường
dây trung áp (22kV, 35kV) và các trạm biến áp phân phối hạ áp cung cấp điện cho lưới
phân phối hạ thế (Low voltage).
- Hệ thống phân phối điện hạ thế thế (Low Voltage): Bao gồm hệ thống các trạm
biến áp phân phối và đường dây hạ thế (0,4 kV) cung cấp cho các phụ tải là điểm cuối
cùng của hệ thống điện.
1.2.3.2 Các dạng nguồn điện công suất nhỏ trong hệ thống phân phối điện
Hiện nay, trong lưới phân phối điện không chỉ có một loại nguồn cung cấp từ phía
lưới điện quốc gia mà còn có thêm các nguồn phân tán. Chính vì vậy cấu trúc lưới được
thay đổi căn bản, phân bố công suất không chỉ theo một hướng (one way) như trước đây
mà là nhiều hướng, thậm chí luôn thay đổi cả về độ lớn và hướng công suất.
Nguồn chính: Nguồn chính cung cấp điện cho lưới phân phối được chỉ định từ
lưới điện quốc gia được quy đổi về cấp điện áp trung áp cao nhất của lưới phân phối.
Trên sơ đồ nguyên lý một sợi (one line diagram) nguồn có thể được biểu diễn bởi một
thanh cái (Bus).
Các thông số cơ bản của nguồn bao gồm:
- Cấp điện áp định mức Uđm (kV): 110kV, 35kV, 22kV
- Công suất ngắn mạch SNM (MVA): 400MVA
- Tỷ số X/R
Một hệ thống điện phân phối có thể bao gồm một hoặc hai nguồn chính tùy theo
cấp độ tin cậy cần thiết. Trong thực tế đó là các trạm biến áp trung gian biến đổi từ cấp
điện áp 110kV hoặc 220 kV xuống cấp điện áp phân phối.
Nguồn phân tán (DG): Trong lưới phân phối còn có các nguồn phân tán khác,
điển hình là:
1- Nguồn pin mặt trời: Đó là các tổ hợp pin mặt trời kết hợp với biến tần DC/AC
và máy biến áp tạo ra một nguồn cung cấp điện kết nối với lưới phân phối.
2- Nguồn SHP: Đó là SHP địa phương kết nối trực tiếp với lưới điện phân phối.
- 8 -
3- Nguồn máy phát điện sức gió: Đó là turbine gió công suất nhỏ, có thể là đơn
chiếc hay tổ hợp nhiều chiếc (Wind Farm) kết nối với lưới phân phối.
4- Nguồn máy phát diesel: Loại nguồn này chủ yếu đóng vai trò dự phòng và không
thể thiếu được đối với các hộ dùng điện đòi hỏi cao về chất lượng điện năng cung
cấp như: Những nhà máy hay phân xưởng sản xuất áp dụng công nghệ hiện đại,
khách sạn, bệnh viện, nhà cao tầng,VV.
5- Kho điện (battery) kết hợp với biến tần DC/AC/DC: Loại nguồn này cũng đang
được khuyến khích phát triển với vai trò nguồn dự phòng hoặc ứng dụng cho các
giải pháp điều phối năng lượng hữu ích.
1.1.3.2 Phân loại thiết bị dùng điện trong hệ thống phân phối điện
Điện năng là động lực chính của các hoạt động sản xuất và đời sống sinh hoạt
của con người nên các thiết bị dùng điện là rất đa dạng, phong phú, chúng có thể
phân loại theo nhiều cách như sau:
Phân loại theo điện áp định mức của thiết bị:
- Các thiết bị hạ áp là các thiết bị điện có điện áp định mức Uđm < 1000V.
- Các thiết bị điện cao áp là các thiết bị điện có điện áp định mức Uđm > 1000V.
Các thiết bị có công suất lớn, Pđm > 100kW thường được chế tạo với cấp điện
áp cao Uđm > 1000V.
Phân loại theo theo tần số:
- Thiết bị điện có tần số công nghiệp (50Hz).
- Thiết bị điện có tần số khác tần số công nghiệp.
Hiện nay ở ta các nguồn điện 3 pha đều sử dụng tần số công nghiệp 50Hz. Đối
với các thiết bị có tần số khác tần số công nghiệp thì phải có thiết bị biến đổi. Vì vậy,
đối với cung cấp điện thì ta coi bộ biến đổi như một thiết bị dùng điện xoay chiều
tần số công nghiệp bình thường và việc tính toán cung cấp điện cho thiết bị tần số
khác tần số công nghiệp được quy về việc tính toán cung cấp điện cho thiết bị biến
đổi.
Phân loại theo nguồn cung cấp:
- Thiết bị điện xoay chiều ba pha và một pha.
- Thiết bị điện một chiều.
- 9 -
Phân loại theo chế độ làm việc:
- Thiết bị điện làm việc theo chế độ dài hạn.
- Thiết bị điện làm việc theo chế độ ngắn hạn.
- Thiết bị điện làm việc theo chế độ ngắn hạn lặp lại.
Phân loại theo vị trí lắp đặt:
- Thiết bị điện lắp đặt cố định, di động.
- Thiết bị điện lắp đặt trong nhà, ngoài trời.
- Thiết bị điện lắp đặt ở những điều kiện đặc biệt như nóng, ẩm, bụi, có hơi và khí
ăn mòn, có khí và bụi nổ.
1.2 Một số yêu cầu cơ bản đối với hệ thống điện phân phối [8]
Để đánh giá chất lượng điện năng trong cung cấp cho các hộ tiêu thụ, các cấp quản
lý ngành điện áp dụng các chỉ tiêu cơ bản dựa trên tiêu chuẩn IEC và TCVN quy định [8].
Cụ thể, trong phạm vi đề tài này quan tâm đến đến một số chỉ tiêu cơ bản sau đây:
Một số quy định hành chính:
Đơn vị truyền tải điện: Là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực
trong lĩnh vực truyền tải điện, có trách nhiệm quản lý vận hành lưới điện truyền tải quốc
gia.
Hệ thống điện phân phối: Là hệ thống điện bao gồm lưới điện phân phối và các
nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối.
Lưới điện phân phối: Là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện
có cấp điện áp đến 110kV.
Lưới điện truyền tải: Là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm điện có
cấp điện áp trên 110kV.
Ngày điển hình: Là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ
tải điện theo Quy định nội dung, phương pháp, trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ tải
điện do Bộ Công Thương ban hành. Ngày điển hình bao gồm ngày điển hình của ngày
làm việc, ngày cuối tuần, ngày lễ (nếu có) cho năm, tháng và tuần.
Sóng hài: Là sóng điện áp và dòng điện hình sin có tần số là bội số của tần số
cơ bản.
- 10 -
Tiêu chuẩn IEC: Là tiêu chuẩn về kỹ thuật điện do Ủy ban Kỹ thuật điện quốc
tế ban hành.
Trạm điện: Là trạm biến áp, trạm cắt hoặc trạm bù.
Trung tâm điều khiển: Là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng công
nghệ thông tin, viễn thông để có thể giám sát, điều khiển từ xa một nhóm nhà máy điện,
nhóm trạm điện hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện
Một số quy định về kỹ thuật:
Tần số:
Tần số danh định trong hệ thống điện quốc gia là 50Hz. Trong điều kiện bình
thường, tần số hệ thống điện được dao động trong phạm vi ±0,2Hz so với tần số danh
định. Trường hợp hệ thống điện chưa ổn định, tần số hệ thống điện được dao động trong
phạm vi ± 0,5Hz so với tần số danh định.
Điện áp:
- Các cấp điện áp danh định trong hệ thống điện phân phối bao gồm: 110kV; 35kV;
22kV; 15kV; 10kV; 6kV và 0,4kV.
- Trong chế độ vận hành bình thường điện áp vận hành cho phép tại điểm đấu nối
được phép dao động so với điện áp danh định như sau:
a) Tại điểm đấu nối với khách hàng sử dụng điện là ±05 %;
b) Tại điểm đấu nối với nhà máy điện là +10% và -05 %;
- Trong chế độ sự cố đơn lẻ hoặc trong quá trình khôi phục vận hành ổn định sau
sự cố, cho phép mức dao động điện áp tại điểm đấu nối với khách hàng sử dụng điện bị
ảnh hưởng trực tiếp do sự cố trong khoảng +05 % và -10 % so với điện áp danh định.
- Trong chế độ sự cố nghiêm trọng hệ thống điện truyền tải hoặc khôi phục sự cố,
cho phép mức dao động điện áp trong khoảng ±10 % so với điện áp danh định.
- Trường hợp khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có yêu cầu chất lượng điện
áp cao hơn so với quy định tại Khoản 2, Điều 5 theo Thông tư 39/2015/TT-BCT ngày
18/11/2015 của Bộ Công Thương, khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có thể thỏa
thuận với Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
Cân bằng pha:
- 11 -
Trong chế độ làm việc bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha
không vượt quá 03% điện áp danh định đối với cấp điện áp 110kV hoặc 05% điện áp
danh định đối với cấp điện áp trung áp và hạ áp.
Sóng hài điện áp:
Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp (THD) là tỷ lệ giữa giá trị hiệu dụng của sóng
hài điện áp với giá trị hiệu dụng của điện áp bậc cơ bản (theo đơn vị %), được tính theo
công thức sau:
Trong đó:
a) THD: Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp;
b) Vi: Giá trị hiệu dụng của sóng hài điện áp bậc i và N là bậc cao nhất của sóng
hài cần đánh giá;
c) V1: Giá trị hiệu dụng của của điện áp tại bậc cơ bản (tần số 50Hz).
Tổng độ biến dạng sóng hài điện áp tại mọi điểm đấu nối không được vượt quá
giới hạn quy định trong bảng 1.1 như sau:
Bảng 1.1 Độ biến dạng sóng hài điện áp tối đa cho phép
Cấp điện áp
Tổng biến dạng sóng hài
Biến dạng riêng lẻ
110 kV
3,0%
1,5%
Trung áp
5,0%
3,0%
Hạ áp
8,0%
5,0%
Cho phép đỉnh nhọn điện áp bất thường trên lưới điện phân phối trong thời gian
ngắn vượt quá tổng mức biến dạng sóng hài quy định tại Khoản 2, Điều 7 nhưng không
được gây hư hỏng thiết bị của lưới điện phân phối theo Thông tư 39/2015/TT-BCT ngày
18/11/2015 của Bộ Công Thương (và sửa đổi bổ sung theo Thông tư 30/2019/TT-BCT
ngày 18/11/2019 của Bộ Công Thương).
Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối:
- 12 -
a) Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System
Average Interruption Duration Index - SAIDI);
b) Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average
Interruption Frequency Index - SAIFI);
c) Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối
(Momentary Average Interruption Frequency Index - MAIFI).
Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối được tính toán như sau:
a) SAIDI được tính bằng tổng số thời gian mất điện kéo dài trên 05 phút của Khách
hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối
điện chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua
điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:
Trong đó:
- Ti: Thời gian mất điện lần thứ i trong tháng t (chỉ xét các lần mất điện có thời
gian kéo dài trên 05 phút);
- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong tháng t;
- n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung
cấp điện của Đơn vị phân phối điện;
- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;
- SAIDIt (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối
trong tháng t;
- SAIDIy (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối
trong năm y.
b) SAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện kéo dài trên 05 phút
- 13 -
chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện
của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:
Trong đó:
- n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung
cấp điện của Đơn vị phân phối điện;
- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong
tháng t;
- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;
- SAIFIt: Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong tháng
t;
- SAIFIy: Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong năm.
c) MAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện thoáng qua (thời
gian mất điện kéo dài từ 05 phút trở xuống) chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện
và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo
công thức sau:
Trong đó:
- n: Tổng số lần mất điện thoáng qua trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện
của Đơn vị phân phối điện;
- 14 -
- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thoáng qua thứ i
trong tháng t;
- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;
- MAIFIt: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối
trong tháng t;
- MAIFIy: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối
trong năm y.
Các bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện:
- Độ tin cậy cung cấp điện được thống kê và đánh giá qua hai bộ chỉ số bao gồm
“Độ tin cậy cung cấp điện toàn phần” và “Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân
phối”. Mỗi bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện bao gồm 03 chỉ số SAIDI, SAIFI và
MAIFI được xác định theo quy định tại Điều 12 theo Thông tư 39/2015/TT-BCT ngày
18/11/2015 của Bộ Công Thương.
- Bộ chỉ số “Độ tin cậy cung cấp điện toàn phần” được sử dụng để đánh giá chất
lượng cung cấp điện cho khách hàng mua điện của Đơn vị phân phối điện và được tính
toán theo quy định tại Điều 12 theo Thông tư 39/2015/TT-BCT ngày 18/11/2015 của
Bộ Công Thương khi không xét các trường hợp ngừng cung cấp điện do các nguyên
nhân sau:
a) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đề nghị cắt điện;
b) Thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối không đáp ứng các yêu
cầu kỹ thuật, an toàn điện để được khôi phục cung cấp điện;
c) Do sự cố thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối;
d) Do các sự kiện bất khả kháng, ngoài khả năng kiểm soát của Đơn vị phân phối
điện hoặc do Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối điện vi phạm quy định của pháp
luật theo Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do Bộ Công
Thương ban hành.
- Bộ chỉ số “Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối” là một trong các
chỉ tiêu được sử dụng để đánh giá hiệu quả hoạt động của Đơn vị phân phối điện được
- 15 -
tính toán theo quy định tại Điều 12 theo Thông tư 39/2015/TT-BCT ngày 18/11/2015
của Bộ Công Thương khi không xét các trường hợp ngừng cung cấp điện do các nguyên
nhân sau:
a) Các trường hợp được quy định tại Khoản 2 Điều này;
b) Do mất điện từ hệ thống điện truyền tải;
c) Sa thải phụ tải theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển;
d) Cắt điện khi xét thấy có khả năng gây mất an toàn nghiêm trọng đối với con
người và thiết bị trong quá trình vận hành hệ thống điện.
Tổn thất điện năng của lưới điện phân phối:
- Tổn thất điện năng kỹ thuật là tổn thất điện năng gây ra do bản chất vật lý của
đường dây dẫn điện, trang thiết bị điện trên lưới điện phân phối.
- Tổn thất điện năng phi kỹ thuật là tổn thất điện năng do ảnh hưởng của các yếu
tố trong quá trình quản lý kinh doanh điện mà không phải do bản chất vật lý của đường
dây dẫn điện, trang thiết bị điện trên lưới điện phân phối gây ra.
1.3 Đặc điểm xã hội, điều kiện tự nhiên và lưới điện 35kV huyện Mường La
1.3.1 Vị trí địa lý và dân số trong khu vực
Địa lý:
Mường La có tọa độ địa lý là 21°15' - 21°42' vĩ Độ Bắc; 103°45' - 104°20' kinh độ
Đông. Huyện Mường La giáp với huyện Quỳnh Nhai ở phía Tây Bắc, huyện Thuận
Châu ở phía Tây, thành phố Sơn La ở phía Tây Nam, huyện Mai Sơn ở phía Nam,
huyện Bắc Yên ở phía Đông Nam, huyện Trạm Tấu (Yên Bái) ở phía Đông, huyện Mù
Cang Chải (Yên Bái) và Than Uyên (Lai Châu) ở phía Bắc.
Diện tích huyện Mường La rộng 1.407,9 km² và có dân số hơn 67.800 người.
Độ cao bình quân của huyện là 500–700 m. Trên địa bàn Mường La có nhiều dãy
núi và núi cao ở phía Bắc và Đông Bắc.
Sông Đà là sông lớn nhất chảy qua huyện Mường La. Một số sông suối lớn khác
là Nậm Mu, Nậm Bú, Nậm Trai, Nậm Pàn, Nậm Pia. Khi đập thủy điện Sơn La được
hoàn thành, hồ thủy điện Sơn La chiếm một phần không nhỏ diện tích toàn huyện.
Hành chính:
- 16 -
Huyện Mường La có 16 đơn vị hành chính cấp xã trực thuộc, bao gồm thị trấn Ít
Ong (huyện lỵ) và 15 xã: Chiềng Ân, Chiềng Công, Chiềng Hoa, Chiềng Lao, Chiềng
Muôn, Chiềng San, Hua Trai, Mường Bú, Mường Chùm, Mường Trai, Nậm Giôn, Nậm
Păm, Ngọc Chiến, Pi Toong, Tạ Bú.
Hình 1. 3 Bản đồ vị trí địa lý huyện Mường La
Lịch sử:
Sau năm 1954, huyện Mường La có thị trấn Chiềng Lề và 25 xã: Chiềng An,
Chiềng Ân, Chiềng Cọ, Chiềng Cơi, Chiềng Công, Chiềng Đen, Chiềng Hoa, Chiềng
Lao, Chiềng Muôn, Chiềng Ngần, Chiềng San, Chiềng Sinh, Chiềng Sung, Chiềng Xôm,
Hua La, Ít Ong, Mường Bằng, Mường Bú, Mường Chùm, Mường Trai, Nậm Giôn, Nậm
Păm, Ngọc Chiến, Pi Toong, Tạ Bú.
Ngày 26 tháng 10 năm 1961, tách thị trấn Chiềng Lề, xã Chiềng Cơi, bản Hò Hẹo
và bản Lầu của xã Chiềng An để thành lập thị xã Sơn La (nay là thành phố Sơn La).
Ngày 16 tháng 01 năm 1979, chia xã Mường Trai thành hai xã lấy tên là xã Hua
Trai và xã Mường Trai.
Ngày 13 tháng 3 năm 1979, sáp nhập 2 xã Chiềng Sung và Mường Bằng vào huyện
Mai Sơn; sáp nhập 7 xã: Chiềng An, Chiềng Xôm, Chiềng Đen, Chiềng Cọ, Chiềng
Sinh, Chiềng Ngần và Hua La vào thị xã Sơn La (nay là thành phố Sơn La).
- 17 -
Ngày 08 tháng 01 năm 2007, chuyển xã Ít Ong thành thị trấn Ít Ong - thị trấn huyện
lị huyện Mường La.
1.3.2 Đặc điểm hiện trạng lưới điện phân phối tỉnh Sơn La và huyện Mường La
Sơn La hiện có 14 trạm 110kV với tổng dung lượng 448 MVA, cơ bản đáp ứng
được nhu cầu phụ tải của tỉnh, hình 1.6. Tuy nhiên, với tốc độ tăng trưởng phụ tải bình
quân các năm là 15-16%/năm, đặc biệt là các phụ tải tập trung tại khu vực thành phố
Sơn La, Mai Sơn, Yên Châu thì trong tương lai gần hệ thống lưới điện hiện nay sẽ phát
triển hơn nữa.
- 18 -
Hình 1. 4 Sơ đồ các TBA trung gian và kết nối dây lưới trung áp tỉnh Sơn La
- 19 -
1- Lưới điện trung áp huyện Mường La:
Điện lực Mường La được giao quản lý, vận hành hệ thống lưới điện 35kV trở
xuống, gồm 264 km đường dây 35kV; gần 14km đường dây 6kV; 179,5 km đường dây
0,4kV. Với mục tiêu luôn bảo đảm chất lượng điện áp, đơn vị đã bố trí công nhân trực
24/24 giờ trong ngày để kịp thời khắc phục khi có sự cố hệ thống lưới điện và sửa chữa
cho khách hàng, bảo đảm vận hành an toàn lưới điện và giảm tổn thất điện năng.
Hệ thống lưới điện do Điện lực Mường La quản lý chủ yếu nằm trên các địa hình
đồi núi, giao thông đi lại khó khăn, cán bộ, công nhân đơn vị đã phát huy tính năng
động, sáng tạo trong quản lý, vận hành, quan tâm và thực hiện tốt công tác bảo hộ lao
động, phòng chống cháy nổ. Đồng thời, thường xuyên tuyên truyền, hướng dẫn nhân
dân thực hiện các quy định về bảo đảm an toàn trong sử dụng điện; tổ chức tập huấn cho
công nhân quy trình, quy phạm kỹ thuật an toàn điện và kiến thức, kỹ năng công tác
phòng chống cháy nổ, trang bị các phương tiện, dụng cụ PCCC, bảo đảm không để tai
nạn nghiêm trọng xảy ra. Định kỳ, đơn vị tổ chức kiểm tra toàn bộ các thiết bị, trạm biến
áp, vệ sinh công nghiệp, phát tuyến đường dây 35kV, qua đó phát hiện và khắc phục kịp
thời các sự cố. Đến nay 100% số xã trong huyện có điện lưới Quốc gia; 264/284 bản có
điện; 17.251/18.159 hộ được sử dụng điện lưới.
Riêng trong năm 2019, các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh điện của Điện lực đều đạt
và vượt chỉ tiêu, điện thương phẩm hơn 29,7 triệu kWh, doanh thu đạt trên 54 tỷ đồng.
Đặc biệt, trong những tháng đầu năm mưa, bão đã làm đổ gẫy 1 vị trí cột 35kV, 5 vị trí
bị sạt lở, 9 vị trí cột điện hạ thế bị đổ gẫy 8 cột bị xói lở, 1 trạm biến áp bị mất điện, 295
hộ dân bị mất điện, thiệt hại khoảng 2,5 tỷ đồng... Hiện đã khắc phục các sự cố, không
để kéo dài thời gian mất điện làm ảnh hưởng đến đời sống sinh hoạt của nhân dân và thi
công các công trình thủy điện trên địa bàn.
2- Lưới điện trung áp thành phố Sơn La:
Hiện tại, lưới điện trung áp trên địa bàn Thành phố gồm 2 cấp điện áp 35, 22kV.
Lưới 35kV được cấp điện từ trạm 110kV Sơn La 2x40MVA-110/35/22kV và được hỗ
trợ từ các trạm 110kV Mường La và Thuận Châu. Ngoài ra Lưới 22kV được cấp điện
từ trạm TG 2/9 Thành phố công suất 2x6.300kVA-35/22kV.
- 20 -
Pmax thành phố Sơn La năm 2015 là 29,5MW, phụ tải Thành phố được cấp điện
chủ yếu từ trạm 110kV TP Sơn La 2x40MVA - 110/35/22kV và được hỗ trợ cấp điện
từ các trạm 110kV Mường La, Thuận Châu và Sông Mã.
Dự báo đến năm 2020, phụ tải khu vực Thành phố đạt khoảng 55MW.
3- Lưới điện trung áp huyện Mai Sơn
Hiện tại, lưới trung áp huyện Mai Sơn bao gồm 2 cấp điện áp 35; 6kV. Lưới 35kV
được cấp từ trạm 110kV Thành phố qua 2 lộ 378 và 382. Lưới 6kV tập trung ở khu vực
thị trấn Hát Lót được cấp từ trạm TG Mai Sơn công suất 1x1.600kVA điện áp 35/6kV.
Pmax huyện Mai Sơn năm 2015 là 18,5MW, nguồn cấp điện chủ yếu cho huyện là
trạm 110kV Sơn La công suất 2x40MVA – 110/35/22kV đặt tại khu vực phường Chiềng
Sinh – TP Sơn La, được dự phòng cấp điện một phần qua trạm 110kV Mường La, Mộc
Châu, tuy nhiên mới chỉ đáp ứng cấp điện được gần 1/4 công suất (khoảng 4MW). Hiện
tại huyện Mai Sơn có trạm 110kV Xi Măng Mai Sơn nhưng là trạm chuyên dùng của
Nhà máy.
Dự báo đến năm 2020, phụ tải huyện Mai Sơn đạt khoảng 37MW.
4- Lưới điện trung áp huyện Thuận Châu:
Hiện tại, toàn bộ lưới trung áp huyện Thuận Châu vận hành ở cấp điện áp 35kV.
Nguồn cấp điện cho huyện là trạm 110kV Thuận Châu công suất 1x16MVA điện áp
110/35/22kV và thủy điện Chiềng Ngàm công suất 1,8MW.
Pmax huyện Thuận Châu năm 2015 là 10,62MW, nguồn cấp điện dự phòng cho
huyện Thuận Châu là trạm 110kV Sơn La và trạm 110kV Sông Mã. Tuy nhiên trạm
110kV Sơn La chỉ còn dư công suất khoảng 3MW, trạm 110kV Sông Mã dư khoảng
8MW nhưng khoảng cách cấp điện trung áp hỗ trợ rất xa: 105km.
Dự báo đến năm 2020, phụ tải huyện Thuận Châu đạt khoảng 20MW.
5- Lưới điện trung áp huyện Quỳnh Nhai:
Hiện tại, lưới trung áp huyện Quỳnh Nhai chỉ gồm 1 cấp điện áp 35kV được cấp
từ lộ 375 và 373 trạm 110kV Thuận Châu.
Pmax của huyện Quỳnh Nhai năm 2015 là 5MW, ngoài trạm 110kV Thuận Châu
thì huyện Quỳnh Nhai không có nguồn cấp điện dự phòng.
Dự báo đến năm 2020, phụ tải huyện Quỳnh Nhai đạt khoảng 10MW.
- 21 -
6- Lưới điện trung áp huyện Mộc Châu:
Hiện tại, lưới điện trung áp huyện Mộc Châu gồm 2 cấp điện áp 35kV; 22kV được
cấp điện trạm 110kV Mộc Châu công suất 2x25MVA-110/35/22kV, và các Thuỷ điện
Mường Sang 1, công suất 2,4MW; Suối Tân 1, công suất 2,5MW; Tà Niết, công suất
3,6MW và Sơ Vin, công suất 2,8MW.
Pmax của huyện Mộc Châu năm 2015 là 20MW, nguồn điện dự phòng là 2 nhà
máy thủy điện nhỏ Mường Sang, Suối Tân 1, Tà Niết, Sơ Vin và Trạm 110kV Phù Yên.
Tuy nhiên chỉ đáp ứng được một phần phụ tải hiện có.
Dự báo từ nay đến năm 2020, việc Mộc Châu trở thành khu du lịch Quốc gia phụ
tải sẽ tăng rất mạnh, ngoài ra huyện Vân Hồ được thành lập năm 2013 cũng sẽ xây dựng
cơ sở hạ tầng làm nhu cầu điện tăng cao.
Phụ tải huyện Mộc Châu đến năm 2020 đạt khoảng 40MW.
7- Lưới điện trung áp huyện Vân Hồ:
Là huyện được tách ra từ huyện Mộc Châu vào năm 2013.
Lưới điện trung áp huyện Vân Hồ gồm 2 cấp điện áp 35kV; 22kV được cấp điện
trạm 110kV Mộc Châu công suất 2x25MVA-110/35/22kV, và thủy điện Suối Tân 1,
công suất 2,5MW; Sơ Vin, công suất 2,8MW. Lưới 22kV còn được cấp điện từ trạm TG
Vân Hồ công suất 2x3.200kVA-35/22kV.
Pmax của huyện Vân Hồ năm 2015 là 2MW.
Dự báo từ nay đến năm 2020 khi hoàn thiện cơ sở hạ tầng và đầu tư thì phụ tải
huyện Vân Hồ đạt khoảng 5-6MW.
8- Lưới điện trung áp huyện Yên Châu:
Toàn bộ lưới trung áp huyện Yên Châu đang vận hành ở cấp điện áp 35kV và được
cấp điện từ lộ 376 Mộc Châu, nguồn dự phòng là lộ 378 Thành Phố.
Pmax của huyện năm 2015 là 5,74MW.
Dự báo đến năm 2020, Pmax huyện Yên Châu đạt khoảng 11MW.
9- Lưới điện trung áp huyện Phù Yên
Hiện tai, lưới trung áp huyện Phù Yên gồm 2 cấp điện áp: 35, 10kV. Lưới 35kV
được cấp điện từ trạm 110kV Phù Yên công suất 2x16MVA-110/35/22kV và Thuỷ điện
Suối Sập 2, công suất 14,4MW; Suối Sập 3 công suất 14MW; lưới 10kV được cấp điện
- 22 -
từ TG Phù Yên công suất 2x1.800kVA-35/10kV và Trung gian 2 Phù Yên:
1x3.200kVA-35/10kV. Lưới điện 10kV Phù Yên hiện đang được cải tạo sang vận hành
cấp điện áp 22kV và 35kV, đồng thời xóa các trạm trung gian Phù Yên.
Pmax của huyện năm 2015 là 12,8MW, nguồn cấp điện dự phòng là trạm 110kV
Mộc Châu với khoảng cách 60km và TĐ Suối Sập 2 công suất 14,4MW.
Dự báo phụ tải huyện Phù Yên đến năm 2020 đạt: 25MW.
10- Lưới điện trung áp huyện Bắc Yên:
Toàn bộ lưới trung áp huyện Bắc Yên đang vận hành ở cấp điện áp 35kV và được
cấp điện từ lộ 373 Phù Yên và được dự phòng từ lộ 378 Thành Phố và Nhà máy thủy
điện Suối Sập 3, công suất 14MW.
Pmax của huyện năm 2015 là 6MW (riêng mỏ Nikel Bản Phúc sử dụng khoảng
3MW).
Dự báo đến năm 2020, phụ tải huyện Bắc Yên đạt mức 12MW.
11- Lưới điện trung áp huyện Sông Mã:
Hiện tại, huyện Sông Mã được cấp điện từ trạm 110kV Sông Mã 1x25MVA-
110/35/22kV với 2 lộ cấp điện, các nguồn điện dự phòng có: Thủy điện Nậm Mằn công
suất 6MW, thủy điện Nậm Công 3 công suất 6,4MW. Dự phòng lưới điện Quốc gia là
các trạm 110kV Sơn La và 110kV Thuận Châu, tuy nhiên khoảng cách đến trung tâm
phụ tải rất xa, đều > 100km.
Phụ tải huyện Sông Mã năm 2015 đạt 6MW.
Dự báo đến năm 2020, phụ tải huyện Sông Mã đạt mức: 11MW.
12- Lưới điện trung áp huyện Sốp Cộp:
Hiện tại, huyện Sốp Cộp được cấp điện từ trạm 110kV Sông Mã với 01 lộ 35kV.
Năm 2015, Pmax của huyện đạt 3MW.
Dự báo nhu cầu phụ tải huyện Sốp Cộp đến năm 2020 là: 6MW
Nhận xét chung:
Hệ thống điện Việt Nam nói chung và lưới điện tại các tỉnh miền núi nói riêng
được xây dựng và phát triển từng bước qua các giai đoạn nên thiếu sự đồng bộ và còn
bất cập. Trong đó, có nhiều đường dây 35kV cung cấp cho các trạm biến áp phân bố rải
rác, trải dài trên một phạm vi lớn theo điều kiện tự nhiên và phân bố dân cư trong khu
- 23 -
vực, đặc điểm phụ tải có tính chất không ổn định trong ngày (24h) do chủ yếu các phụ
tải điện sinh hoạt, ít phụ tải điện công nghiệp công suất nhỏ. Trong quá trình cải tạo phát
triển, các đường dây 110kV và các trạm biến trung gian được xây dựng thêm làm thay
đổi phân bố công suất khác so với thiết kế ban đầu. Đặc biệt, chính sách phát triển nguồn
năng lượng tái tạo kết nối lưới cũng có tác động mạnh đến cấu trúc lưới và thay đổi các
phương thức vận hành. Trong số đó, phải kể đến các thủy điện nhỏ công suất từ một vài
MW đến vài chục MW có đặc điểm vận hành thụ động theo mùa (nguồn nước thay đổi).
Từ các lý do trên đây đã làm cho cấu trúc lưới ban đầu trở nên thiếu đồng bộ, phát sinh
nhiều bất cập, ví dụ:
- Cấu trúc lưới, và chủng loại, tiết diện dây dẫn một vài đoạn không còn hợp lý.
- Hạn chế tính năng làm việc, bảo vệ của các thiết bị điện.
- Khó khăn trong lựa chọn phương thức vận hành lưới điện khi có các nguồn phân
tán (thủy điện nhỏ, pin mặt trời, điện turbine gió,...)
- Chất lượng điện năng chưa đảm bảo do điện áp thay đổi tăng, giảm phụ thuộc
vào thuỷ điện nhỏ kết nối lưới.
- Tổn thất điện năng trên lưới điện lớn.
1.4 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu: Chỉ áp dụng đối với lộ 371, 375 và 02 thủy điện nhỏ
địa phương thuộc lưới điện 35kV huyện Mường La có sơ đồ như trên hình 1.4 [9].
Phạm vi nghiên cứu: Mô phỏng thực trạng vận hành lưới điện 35kV lộ 371,
375 huyện Mường La; thông số phụ tải, vận hành các thủy điện Nậm Bú theo mùa...Trên
cơ sở đó phát hiện những ưu nhược điểm, những tồn tại, bất cập của lưới điện hiện tại
đồng thời đề xuất giải pháp khắc phục. Kết quả nghiên cứu sao cho vừa đảm bảo tính
thực tiễn, chi tiết đồng thời có tính tổng quát để áp dụng được một cách tương tự đối với
các lộ khác trong toàn lưới điện phân phối huyện Mường La.
- 24 -
Hình 1. 5 Sơ đồ một sợi lưới điện 35kV Điện lực Mường La, [9]
- 25 -
Trong đó, hai nhà máy thủy điện nhỏ có thông số như trên bảng 1.5.
Bảng 1. 2 Các thủy điện nhỏ trong lộ 371 và lộ 375 Mường La
STT
Tên gọi
Pđm (MW)
Lộ kết nối
1
Nậm Chiến
2 x 1,55
371
2
Nậm Bú
2 x 3,6
375
Thông số đường dây 35kV, thông số phụ tải và các trạm biến áp lộ 371, 375 được
kê trong các bảng 1. 3, bảng 1.4 và bảng 1.5 sau đây.
Bảng 1. 3 Dữ liệu thông số đường dây lộ 371, 375 Mường La
ID
From Bus
To Bus
Type
Rating 1
Rating 2
Allowble
No
Busđầu
Buscuối
Đường dây
Stt
Tên
chiều dài m
Tiết diện mm2
Icp A
E 17.3 MUONG LA
1A1
124
124
387,9
11
Line
1A2
11
299
111
362,2
12
Line
1A3
12
131
49,5
217,7
13
Line
1A4
13
222
49,5
217,7
14
Line
1A5
14
4142
49,5
217,7
15
Line
1A6
15
309
49,5
217,7
16
Line
1A7
16
1407
49,5
217,7
17
Line
1A8
17
2082
49,5
217,7
18
Line
1A9
18
70
49,5
217,7
19
Line
1A10
19
161
49,5
217,7
20
Line
1A11
20
575
49,5
217,7
110
Line
1A12
110
2151
49,5
217,7
111
Line
1A13
111
1694
49,5
217,7
112
Line
1A14
112
782
49,5
217,7
113
Line
1A15
113
1068
49,5
217,7
114
Line
1A16
114
4467
49,5
217,7
115
Line
1A17
115
713
49,5
217,7
116
Line
1A18
116
82
49,5
217,7
117
Line
1A19
117
1703
49,5
217,7
118
Line
1A20
118
1173
49,5
217,7
119
Line
1A21
119
7
49,5
217,7
120
Line
1A22
120
436
49,5
217,7
121
Line
1A23
121
668
49,5
217,7
122
Line
1B1
11
8700
124
387,9
11/2
Line
1B1/1
11/2
8000
111
362,2
11/3
Line
1B2
12
59
111
362,2
52
Line
1B4
14
412
49,5
217,7
14/1
Line
1B5
15
233
49,5
217,7
15/1
Line
1B6
16
308
49,5
217,7
16/1
Line
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29
- 26 -
1B7
17
17/1
413
Line
49,5
217,7
1B8/1
18/2
18
48
Line
49,5
217,7
1B8/2
18/2
18/6
4586
Line
49,5
217,7
1B8/3
18/6
18/3
340
Line
49,5
217,7
1B8/4
18/6
18/7
3759
Line
49,5
217,7
1B8/5
18/7
18/8
113
Line
49,5
217,7
1B8/6
18/7
18/10
653
Line
49,5
217,7
1B8/7
18/7
18/12
1595
Line
49,5
217,7
1B8/8
18/12
18/13
365
Line
49,5
217,7
1B8/9
18/12
18/17
2920
Line
124
387,9
1B9
19
19/1
169
Line
49,5
217,7
1B11
110
110/1
1082
Line
49,5
217,7
1B12
111
111/1
95
Line
49,5
217,7
1B13
112
112/1
155
Line
49,5
217,7
1B14/1
113/1
113
34
Line
49,5
217,7
1B14/2
113/2
113/1
8182
Line
49,5
217,7
1B14/3
113/2
113/3
3040
Line
49,5
217,7
1B14/4
113/2
113/5
27
Line
49,5
217,7
1B14/5
113/5
113/6
1838
Line
49,5
217,7
1B14/6
113/6
113/7
339
Line
49,5
217,7
1B14/7
113/9
113/11
2688
Line
49,5
217,7
1B14/8
113/11
113/13
3703
Line
49,5
217,7
1B14/9
113/9
113/15
1501
Line
49,5
217,7
1B14/10
113/15
113/16
123
Line
49,5
217,7
1B14/11
113/15
113/18
2106
Line
49,5
217,7
1B14/12
113/18
113/19
9
Line
49,5
217,7
1B14/13
113/18
113/21
1517
Line
49,5
217,7
1B14/14
113/21
113/22
152
Line
49,5
217,7
1B14/15
113/21
113/24
190
Line
49,5
217,7
1B14/16
113/21
113/27
1827
Line
49,5
217,7
1B15
114
114/1
12
Line
49,5
217,7
1B16
115
115/1
110
Line
49,5
217,7
1B17
116
116/1
28
Line
49,5
217,7
1B18/1
117
117/1
1539
Line
49,5
217,7
1B18/2
117/1
117/2
9
Line
49,5
217,7
1B18/3
117/1
117/4
1817
Line
49,5
217,7
1B18/4
117/4
117/6
175
Line
49,5
217,7
1B19/1
118
118/1
2096
Line
49,5
217,7
1B19/2
118/1
118/2
89
Line
49,5
217,7
1B19/3
118/1
118/4
279
Line
49,5
217,7
1B19/4
118/4
118/5
244
Line
49,5
217,7
1B19/5
118/4
118/8
2714
Line
49,5
217,7
1B20
119
119/1
108
Line
49,5
217,7
1B22
120
120/1
22
Line
49,5
217,7
1B22/1
121/1
121
7
Line
49,5
217,7
1B22/2
121/1
121/2
233
Line
49,5
217,7
1B22/3
121/1
121/4
898
Line
49,5
217,7
1B22/4
121/4
121/9
2060
Line
49,5
217,7
30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77
- 27 -
1B22/5
121/5
121/7
233
Line
49,5
217,7
1B22/6
121/4
121/5
42
Line
49,5
217,7
1B23
122
122/1
21
Line
49,5
217,7
1B24
122
122/3
244
Line
49,5
217,7
1B25
122
122/5
2201
Line
49,5
217,7
78 79 80 81 82
E 17.3 MUONG LA
5A1
51
124
Line
124
387,9
5A2
51
52
261,3
Line
124
387,9
5A3
52
53
346
Line
124
387,9
5A4
53
54
842
Line
124
387,9
5A5
54
55
54
Line
124
387,9
5A6
55
56
650
Line
77,3
288,4
5A7
56
57
715
Line
77,3
288,4
5A8
57
58
706
Line
77,3
288,4
5A9
58
59
363
Line
77,3
288,4
5A10
59
510
179
Line
77,3
288,4
5A11
510
511
2730
Line
77,3
288,4
5A12
511
512
1796
Line
77,3
288,4
5A13
512
513
202
Line
77,3
288,4
5A14
513
514
97
Line
77,3
288,4
5A15
514
515
320
Line
77,3
288,4
5A16
515
516
216
Line
77,3
288,4
5A17
516
517
160
Line
77,3
288,4
5A18
517
518
2248
Line
77,3
288,4
5A19
518
519
939
Line
77,3
288,4
5A20
519
520
102
Line
77,3
288,4
5A21
520
521
328
Line
77,3
288,4
5A22
521
522
617
Line
77,3
288,4
5A23
522
523
158
Line
77,3
288,4
5A24
523
524
1420
Line
77,3
288,4
5A25
525
526
1094
Line
77,3
288,4
5A26
526
527
254
Line
77,3
288,4
5B3
53
53/1
54
Line
49,5
217,7
5B4
54
54/1
56
Line
49,5
217,7
5B5
55
55/1
407
Line
49,5
217,7
5B6
56
56/1
56
Line
49,5
217,7
5B7/1
57
57/1
1168
Line
49,5
217,7
5B7/2
57/1
57/3
7
Line
49,5
217,7
5B8
58
58/1
576
Line
49,5
217,7
5B10
510
510/1
223
Line
49,5
217,7
5B11
511
511/1
200
Line
49,5
217,7
5B12/1
512
512/3
855
Line
49,5
217,7
5B12/2
512/3
512/2
14
Line
49,5
217,7
5B12/3
512/4
512/3
675
Line
49,5
217,7
5B12/4
512/4
512/5
42
Line
49,5
217,7
5B12/5
512/7
512/4
1338
Line
49,5
217,7
5B12/6
512/7
512/8
656
Line
49,5
217,7
5B12/7
512/10
512/7
1610
Line
49,5
217,7
5B12/8
512/10
512/11
722
Line
49,5
217,7
83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125
- 28 -
5B12/9
512/11
512/12
2983
Line
49,5
217,7
5B12/10
512/15
512/10
3235
Line
49,5
217,7
5B12/11
512/15
512/16
150
Line
49,5
217,7
5B12/12
512/18
512/15
4325
Line
49,5
217,7
5B12/13
512/18
512/20
100
Line
49,5
217,7
5B13
513
513/1
24
Line
49,5
217,7
5B15
515/1
515
35
Line
77,3
288,4
5B18/1
518/1
518
7
Line
49,5
217,7
5B18/2
518/2
518/1
1152
Line
49,5
217,7
5B18/3
518/2
518/3
75
Line
49,5
217,7
5B18/4
518/2
518/5
1885
Line
49,5
217,7
5B19
519
519/1
7
Line
49,5
217,7
5B20/1
520/1
520
7
Line
77,3
288,4
5B20/2
520/1
520/2
149
Line
77,3
288,4
5B20/3
520/2
520/3
2544
Line
77,3
288,4
5B20/4
520/3
520/3/1
18
Line
49,5
217,7
5B20/5
520/3
520/4
1678
Line
77,3
288,4
5B20/6
520/4
520/4/1
291
Line
49,5
217,7
5B20/7
520/4
520/5
1802
Line
77,3
288,4
5B20/7/1
520/5
520/5/1
3000
Line
49,5
217,7
5B20/7/2
520/5/1
520/5/2
152
Line
49,5
217,7
5B20/7/3
520/5/1
520/5/4
2307
Line
49,5
217,7
5B20/7/4
520/5/4
520/5/5
712
Line
49,5
217,7
5B20/7/5
520/5/4
520/5/7
1217
Line
49,5
217,7
5B20/7/6
520/5/7
520/5/8
140
Line
49,5
217,7
5B20/7/7
520/5/7
520/5/10
442
Line
49,5
217,7
5B20/8
520/5
520/6
490
Line
77,3
288,4
5B20/8/1
520/5
520/5/12
85
Line
49,5
217,7
5B20/8/2
520/6
520/6/1
79
Line
49,5
217,7
5B20/8/3
520/7
520/7/1
2096
Line
49,5
217,7
5B20/8/4
520/7/1
520/7/3
3514
Line
49,5
217,7
5B20/9
520/7
520/8
2790
Line
77,3
288,4
5B20/9/1
520/8
520/8/1
62
Line
49,5
217,7
5B20/10
520/8
520/9
920
Line
77,3
288,4
5B20/10/1
520/9
520/9/1
90
Line
49,5
217,7
5B20/11
520/9
520/10
1905
Line
77,3
288,4
5B20/11/1
520/9
520/9/3
35
Line
49,5
217,7
5B20/11/2
520/10
520/10/2
24
Line
49,5
217,7
5B20/11/3
520/10/3
520/10
1918
Line
49,5
217,7
5B20/11/4
520/10/3
520/10/4
2307
Line
49,5
217,7
5B20/11/5
520/10/3
520/10/6
641
Line
49,5
217,7
5B20/11/6
520/10/3
520/10/8
1774
Line
49,5
217,7
5B20/11/7
520/10/8
520/10/9
43
Line
49,5
217,7
5B20/11/8
520/10/8
520/10/11
2975
Line
49,5
217,7
5B20/11/9
520/10/11
520/10/12
1502
Line
49,5
217,7
5B20/11/10
520/10/11
520/10/14
1533
Line
49,5
217,7
5B20/11/11
520/10
520/10/16
977
Line
49,5
217,7
5B20/11/12
520/10/16
520/10/17
211
Line
49,5
217,7
126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173
- 29 -
5B20/11/13
520/10/17
520/10/19
640
49,5
217,7
Line
5B20/11/14
520/10/16
520/10/21
1252
49,5
217,7
Line
5B20/11/15
520/10/21
520/10/22
78
49,5
217,7
Line
5B20/11/16
520/10/21
520/10/24
1684
49,5
217,7
Line
5B20/12
520/10
520/11
1654
77,3
288,4
Line
5B20/12/1
520/11
520/11/1
47
49,5
217,7
Line
5B20/13
520/11
520/12
2150
77,3
288,4
Line
5B20/13/1
520/12
520/12/1
73
49,5
217,7
Line
5B20/14
520/12
520/13
1793
77,3
288,4
Line
5B21/1
521
521/1
36
49,5
217,7
Line
5B21/2
521
521/3
276
49,5
217,7
Line
5B22
522
522/1
1854
49,5
217,7
Line
5B23
523
523/1
314
49,5
217,7
Line
5B24
524
524/2
100
49,5
217,7
Line
5B24/1
524
524/4
36
49,5
217,7
Line
5B24/2
525/1
525/3
613
49,5
217,7
Line
5B24/3
525
525/1
37
49,5
217,7
Line
5B25
526
526/1
120
49,5
217,7
Line
5B25/1
526
526/3
35
49,5
217,7
Line
5B25/2
526/5
526
81
49,5
217,7
Line
5B25/3
526/8
526/5
486
49,5
217,7
Line
5B25/4
526/8
526/7
7
49,5
217,7
Line
5B25/5
526/8
526/9
149
49,5
217,7
Line
5B25/6
526/9
526/10
286
49,5
217,7
Line
5B25/7
526/10
526/11
28
49,5
217,7
Line
5B25/8
526/10
526/13
480
49,5
217,7
Line
5B25/9
526/9
526/15
1558
49,5
217,7
Line
5B25/10
526/15
526/16
36
49,5
217,7
Line
5B25/11
526/15
526/18
1762
49,5
217,7
Line
5B25/12
526/18
526/19
285
49,5
217,7
Line
5B25/13
526/18
526/21
940
49,5
217,7
Line
5B25/14
526/21
526/22
82
49,5
217,7
Line
5B25/15
526/21
526/24
75
49,5
217,7
Line
5B25/16
526/24
526/25
1662
49,5
217,7
Line
174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207
- 30 -
Bảng 1. 4 Dữ liệu thông số phụ tải lộ 371, 375 lưới điện phân phối Mường La
- 31 -
Bảng 1. 5 Dữ liệu thông số các MBA lộ 371, 375 lưới điện phân phối Mường la
No
ID
From Bus
Type
Rating 1
Rating 2
Stt
Tên
Buskết nối
Loại MBA
Uđm
Sđm
526/16
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
B.NGOANG
BAN ANG
120/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
1
BAN BUNG
518/5
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
2
BAN BUNG1
512/5
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
3
BAN BUNG 2
512/2
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
4
BAN BUOI
512/12
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
5
BAN CHANG
520/10/2
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
6
BAN CHIEN
16/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
7
BAN CHON
527
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
8
BAN CHONG
112/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
9
BAN CONG
119/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
10
BAN CUP
520/3/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
11
BAN GIAN
525/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
180 kVA
12
BAN GIAN2
525/3
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
160 kVA
13
BAN GIANG
56/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
14
BAN HIN
520/10/9
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
15
BAN KET
510/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
16
BAN KHAM
520/9/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
17
BAN MAO
118/2
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
18
BAN MON
513/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
19
BAN NONG
19/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
20
BAN NONG 1
520/8/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
21
BAN NONG 3
520/9/3
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
22
BAN PAC
512/11
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
23
BAN PAN
520/12/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
24
BAN PAT
520/10/19
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
25
BAN PAU
512/16
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
26
BAN PAU4
512/20
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
27
BAN PIA
115/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
28
BAN PIET
512/8
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
29
BAN SANG
526/22
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
30
BAN TIN
14/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
31
BAN UN
520/5/12
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
32
BAN UN,
520/6/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
33
BE N.HONG 1
113/24
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
34
BE N.HONG 2
113/19
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
160 kVA
35
BO COP
520/5/2
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
36
37
- 32 -
CAU CUNG
55/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
CBNS QV OAN
526/11
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
250 kVA
38
CBNS SON HOA
521/3
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
250 kVA
39
CH.CHONG2
113/7
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
40
CH.CONG1
113/16
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
41
CH.MUON
11/3
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
320 kVA
42
CHAM CO
520/7/3
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
43
CHIENG AN
113/3
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
44
CO TONG
520/10/24
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
45
CUA HAM PHU
18/3
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
320 kVA
46
D.MOI N.PIA1
117/4
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
360 kVA
47
DAP CHINH
18/10
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
880 kVA
48
DAP CHONG 2
113/11
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
250 kVA
49
DAP N.HONG 1
113/27
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
160 kVA
50
DAP N.HONG 2
113/22
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
160 kVA
51
DAP NAM XA
113/13
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
52
DAP PHU CM
18/12
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
320 kVA
53
HIN PHA
122/5
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
54
HUA BO
527
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
55
HUA CHIEN
18/13
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
56
HUA DAN
18/12
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
57
HUA KIM
18/17
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
58
HUOI HAO
518/3
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
59
HUOI HIEU
520/10/6
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
60
HUOI LIU
520/10/22
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
61
HUOI MA
520/10/4
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
25 kVA
62
HUOI PHU
512/18
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
63
HUOI SAN
520/10/12
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
64
KEO HOM
118/4
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
65
KEO OT
111/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
25 kVA
66
L.TRUONG 2
524
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
160 kVA
67
LAM TRUONG
523/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
250 kVA
68
LAM TRUONG 1.
521/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
69
MO CAT
57/3
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
1000 kVA
70
MUONG BU
526/3
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
180 kVA
71
MUONG BU1
526/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
160 kVA
72
N.CHIEN3
11/3
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
250 kVA
73
N.LUNG2
117/2
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
74
NA LUA
121/5
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
75
NA NHUNG
520/11/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
76
NA NONG.
522/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
77
78
- 33 -
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
NA PHE
122/3
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
NA SANG
122/1
79
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
NA SANG2.
121/2
80
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
NA SANG2.3
121/7
81
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
NA XI
527
82
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
180 kVA
NAG PHAI
526/7
83
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
NAM PIA 1
116/1
84
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
180 kVA
NGA BA LT
519/1
85
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
NON HUN
118/5
86
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
NONG LUNG 1
114/1
87
520/7/1
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
NONG O
88
50 kVA
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
NONG PHU
58/1
89
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
NONG QUAI
18/2
90
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
NONG SAN
110/1
91
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
NOONG BUOI
520/4/1
92
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
PA CHAY.
121/9
93
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
PA CHIEN
57/1
94
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
320 kVA
PA CHIEN 1
17/1
95
526/25
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
PA HAT
96
50 kVA
520/10/14
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
PA HONG
97
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
PA KIM
18/8
98
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
PA LANG
15/1
99
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
PA PIA
117/6
100
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
PA PO
520/5/8
101
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
15 kVA
PA TONG
520/5/5
102
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
PHIENG BUNG
526/13
103
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
PU NHUONG
526/19
104
Transf. 3W
110kV
45000 kVA
T1-P
Bus1
105
35kV
40000 kVA
T1-S
E 17.3 M. LA
Transf. 3W
106
Transf. 3W
6,3 kV
16000 kVA
T1-T
Bus2
107
Transf. 2W
35 / 6,3 kV
5600 kVA
T1_NB
C31_NB
108
Transf. 2W
35 / 6,3 kV
5600 kVA
T2_NB
C32_NB
109
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
640 kVA
T16
53/1
110
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
T17
54/1
111
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
50 kVA
TA BU
511/1
112
TA LU
520/10/17
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
113
TA MO
524/4
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
100 kVA
114
515/1
TD NAM BU
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
250 kVA
115
THAM SUM
520/5/10
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
31,5 kVA
116
113/9
TRAM NGHIEN
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
750 kVA
117
11
TU DUNG
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
110kVA
118
119
- 34 -
T_NC3
11/2
Transf. 2W
35 / 6,3 kV
3500 kVA
UB CH.CHONG
118/8
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
75 kVA
120
VAN MINH
524/2
Transf. 2W
35 / 0,4 kV
180 kVA
121
122
Kết luận chương 1
Nội dung chương 1 đã khái quát được mô hình hệ thống điện quốc gia, và lưới điện
phân phối 35kV huyện Mường La nói chung và lộ 371, 375 nói riêng. Những yêu cầu
cơ bản của lưới điện phân phối, đối tượng, phạm vi và mục tiêu nghiên cứu của luận
văn. Trên cơ sở thực tiễn và nội dung của đề tài, Học viên và Người hướng dẫn đã chỉ
định được phương pháp nghiên cứu, công cụ nghiên cứu và kỳ vọng đạt được của đề tài.
- 35 -
CHƯƠNG 2
CÔNG CỤ TOÁN HỌC VÀ PHẦN MỀM ỨNG DỤNG
2.1 Giới thiệu chung
Nhiệm vụ chính của một hệ thống điện hiện đại là đảm bảo cung cấp điện với chất
lượng cao nhất cho mọi khách hàng. Đây là một vấn đề kỹ thuật phức tạp, với các yêu
cầu kỹ thuật phải đảm bảo như đã giới thiệu trong chương 1, mục 1.2. Hơn nữa, do tính
chất cạnh tranh của các doanh nghiệp cung cấp điện trong giai đoạn bãi bỏ quy định độc
quyền, thì chi phí truyền tải phải được giữ ở mức thấp nhất có thể.
Đối với một hệ thống lớn, rất nhiều bài toán đặt ra cần phải sử dụng đến các nghiên
cứu về phân bố công suất. Mục tiêu chính của nghiên cứu giải tích lưới điện là để xác
định tình trạng hoạt động ổn định của mạng điện. Các trạng thái ổn định có thể được xác
định bằng cách phân tích một tập hợp các điều kiện liên quan như: Tải, công suất truyền
tải và điện áp tại tất cả các nút trên toàn mạng cả về độ lớn và góc pha.
Ngoài việc kiểm soát phân bố công suất trong một hệ thống điện phức tạp, các yêu
cầu khác cũng cần phải được cập nhật liên tục như quá điện áp nút và dòng điện tải và
tổn thất trên đường dây hay trong máy biến áp có nằm trong giới hạn cho phép hay
không. Nếu biên độ điện áp tại một số điểm trên lưới vượt ra ngoài giới hạn, những giải
pháp khắc phục cần phải được thực hiện điều chỉnh điện áp trở lại trong phạm vi quy
định. Tương tự như vậy, nếu dòng điện trong một đường truyền vượt quá khả năng tải
của đường dây, khi đó hệ thống tự động hóa hay các bảo vệ phải tác động ngay trước
khi tiếp diễn đến giới hạn nguy hiểm.
Bài toán phân bố dòng công suất, để xác định trạng thái điện áp ở tất cả các nút
của mạng, các dòng điện làm việc và tổn thất trong mỗi đường dây cũng như các máy
biến áp được biểu diễn bởi các phương trình đặc trưng cho hệ thống điện tổ hợp thành
một hệ phương trình phi tuyến. Phương pháp giải các lớp bài toán này chủ yếu bằng các
thuật toán tính lặp. Thông dụng nhất là các thuật toán Newton-Raphson và Gauss-Seidel
được giải bởi các phần mềm chuyên dụng trong ngành hệ thống điện.
- 36 -
2.2 Phần mềm ETAP ứng dụng cho mô hình hóa mô phỏng giải tích lưới
2.2.1 Giới thiệu chung về Etap [10]
Các khả năng tính toán của ETAP:
Tính trào lưu công suất tải cân bằng
Tính trào lưu công suất tải không cân bằng
Tính ngắn mạch
Tối ưu trào lưu công suất
Tính độ tin cậy hệ thống
Bù tối ưu công suất phản kháng
Tính lưới nối đất
Tính toán cáp ngầm
Thiết kế mạch điều khiển
Quản lý hệ thống theo thời gian thực (Real time)
Quản lý lưới điện trên sơ đồ đia lý GIS.
Giao diện chính của Etap:
Cửa sổ chính:
Hình 2. 1 Các cửa sổ chính
- 37 -
Các chức năng tính toán:
Hình 2. 2 Các chức năng tính toán
Các phần tử AC:
Hình 2. 3 Các phần tử AC
Một số chức năng tính toán:
- 38 -
Hình 2. 4 Một số chức năng tính toán thông dụng
Các thiết bị đo, bảo vệ:
Hình 2. 5 Các thiết bị đo lường, bảo vệ
2.2.2 Ứng dụng ETA mô hình hóa mô phỏng lộ 375 lưới điện 35kV Mường La
- 39 -
Căn cứ mô tả lưới điện 35kV Mường La nói chung và lộ 375 nói riêng trong
chương 1 kết hợp các dữ liệu thực tế do Điện lực Mường La cung cấp, Mô hình mô
phỏng lộ 375 tương ứng xây dựng bằng phần mềm ETAP thu được như trên hình 2.6
- 40 -
Hình 2. 6 Sơ đồ mô phỏng lộ 375 lưới điện 35kV Mường La
- 41 -
Trong đó, các phần tử chính của sơ đồ bao gồm: Nguồn cung cấp chính từ hệ thống
điện; các trạm thủy điện nhỏ (SHP); đường dây trên không, trạm biến áp phân phối; phụ
tải.
Nguồn cung cấp chính:
Hiện tại nguồn cung cấp chính cho lưới điện 35kV Mường La nói chung và lộ 375
nói riêng là TBA 110/35/6,3kV Mường La, ngoài ra còn được dự phòng bởi TBA
110/35/22kV Sơn La. Cấu trúc trạm bao gồm:
- Nguồn 110kV Mường La được cấp điện bởi đường dây 110kV có chiều dài
khoảng 38km, xuất tuyến từ trạm biến áp 220kV Sơn La.
- Trạm biến áp trung gian Mường La:
+ Thông số máy biến áp: 40/40/16 MVA - 110/35/6,3 kV;
+ Thanh cái phân đoạn C31, C32, E17.3 Mường La
+ Xuất tuyến 35kV: Lộ từ 375
Ngoài ra có nguồn dự phòng là TBA trung gian Sơn La:
+ Thông số máy biến áp: 40/40/40 MVA - 110/35/22 kV;
+ Thanh cái phân đoạn C31, C32, E17.2 Sơn La
+ Xuất tuyến 35kV: Lộ 378
Nguồn thủy điện nhỏ (SHP):
Trong phạm vi đề tài có SHP Nậm Bú được kết nối tại các vị trí bus 515 và bus
517 của lộ 375 trên sơ đồ mô phỏng, thông số định mức các máy phát được khai báo cụ
thể trong ETAP trên bảng 2.1
Bảng 2. 1 Thông số cơ bản của SHP Nậm Bú
Pđm
Uđm
Stt
Tên gọi
MW
KV
1
G1_NB
3,6 MW
6,3
2
G2_NB
3,6 MW
6,3
Tuy nhiên, trong các điều kiện vận hành thực tế khác nhau thì các máy phát có thể
được điều chỉnh một cách phù hợp. Phương thức vận hành có điều chỉnh máy phát SHP
được xem là bài toán vận hành nhằm đáp ứng các mục tiêu khác nhau trong thực tế. Ví
dụ:
- 42 -
- Đáp ứng quy trình vận hành theo luật điều tiều (điều tiết tháng, mùa, năm,...).
- Đáp ứng huy động công suất giờ cao điểm.
- Đáp ứng về nâng cao chất lượng điện áp.
- Đáp ứng tối đa công suất tác dụng (MW) trong điều kiện nguồn nước có giới hạn.
Để thực hiện được các mục tiêu trên, cần nhắc lại một số lý thuyết cơ bản về điều
khiển thủy điện nói chung và thực hành trong ETAP như sau:
Thông thường các SHP sử dụng loại máy phát loại đồng bộ công suất từ nhỏ đến
vừa (0,5 ÷ 5)MW tốc độ đồng bộ 3000v/phút hoặc 1500v/phút. Về nguyên lý phát điện
không có gì khác so với các loại máy phát đồng bộ thông thường. Điều cơ bản muốn nói
ở đây là điều khiển công suất phát như thế nào để đáp ứng nhu cầu đối với lưới điện. Cơ
sở cho điều chỉnh công suất phát trong trường hợp này dựa trên nguyên lý vận hành máy
phát:
- Nguyên tắc điều chỉnh công suất tác dụng phát ra bằng cách điều chỉnh lưu lượng
nước vào turbine như biểu đồ trên hình 2.7, [11]
Hình 2. 7 Nguyên tắc điều chỉnh công suất tác dụng, [11]
- Nguyên tắc điều chỉnh công suất phản kháng phát ra bằng cách điều chỉnh kích
từ máy phát như biểu đồ trên hình 2.7
- 43 -
Hình 2. 8 Nguyên tắc điều chỉnh công suất phản kháng, [11]
Hai nguyên tắc trên áp dụng cho điều chỉnh công suất phát của các máy máy phát
thủy điện được ETAP hướng dẫn bởi đồ thị trên hình 2.8, [11]
Hình 2. 9 Đồ thị hướng dẫn chọn điểm vận hành máy phát điện trong Etap.
Trong đó, phạm vi trong đường bao màu đỏ là giới hạn vận hành thông thường,
vượt khỏi phạm vi này máy phát có thể nóng quá mức cho phép đồng thời mất tính linh
hoạt điều khiển. Khả năng thu công suất phản kháng của máy phát bị hạn chế hơn so với
- 44 -
khả năng phát ra. Trong vận hành, máy phát tương tự như một nút (bus) nguồn và có thể
được lựa chọn cài đặt theo 04 chế độ cơ bản:
Chế độ Swing (cân bằng): Chọn giá trị điện áp U và góc pha điện áp δ, tương
ứng các giá trị P, Q sẽ được tính để đáp ứng cho lượng đặt.
Chế độ Votagy Control: Chọn giá trị điện áp U và Công suất P, tương ứng
các giá trị Q góc pha điện áp δ sẽ được tính để đáp ứng cho lượng đặt.
Chế độ MVAr Control: Chọn giá trị công suất Q và Công suất P. Tương ứng
các giá trị U góc pha điện áp δ sẽ được tính để đáp ứng cho lượng đặt.
Chế độ PF Control: Chọn giá trị hệ số Công suất PF và công suất P. Tương
ứng các giá trị Q góc pha điện áp δ sẽ được tính để đáp ứng cho lượng đặt.
Về nguyên tắc, các máy phát điện nói chung thường được đặc trưng bởi 4 đại lượng
cơ bản trên, đó là: Công suất tác dụng P (MW), công suất phản kháng Q (MVAr), biên
độ điện áp và góc pha điện áp. Trong đó có 2 đại lượng độc lập, 2 biến còn lại là 2 biến
phụ thuộc được xác định bởi phương trình ràng buộc chính tắc. Từ một quan điểm thuần
tuý toán học, bất kỳ 2 biến có nào đều thể được chỉ định trước. Ví dụ: Chọn giá trị đặt
cho biên độ và góc pha điện áp là lượng đặt thì giá trị công suất tác dụng và và công
suất phản kháng là các biến điều khiển (tính được). Cụ thể trong Etap hướng dẫn như
sau:
- 45 -
Hình 2. 10 Cửa sổ cài đặt máy phát thủy điện
Phụ tải và thông số:
Các phụ tải trong lộ 375 Mường La phần lớn là phụ tải dân sinh, trong đó có cả
phụ tải một pha và phụ tải ba pha. Trong phạm vi của luận văn không nghiên cứu chi
tiết đến lưới điện 0,4 kV nên các phụ tải được quy đổi về phía sơ cấp 35kV của các máy
biến áp phân phối. Như đã phân tích tại chương 1 về đặc điểm của phụ tải lưới điện miền
núi nói chung và lộ 375 Mường La nói riêng có 2 trạng thái cực hạn là:
- Chế độ phụ tải cực đại: Stt = 100%SđmBA
- Chế độ phụ tải cực tiểu: Smin ≈ 20%SđmBA
Cụ thể, số lượng các phụ tải và các thông số cơ bản kèm theo được khai báo trong
ETAP trên bảng 2.2
Bảng 2. 2 Số lượng phụ tải và các thông số cơ bản
No
No ID Type ID Type Rating kVA Rated kV Rating kVA Rated kV % PF % PF
TT Tên Sđm Uđm TT Tên Sđm Uđm Cos φ Cos φ phụ tải nhóm phụ tải nhóm
- 46 -
1
59
B.NGOANG.
Lumped
65
0,4
HUOI HIEU.
Lumped
40
85
0,4
85
BAN ANG.
Lumped
90
0,4
HUOI LIU.
Lumped
40
90
0,4
85
2
60
BAN BUNG 1.
Lumped
31,5
0,4
HUOI MA.
Lumped
25
85
0,4
85
3
61
BAN BUNG 2.
Lumped
50
0,4
HUOI PHU.
Lumped
90
85
0,4
90
4
62
5
63
BAN BUNG.
Lumped
40
0,4
HUOI SAN.
Lumped
40
85
0,4
85
BAN BUOI.
Lumped
31,5
0,4
KEO NOM.
Lumped
65
85
0,4
90
6
64
BAN CHANG.
Lumped
80
0,4
KEO OT.
Lumped
25
85
0,4
85
7
65
BAN CHIEN.
Lumped
90
0,4
L.TRUONG 2.
Lumped
140
90
0,4
90
8
66
9
67
BAN CHON.
Lumped
65
0,4
LAM TRUONG 1
Lumped
90
85
0,4
90
BAN CHONG.
Lumped
31,5
LAM TRUONG.
Lumped
230
0,4
85
0,4
90
10
68
BAN CONG.
Lumped
65
0,4
Lumped
31,5
Lump8
90
0,4
85
11
69
BAN CUP.
Lumped
40
0,4
Lump50
Lumped
40
85
0,4
85
12
70
13
BAN GIAN 2
Lumped
140
0,4
71 MAO CAT.
Lumped
90
90
0,4
85
BAN GIAN.
Lumped
160
0,4
Lumped
140
90
0,4
90
14
72 MUONG BU 1.
BAN GIANG.
Lumped
50
0,4
Lumped
150
85
0,4
90
15
73 MUONG BU.
BAN KET.
Lumped
90
0,4
Lumped
N.CHIEN3.
236
90
0,4
90
16
74
17
75
BAN KHAM.
Lumped
90
0,4
Lumped
N.LUNG2.
40
90
0,4
85
18
76
BAN MAO.
Lumped
40
0,4
Lumped
NA LUA.
65
90
0,4
90
BAN MON.
Lumped
50
0,4
NA NHUNG.
Lumped
40
85
0,4
85
19
77
BAN NONG 1.
Lumped
90
0,4
Lumped
NA NONG
65
90
0,4
85
20
78
21
79
BAN NONG 3.
Lumped
90
0,4
Lumped
NA PHE.
50
90
0,4
90
22
80
BAN NONG.
Lumped
90
0,4
NA SANG 2.
Lumped
45
90
0,4
90
BAN PAC.
Lumped
65
0,4
NA SANG 2.3
Lumped
45
85
0,4
90
23
81
BAN PAN.
Lumped
40
0,4
NA SNAG.
Lumped
31,5
85
0,4
90
24
82
25
83
0,4
85
0,4
85
BAN PAT.
Lumped
31,5
NA XI.
Lumped
65
26
84
BAN PAU.
Lumped
40
0,4
NAM BU.
Lumped
230
85
0,4
90
BAN PAU.4
Lumped
40
0,4
NAM PIA1.
Lumped
90
85
0,4
90
27
85
BAN PIA.
Lumped
65
0,4
NANG PHAI
Lumped
160
85
0,4
90
28
86
29
87
BAN PIET.
Lumped
40
0,4
NGA BA LT.
Lumped
160
85
0,4
90
30
88
80
0,4
90
0,4
90
BAN SANG.
Lumped
NON HUN.
Lumped
31,5
BAN TIN.
Lumped
65
0,4
NONG LUNG 1.
Lumped
40
90
0,4
85
31
89
BAN UN.
Lumped
90
0,4
NONG O.
Lumped
40
90
0,4
85
32
90
33
91
BAN UN`
Lumped
90
0,4
NONG PHU.
Lumped
50
90
0,4
85
34
92
80
0,4
90
0,4
85
BE N.HONG1.
Lumped
NONG QUAI.
Lumped
31,5
0,4
90
0,4
85
BE N.HONG2.
Lumped
140
NONG SAN1
Lumped
50
35
93
0,4
85
0,4
85
BO COP.
Lumped
65
NOONG BUOI.
Lumped
31,5
36
94
37
95
0,4
90
0,4
90
CBNS QV OAN.
Lumped
230
PA CHAY
Lumped
31,5
0,4
90
0,4
90
Lumped
220
PA CHIEN 1.
Lumped
300
38
96
CBNS SON HOA.
CH.CHONG2.
Lumped
90
0,4
PA CHIEN.
Lumped
65
90
0,4
85
39
97
CH.CONG1.
Lumped
80
0,4
PA HAT.
Lumped
31,5
90
0,4
85
40
98
41
99
CH.MUON.
Lumped
300
0,4
PA HONG.
Lumped
40
90
0,4
85
42
100
CHAM CO.
Lumped
65
0,4
PA KIM.
Lumped
40
85
0,4
90
CHIÊNG AN.
Lumped
85
0,4
PA LANG.
Lumped
65
90
0,4
85
43
101
CUA HAM PHU.
Lumped
300
0,4
PA PIA.
Lumped
31,5
90
0,4
85
44
102
45
103
D.MOI N.PIA1.
Lumped
320
0,4
PA PO.
Lumped
31,5
90
0,4
85
- 47 -
104
46
DAP CHINH.
Lumped
800
0,4
90
PA TONG.
Lumped
15
0,4
85
DAP CHONG 2.
Lumped
230
0,4
90
PHIENG BUNG.
Lumped
90
0,4
90
105
47
DAP N.HONG1.
Lumped
140
0,4
90
PU NHUONG.
Lumped
65
0,4
85
106
48
DAP N.HONG2.
Lumped
140
0,4
90
T16.
Lumped
600
0,4
90
107
49
108
50
DAP NAM XA.
Lumped
80
0,4
90
T17.
Lumped
75
0,4
85
DAP PHU CM.
Lumped
300
0,4
90
TA BU.
Lumped
50
0,4
85
109
51
HAN HIN.
Lumped
31,5
0,4
85
TA LU.
Lumped
31,5
0,4
85
110
52
HIN PHA.
Lumped
31,5
0,4
90
TA MO.
Lumped
90
0,4
90
111
53
112
54
HUA BO.
Lumped
65
0,4
85
THAM SUM.
Lumped
31,5
0,4
85
HUA CHIEN.
Lumped
40
0,4
90
TRAM NGHIEM.
Lumped
700
0,4
90
113
55
HUA DAN.
Lumped
80
0,4
90
TU DUNG.
Lumped
100
0,4
90
114
56
0,4
85
65
0,4
90
HUA KIM.
Lumped
31,5
Lumped
115 UB CH.CHONG.
57
116
58
0,4
90
0,4
90
HUOI HAO.
Lumped
90
VAN MINH.
Lumped
160
Đường dây trên không và thông số cơ bản
Trong lộ 375 Mường La hầu hết áp dụng hệ thống đường dây trên không kiểu lộ
đơn, sử dụng loại dây dẫn trần AC và AAAC (được quy đổi về tiêu chuẩn IEC). Trên sơ
đồ mô phỏng, đường dây được xét tới điều kiện thực tế của huyện Mường La về: Độ
cao so với mực nước biển, vĩ độ, tốc độ gió, nhiệt độ môi trường, khí hậu,...Số lượng
các đường dây và các thông số cơ bản kèm theo được khai báo trong bảng 2.3
Bảng 2. 3 Số lượng đường dây và thông số cơ bản
TT
Tên
Bus đầu
TT
Tên
Bus đầu
Bus cuối
Bus cuối
Đường dây
Tiết diện mm2
Đường dây
No ID No ID To Bus Type Type From Bus To Bus Rating 2 From Bus
11
Line
124
124
5A23
522
158
77,3
523
Line
1A1
E 17.3 M. LA
105
1
11
12
Line
299
111
5A24
523
524
Line
1420
77,3
1A2
106
2
12
13
Line
131
49,5
5A25
525
526
Line
1094
77,3
1A3
107
3
13
14
Line
222
49,5
5A26
526
527
Line
254
77,3
1A4
108
4
14
15
Line
4142
49,5
5B3
53
53/1
Line
54
49,5
1A5
109
5
15
16
Line
309
49,5
5B4
54
54/1
Line
56
49,5
1A6
110
6
16
17
Line
1407
49,5
5B5
55
55/1
Line
407
49,5
1A7
111
7
17
18
Line
2082
49,5
5B6
56
56/1
Line
56
49,5
1A8
112
8
18
19
Line
70
49,5
5B7/1
57
57/1
Line
1168
49,5
1A9
113
9
19
20
Line
161
49,5
5B7/2
57/1
57/3
Line
7
49,5
1A10
114
10
20
110
Line
575
49,5
5B8
58
58/1
Line
576
49,5
1A11
115
11
110
111
Line
2151
49,5
5B10
510
510/1
Line
223
49,5
1A12
116
12
111
112
Line
1694
49,5
5B11
511
511/1
Line
200
49,5
1A13
117
13
112
113
Line
782
49,5
5B12/1
512
512/3
Line
855
49,5
1A14
118
14
113
114
Line
1068
49,5
5B12/2
512/3
512/2
Line
14
49,5
1A15
119
15
114
115
Line
4467
49,5
5B12/3
512/4
512/3
Line
675
49,5
1A16
120
16
115
116
Line
713
49,5
5B12/4
512/4
512/5
Line
42
49,5
1A17
121
17
116
117
Line
82
49,5
5B12/5
512/7
512/4
Line
1338
49,5
1A18
122
18
117
118
Line
1703
49,5
5B12/6
512/7
512/8
Line
656
49,5
1A19
123
19
Rating 1 chiều dài m Rating 1 chiều dài m Rating 2 Tiết diện mm2
- 48 -
1A20
118
119
Line
5B12/7
512/10
512/7
1173
49,5
Line
1610
49,5
20
124
1A21
119
120
Line
5B12/8
512/10
512/11
7
49,5
Line
722
49,5
21
125
1A22
120
121
Line
5B12/9
512/11
512/12
436
49,5
Line
2983
49,5
22
126
1A23
121
122
Line
5B12/10
512/15
512/10
668
49,5
Line
3235
49,5
23
127
1B1
11
11/2
Line
5B12/11
512/15
512/16
8700
124
Line
150
49,5
24
128
1B1/1
11/2
11/3
Line
5B12/12
512/18
512/15
8000
111
Line
4325
49,5
25
129
1B2
12
52
Line
5B12/13
512/18
512/20
59
111
Line
100
49,5
26
130
1B4
14
14/1
Line
5B13
513
513/1
412
49,5
Line
24
49,5
27
131
1B5
15
15/1
Line
5B15
515/1
515
233
49,5
Line
35
77,3
28
132
1B6
16
16/1
Line
5B18/1
518/1
518
308
49,5
Line
7
49,5
29
133
1B7
17
17/1
Line
5B18/2
518/2
518/1
413
49,5
Line
1152
49,5
30
134
1B8/1
18/2
18
Line
5B18/3
518/2
518/3
48
49,5
Line
75
49,5
31
135
1B8/2
18/2
18/6
Line
5B18/4
518/2
518/5
4586
49,5
Line
1885
49,5
32
136
1B8/3
18/6
18/3
Line
5B19
519
519/1
340
49,5
Line
7
49,5
33
137
1B8/4
18/6
18/7
Line
5B20/1
520/1
520
3759
49,5
Line
7
77,3
34
138
1B8/5
18/7
18/8
Line
5B20/2
520/1
520/2
113
49,5
Line
149
77,3
35
139
1B8/6
18/7
18/10
Line
5B20/3
520/2
520/3
653
49,5
Line
2544
77,3
36
140
1B8/7
18/7
18/12
Line
5B20/4
520/3
520/3/1
1595
49,5
Line
18
49,5
37
141
1B8/8
18/12
18/13
Line
5B20/5
520/3
520/4
365
49,5
Line
1678
77,3
38
142
1B8/9
18/12
18/17
Line
5B20/6
520/4
520/4/1
2920
124
Line
291
49,5
39
143
1B9
19
19/1
Line
5B20/7
520/4
520/5
169
49,5
Line
1802
77,3
40
144
1B11
110
110/1
Line
5B20/7/1
520/5
520/5/1
1082
49,5
Line
3000
49,5
41
145
1B12
111
111/1
Line
5B20/7/2
520/5/1
520/5/2
95
49,5
Line
152
49,5
42
146
1B13
112
112/1
Line
5B20/7/3
520/5/1
520/5/4
155
49,5
Line
2307
49,5
43
147
1B14/1
113/1
113
Line
5B20/7/4
520/5/4
520/5/5
34
49,5
Line
712
49,5
44
148
1B14/2
113/2
113/1
Line
5B20/7/5
520/5/4
520/5/7
8182
49,5
Line
1217
49,5
45
149
1B14/3
113/2
113/3
Line
5B20/7/6
520/5/7
520/5/8
3040
49,5
Line
140
49,5
46
150
1B14/4
113/2
113/5
Line
5B20/7/7
520/5/7
520/5/10
27
49,5
Line
442
49,5
47
151
1B14/5
113/5
113/6
Line
5B20/8
520/5
520/6
1838
49,5
Line
490
77,3
48
152
1B14/6
113/6
113/7
Line
5B20/8/1
520/5
520/5/12
339
49,5
Line
85
49,5
49
153
1B14/7
113/9
113/11
Line
5B20/8/2
520/6
520/6/1
2688
49,5
Line
79
49,5
50
154
1B14/8
113/11
113/13
Line
5B20/8/3
520/7
520/7/1
3703
49,5
Line
2096
49,5
51
155
1B14/9
113/9
113/15
Line
5B20/8/4
520/7/1
520/7/3
1501
49,5
Line
3514
49,5
52
156
1B14/10
113/15
113/16
Line
5B20/9
520/7
520/8
123
49,5
Line
2790
77,3
53
157
1B14/11
113/15
113/18
Line
2106
5B20/9/1
520/8
520/8/1
49,5
Line
62
49,5
54
158
1B14/12
113/18
113/19
Line
9
5B20/10
520/8
520/9
49,5
Line
920
77,3
55
159
49,5
Line
90
49,5
1B14/13
113/18
113/21
Line
1517
5B20/10/1
520/9
520/9/1
56
160
1B14/14
113/21
113/22
Line
5B20/11
520/9
520/10
152
49,5
Line
1905
77,3
57
161
1B14/15
113/21
113/24
Line
5B20/11/1
520/9
520/9/3
190
49,5
Line
35
49,5
58
162
49,5
Line
24
49,5
1B14/16
113/21
113/27
Line
1827
5B20/11/2
520/10
520/10/2
59
163
1B15
114
114/1
Line
5B20/11/3
520/10/3
520/10
12
49,5
Line
1918
49,5
60
164
1B16
115
115/1
Line
5B20/11/4
520/10/3
520/10/4
110
49,5
Line
2307
49,5
61
165
1B17
116
116/1
Line
5B20/11/5
520/10/3
520/10/6
28
49,5
Line
641
49,5
62
166
1B18/1
117
117/1
Line
5B20/11/6
520/10/3
520/10/8
1539
49,5
Line
1774
49,5
63
167
1B18/2
117/1
117/2
Line
5B20/11/7
520/10/8
520/10/9
9
49,5
Line
43
49,5
64
168
1B18/3
117/1
117/4
Line
1817
49,5
2975
49,5
5B20/11/8
520/10/8
520/10/11
Line
65
169
1B18/4
117/4
117/6
Line
175
49,5
Line
1502
49,5
5B20/11/9
520/10/11 520/10/12
66
1B19/1
118
118/1
Line
2096
49,5
Line
1533
49,5
67
1B19/2
118/1
118/2
Line
89
49,5
Line
977
49,5
520/10
68
1B19/3
118/1
118/4
Line
279
49,5
Line
211
49,5
69
1B19/4
118/4
118/5
Line
244
49,5
Line
640
49,5
70
170 171 5B20/11/10 520/10/11 520/10/14 172 5B20/11/11 520/10/16 173 5B20/11/12 520/10/16 520/10/17 174 5B20/11/13 520/10/17 520/10/19
- 49 -
1B19/5
118/4
118/8
Line
2714
49,5
Line
1252
49,5
71
1B20
119
119/1
Line
108
49,5
Line
78
49,5
72
1B22
120
120/1
Line
22
49,5
Line
1684
49,5
73
175 5B20/11/14 520/10/16 520/10/21 176 5B20/11/15 520/10/21 520/10/22 177 5B20/11/16 520/10/21 520/10/24
1B22/1
121/1
121
Line
7
49,5
5B20/12
520/10
520/11
Line
1654
77,3
74
178
1B22/2
121/1
121/2
Line
233
49,5
5B20/12/1
520/11
520/11/1
Line
47
49,5
75
179
1B22/3
121/1
121/4
Line
898
49,5
5B20/13
520/11
520/12
Line
2150
77,3
76
180
1B22/4
121/4
121/9
Line
2060
49,5
5B20/13/1
520/12
520/12/1
Line
73
49,5
77
181
1B22/5
121/5
121/7
Line
233
49,5
5B20/14
520/12
520/13
Line
1793
77,3
78
182
1B22/6
121/4
121/5
Line
42
49,5
Line
36
49,5
5B21/1
521
521/1
79
183
1B23
122/1
122
Line
21
49,5
Line
276
49,5
5B21/2
521
521/3
80
184
1B24
122/3
122
Line
244
49,5
Line
1854
49,5
5B22
522
522/1
81
185
1B25
122/5
122
Line
2201
49,5
Line
314
49,5
5B23
523
523/1
82
186
5A1
51
Line
124
124
100
49,5
524/2
Line
5B24
524
E 17.3 M. LA
83
187
5A2
52
51
Line
261,3
124
Line
36
49,5
5B24/1
524
524/4
84
188
5A3
53
52
Line
346
124
Line
613
49,5
5B24/2
525/1
525/3
85
189
5A4
54
53
Line
842
124
Line
37
49,5
5B24/3
525
525/1
86
190
5A5
55
54
Line
54
124
Line
120
49,5
5B25
526
526/1
87
191
5A6
56
55
Line
650
77,3
Line
35
49,5
5B25/1
526
526/3
88
192
5A7
57
56
Line
715
77,3
Line
81
49,5
5B25/2
526/5
526
89
193
5A8
58
57
Line
706
77,3
Line
486
49,5
5B25/3
526/8
526/5
90
194
5A9
59
58
Line
363
77,3
Line
7
49,5
5B25/4
526/8
526/7
91
195
5A10
510
59
Line
179
77,3
Line
149
49,5
5B25/5
526/8
526/9
92
196
5A11
511
510
Line
2730
77,3
Line
286
49,5
5B25/6
526/9
526/10
93
197
5A12
512
511
Line
1796
77,3
Line
28
49,5
5B25/7
526/10
526/11
94
198
5A13
513
512
Line
202
77,3
Line
480
49,5
5B25/8
526/10
526/13
95
199
5A14
514
513
Line
97
77,3
Line
1558
49,5
5B25/9
526/9
526/15
96
200
5A15
515
514
Line
320
77,3
Line
36
49,5
5B25/10
526/15
526/16
97
201
5A16
516
515
Line
216
77,3
Line
1762
49,5
5B25/11
526/15
526/18
98
202
5A17
517
516
Line
160
77,3
Line
285
49,5
5B25/12
526/18
526/19
99
203
5A18
518
517
Line
2248
77,3
Line
940
49,5
5B25/13
526/18
526/21
100
204
5A19
519
518
Line
939
77,3
Line
82
49,5
5B25/14
526/21
526/22
101
205
5A20
520
519
Line
102
77,3
Line
75
49,5
5B25/15
526/21
526/24
102
206
5A21
521
520
Line
328
77,3
Line
1662
49,5
5B25/16
526/24
526/25
103
5A22
522
521
Line
617
77,3
207
104
Kết luận chương 2
Nội dung chương 2 đã xây dựng cơ sở khoa học và thực tiễn phục vụ cho nội dung
và mục tiêu nghiên cứu của đề tài. Cụ thể là:
- Đề xuất áp dụng công cụ toán học hiện đại nhất hiện nay tích hợp trong phần
mềm chuyên dụng ETAP.
- Giới thiệu đặc điểm cấu trúc, hệ điều khiển và các phương thức vận hành thủy
điện nhỏ là cơ sở phối hợp vận hành hiệu quả trong lộ 375.
- Mô hình hóa mô phỏng lộ 375 lưới điện 35kV làm cơ sở áp dụng giải tích lưới,
cung cấp dữ liệu cho phân tích hiện trạng, để xuất giải pháp khắc phục.
- 50 -
- 51 -
CHƯƠNG 3
MÔ PHỎNG GIẢI TÍCH LƯỚI VÀ GIẢI PHÁP NÂNG CAO
HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LỘ 375 LƯỚI ĐIỆN 35kV MƯỜNG LA
3.1 Đặt vấn đề
Như mô tả trong chương 1, hệ thống thanh cái 35kV TBA Mường La bao gồm 2
phân đoạn C31 và C32 có nhiều lộ xuất tuyến từ 371 đến 379, công suất các lộ khác
nhau phụ thuộc quy mô của đường dây và các phụ tải. Trong khi đó, phân bố công suất
trên mỗi lộ thay đổi theo thời gian trong ngày (24h), để đánh giá công năng và hiệu quả
vận hành đối với các lộ xuất tuyến nói chung và cụ thể là lộ 375 sẽ được nghiên cứu với
các chế độ có thể xảy ra trong thực tế vận hành. Dữ liệu các trạng thái vận hành được
cung cấp bởi nhật ký vận hành lưới điện 35kV và TBA trung gian Mường La. Mặt khác,
trong lộ 375 có kết nối một thủy điện nhỏ là SHP Nậm Bú.
Nội dung chương 3 sẽ tập trung nghiên cứu phương thức vận hành SHP cùng với
liên quan đến các trạng thái vận hành lưới kết nối Lộ 375. Cụ thể như sau:
- Trạng thái lưới: Chế độ phụ tải max, điện áp nguồn lưới khác nhau
- Vận hành SHP Nậm Bú: Chế độ bình thường và chế độ sự cố nguồn
Đối với mỗi hiện tượng hay một trạng thái vận hành không bình thường, bất cập
sẽ có một giải pháp đề xuất khắc phục được thể hiện trên lưu đồ trên hình 3.1.
- 52 -
Hình 3. 1 Lưu đồ giải tích lưới và các giải pháp đề xuất
Các nghiên cứu được thực hiện thông qua kết quả giải tích lưới và mô phỏng trên
phần mềm chuyên dụng ETAP. Cụ thể, áp dụng đối với các chế độ vận hành thực tế sau
đây.
3.2 Chế độ vận hành 1: Phụ tải Smax chưa xét đến SHP Nậm Bú
Lộ 375 được kết nối lưới tại thánh cái C31 của trạm biến áp trung gian Mường La
Trong quá trình vận hành, điện áp trên thanh cái C31 được điều chỉnh bởi OLTC của
máy biến 40/40/16 MVA - 110/35/6,3kV để duy trì tại giá trị 105%Uđm. Tuy nhiên,
thực tế có nhiều nguyên nhân dẫn đến điện áp thanh cái C31 giảm thấp dưới mức
105%Uđm. Sự thay đổi điện áp nguồn có ảnh hưởng đến vận hành lưới điện và thủy
điện nhỏ SHP Nậm Bú, tùy theo mức độ ít nhiều sẽ có những giải pháp khắc phục thích
hợp. Sự ảnh hưởng có thể nhận biết được dựa trên kết quả giải tích, mô phỏng bằng
ETAP trong một số chế độ sau đây.
- 53 -
3.2.1 Chế độ vận hành 1a: Smax, 105%Uđm, chưa xét đến SHP Nậm Bú
Trong trường hợp này, từ sơ đồ mô phỏng lưới điện 35kV huyện Mường La trên
hình 2.6, các dữ liệu trạng thái được khai báo, cài đặt lại:
- Các SHP được ngắt kết nối lưới bởi các máy cắt và dao cách ly tương ứng.
- Các phụ tải được khai báo theo giá trị điều tra ứng với trạng thái Smax.
- Điện áp nguồn trên thanh cái C31 có giá trị 105%Uđm nhờ điều chỉnh phân áp
của MBA trung gian.
Kết quả giải tích bằng phần mềm ETAP cho biết kết quả phân bố công suất trên
tất cả các nhánh đường dây và điện áp các tại các bus-tải được thể hiện trên sơ đồ mô
phỏng hình 3.2.
- 54 -
Hình 3. 2 Mô phỏng phân bố công suất và điện áp chế độ 1a
- 55 -
Hình 3. 3 Điện áp các bus, tải phần đầu đường dây lộ 375 chế độ vận hành 1a
Hình 3. 4 Điện áp các bus, tải cuối đường dây lộ 375 chế độ vận hành 1a
- 56 -
Đồng thời, các dữ liệu phân bố công suất và điện áp tại nút-tải được báo cáo dưới
dạng bảng excel như sau:
- Bảng 3.1 Dữ liệu kết quả điện áp và công suất bus-tải.
- Bảng 3.2 Dữ liệu kết quả phân bố công suất trên đường dây.
- Bảng 3.3 Dữ liệu kết quả cân bằng công suất và tổn thất công suất.
Bảng 3. 1 Dữ liệu kết quả mô phỏng điện áp bus-tải chế độ 1a
DỮ LIỆU KẾT QUẢ GIẢI TÍCH, MÔ PHỎNG ĐIỆN ÁP TRÊN BUS-TẢI VÀ CÔNG SUẤT TẢI NHẬN ĐƯỢC
Chế độ vận hành 1a: 105%Uđm ; Smax ; chưa có kết nối SHP Nậm Bú
Số tải có U% >100 : 21,0
Số tải có U% < =100 : 55,0
%
%V
Rated
Số tải có U% >= 95 : 76,0 MaxVoltage (%) 105,00 Số tải có U% < 95 : 0,0 MinVoltage (%) 98,17
ID
Rating
kW
kvar
Amp
%PF
Loading
termal
kV
Ubus-
Tên bus-tải
Kpt
Q
I
Uđm
P
N0
Cosφ
tai
Sđm
đơn vị
%
kVAr
A
kV
kW
%
STT
1 B.NGOANG. 85,00 100,20 98,84 33,93 94,04 0,4 54,74 65 2 BAN BUNG 1. 85,00 100,10 99,47 16,52 45,52 0,4 26,66 31,5 3 BAN BUNG 2. 85,00 100,00 100,22 21,11 57,71 0,4 34,06 40 4 BAN BUNG. 85,00 99,80 101,10 10,63 28,81 0,4 17,15 20 5 BAN BUOI. 85,00 100,10 99,41 16,52 45,52 0,4 26,65 31,5 6 BAN CHANG. 41,79 115,70 85,00 100,20 98,94 0,4 67,43 80 7 BAN CHON. 33,94 94,03 85,00 100,20 98,90 0,4 54,76 65 8 BAN CUP. 20,95 57,82 85,00 100,10 99,30 0,4 33,81 40 9 BAN GIAN 2 125,00 60,58 202,50 90,00 100,20 99,09 0,4 140 10 BAN GIAN. 143,00 69,21 231,40 90,00 100,20 99,04 0,4 160 11 BAN GIANG. 26,54 72,04 85,00 99,80 100,93 0,4 42,82 50 12 BAN KET. 39,55 129,60 90,00 99,80 101,02 0,4 81,66 90 13 BAN KHAM. 38,85 130,20 90,00 100,30 98,78 0,4 80,22 90 14 BAN MON. 26,23 72,25 85,00 100,10 99,47 0,4 42,32 50 15 BAN NONG 1. 38,86 130,20 90,00 100,20 98,81 0,4 80,23 90 16 BAN NONG 3. 38,85 130,20 90,00 100,30 98,78 0,4 80,22 90 17 BAN PAC. 34,22 93,84 85,00 100,00 99,91 0,4 55,21 65 18 BAN PAN. 20,89 57,86 85,00 100,20 98,93 0,4 33,71 40 19 BAN PAT. 16,36 45,64 85,00 100,40 98,19 0,4 26,39 31,5 20 BAN PAU. 21,09 57,72 85,00 100,00 100,13 0,4 34,03 40 21 BAN PAU.4 21,09 57,72 85,00 100,00 100,09 0,4 34,02 40 22 BAN PIET. 21,10 57,71 85,00 100,00 100,18 0,4 34,05 40 23 BAN SANG. 34,65 115,70 90,00 100,20 99,21 0,4 71,55 80 24 BAN UN. 38,89 130,20 90,00 100,20 98,92 0,4 80,30 90
- 57 -
25 BAN UN` 90 0,4 38,89 130,20 90,00 100,20 98,90 80,29 26 BO COP. 65 0,4 33,93 94,04 85,00 100,20 98,85 54,74 27 CBNS QV OAN. 230 0,4 205,00 99,33 332,80 90,00 100,20 98,83 28 CBNS SON HOA. 220 0,4 197,00 95,34 318,00 90,00 100,10 99,28 29 CHAM CO. 65 0,4 33,92 94,05 85,00 100,20 98,83 54,73 30 HAN HIN. 31,5 0,4 16,35 45,64 85,00 100,40 98,17 26,39 31 HUA BO. 65 0,4 33,94 94,03 85,00 100,20 98,90 54,76 32 HUOI HAO. 90 0,4 39,05 130,10 90,00 100,10 99,43 80,63 33 HUOI HIEU. 40 0,4 20,89 57,86 85,00 100,20 98,92 33,71 34 HUOI LIU. 40 0,4 20,89 57,86 85,00 100,20 98,93 33,71 35 HUOI MA. 25 0,4 12,98 36,22 85,00 100,40 98,18 20,94 36 HUOI PHU. 90 0,4 39,20 129,90 90,00 100,00 99,89 80,93 37 HUOI SAN. 40 0,4 20,89 57,87 85,00 100,20 98,89 33,70 38 L.TRUONG 2. 140 0,4 125,00 60,58 202,40 90,00 100,20 99,09 39 LAM TRUONG 1 90 0,4 80,49 38,98 130,10 90,00 100,20 99,21 40 LAM TRUONG. 230 0,4 205,00 99,50 332,60 90,00 100,20 99,06 41 LOAD 371a1 1100 35 737,00 877,00 17,99 64,32 99,10 105,00 42 LOAD 371b 4200 35 4113,00 1484,00 68,69 94,07 99,10 105,00 43 LOAD 377a 600 35 562,00 272,00 9,81 90,00 99,10 105,00 44 LOAD 377b 4500 35 4216,00 2042,00 73,59 90,00 99,10 105,00 45 LOAD 379a 700 35 656,00 318,00 11,45 90,00 99,10 105,00 46 LOAD 379b 5000 35 4685,00 2269,00 81,77 90,00 99,10 105,00 47 LOAD 381a 800 35 749,00 363,00 13,08 90,00 99,10 105,00 48 LOAD 381b 6000 35 5621,00 2722,00 98,13 90,00 99,10 105,00 49 Lump8 31,5 0,4 16,74 45,37 27,01 85,00 99,80 101,08 50 Lump50 40 0,4 20,89 57,86 33,71 85,00 100,20 98,92 51 MAO CAT. 90 0,4 79,04 48,99 129,00 85,00 99,30 104,07 52 MUONG BU 1. 140 0,4 125,00 60,55 202,50 90,00 100,20 99,03 53 MUONG BU. 150 0,4 134,00 64,96 216,90 90,00 100,20 99,18 54 NA NHUNG. 40 0,4 33,71 20,89 57,86 85,00 100,20 98,94 55 NA NONG 65 0,4 54,85 33,99 93,99 85,00 100,20 99,10 56 NA XI. 65 0,4 54,76 33,94 94,03 85,00 100,20 98,90 57 NAM BU. 230 0,4 207,00 100,00 332,10 90,00 100,00 99,85 58 NANG PHAI 160 0,4 143,00 69,16 231,40 90,00 100,20 98,95 59 NGA BA LT. 160 0,4 143,00 69,36 231,30 90,00 100,10 99,31 60 NONG O. 40 0,4 33,75 20,92 57,84 85,00 100,20 99,09 61 NONG PHU. 50 0,4 42,71 26,47 72,08 85,00 99,90 100,60 62 NOONG BUOI. 31,5 0,4 26,45 16,39 45,61 85,00 100,30 98,47 63 PA CHIEN. 65 0,4 55,80 34,58 93,60 85,00 99,80 101,24 64 PA HAT. 31,5 0,4 26,42 16,37 45,63 85,00 100,40 98,32 65 PA HONG. 40 0,4 33,70 20,89 57,87 85,00 100,20 98,89 66 PA PO. 31,5 0,4 26,42 16,38 45,63 85,00 100,30 98,34 67 PA TONG. 15 0,4 12,58 7,80 21,73 85,00 100,30 98,34 68 PHIENG BUNG. 90 0,4 80,29 38,89 130,20 90,00 100,20 98,90 69 PU NHUONG. 65 0,4 54,73 33,92 94,05 85,00 100,20 98,82 70 T16. 600 0,4 547,00 265,00 863,30 90,00 99,70 101,63
- 58 -
Bảng 3. 2 Dữ liệu kết quả mô phỏng phân bố công suất trên đường dây chế độ 1a
T17. 71 75 0,4 64,31 39,85 108,00 85,00 99,80 101,09 TA BU. 72 50 0,4 42,46 26,32 72,18 85,00 100,00 99,89 TA LU. 73 31,5 0,4 26,39 16,36 45,64 85,00 100,40 98,19 TA MO. 74 90 0,4 80,36 38,92 130,20 90,00 100,20 99,00 75 THAM SUM. 31,5 0,4 26,42 16,38 45,63 85,00 100,30 98,34 76 VAN MINH. 160 0,4 143,00 69,21 231,40 90,00 100,20 99,04
DỮ LIỆU KẾT QUẢ GIẢI TÍCH, MÔ PHỎNG PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRÊN CÁC ĐƯỜNG DÂY (LINE)
Chế độ vận hành 1a: 105%Uđm ; Smax ; chưa có SHP Nậm Bú
MaxLine
4325 m
Sum
Sum
Sum
101193 m
95,0
-155,1
Amp
%
Rating 1
Rating 2
Allowable
kvar
kW
kvar
kW Flow
Flow
Voltage
No
ID
m
mm2
A
Flow
Losses
Losses
A
Drop
Tổn thất
Tổn thất
Tổn thất
Tên gọi
STT
Chiều dài
Tiết diện
Icp
P
Q
I
điện
CSTD
CSPK
đơn vị
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
111,20 0,02 0,62 1,04 124 262 619,2 3086 6371 1A25 93,22 0,01 0,37 0,54 124 307 685,4 2587 5341 1A26 83,40 0,01 0,27 0,31 124 337 725,4 2314 4778 1A29 88,75 0,02 0,83 0,58 124 124 387,9 2464 5084 5A1 84,73 0,01 0,28 0,34 124 337 725,4 2361 4850 5A1.1 88,75 0,05 1,74 1,22 261,3 124 387,9 2463 5083 5A2 88,76 0,06 2,31 1,62 346 124 387,9 2462 5082 5A3 78,90 0,14 4,44 2,37 842 124 387,9 2177 4520 5A4 77,70 0,01 0,28 0,14 54 124 387,9 2132 4449 5A5 77,20 0,14 5,26 1,94 650 77,3 288,4 2116 4421 5A6 76,40 0,16 5,66 2,04 715 77,3 288,4 2086 4372 5A7 73,93 0,15 5,23 1,72 706 77,3 288,4 2003 4230 5A8 73,15 0,08 2,63 0,84 363 77,3 288,4 1975 4181 5A9 73,16 0,04 1,30 0,41 179 77,3 288,4 1974 4179 5A10 71,69 0,56 19,04 5,70 2730 77,3 288,4 1932 4094 5A11 70,95 0,36 12,27 3,58 1796 77,3 288,4 1900 4031 5A12 65,22 0,04 1,17 0,22 202 77,3 288,4 1756 3685 5A13 64,41 0,02 0,55 0,09 97 77,3 288,4 1728 3641 5A14 64,41 0,06 1,80 0,31 320 77,3 288,4 1728 3640 5A15 64,42 0,04 1,22 0,21 216 77,3 288,4 1728 3638 5A16 64,43 0,03 0,90 0,16 160 77,3 288,4 1728 3637 5A17 64,43 0,41 12,67 2,26 2248 77,3 288,4 1728 3636 5A18 62,76 0,17 5,02 0,73 939 77,3 288,4 1684 3524 5A19 60,14 0,02 0,50 0,04 102 77,3 288,4 1609 3372 5A20 40,89 0,04 0,74 -0,61 328 77,3 288,4 1142 2269 5A21 35,79 0,06 1,07 -1,44 617 77,3 288,4 1001 1984 5A22 34,79 0,02 0,26 -0,38 158 77,3 288,4 973 1927 5A23
- 59 -
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
5A24 1420 77,3 31,04 0,13 1,85 -3,82 288,4 1715 872 5A25 1094 77,3 19,69 0,06 0,57 -3,67 288,4 1084 559 5A26 254 77,3 3,22 0,00 0,00 -0,96 288,4 168 108 5B3 54 49,5 9,87 0,00 0,01 -0,20 217,7 560 284 5B4 56 49,5 1,24 0,00 0,00 -0,22 217,7 65,97 42,34 5B5 407 49,5 0,52 0,00 0,00 -1,57 217,7 27,71 17,78 5B6 56 49,5 0,82 0,00 0,00 -0,22 217,7 43,93 28,20 5B7/1 1168 217,7 136,00 85,69 49,5 2,54 0,01 0,02 -4,47 5B7/2 7 49,5 1,47 0,00 0,00 -0,03 217,7 79,24 49,26 5B8 576 49,5 0,82 0,00 0,00 -2,20 217,7 43,82 28,13 5B10 223 49,5 1,48 0,00 0,00 -0,85 217,7 83,48 42,25 5B11 200 49,5 0,83 0,00 0,00 -0,75 217,7 43,60 28,00 5B12/1 855 49,5 5,80 0,02 0,06 -3,17 217,7 333,00 143,00 5B12/2 14 49,5 0,66 0,00 0,00 -0,05 217,7 34,80 22,19 5B12/3 675 49,5 5,16 0,01 0,04 -2,51 217,7 299,00 123,00 5B12/4 42 49,5 0,52 0,00 0,00 -0,16 217,7 27,38 17,59 5B12/5 1338 49,5 4,68 0,02 0,06 -4,97 217,7 271,00 111,00 5B12/6 656 49,5 0,66 0,00 0,00 -2,45 217,7 34,78 22,18 5B12/7 1610 49,5 4,08 0,03 0,06 -5,99 217,7 236,00 96,97 5B12/8 722 49,5 1,50 0,00 0,00 -2,70 217,7 83,87 42,54 5B12/9 2983 49,5 0,52 0,01 0,00 -11,15 217,7 27,37 17,58 5B12/10 3235 49,5 2,68 0,03 0,05 -12,07 217,7 152,00 69,19 5B12/11 150 49,5 0,66 0,00 0,00 -0,56 217,7 34,77 22,17 5B12/12 4325 49,5 2,14 0,04 0,04 -16,13 217,7 118,00 63,71 5B12/13 100 49,5 0,66 0,00 0,00 -0,37 217,7 34,76 22,17 5B13 24 49,5 0,83 0,00 0,00 -0,09 217,7 43,46 27,91 5B15 35 77,3 0,00 0,00 0,00 -0,14 288,4 0,00 -0,14 5B18/1 7 49,5 1,74 0,00 0,00 -0,03 217,7 99,84 41,17 5B18/2 1152 49,5 1,76 0,01 0,01 -4,26 217,7 99,83 45,43 5B18/3 75 49,5 1,49 0,00 0,00 -0,28 217,7 82,49 41,78 5B18/4 1885 49,5 0,33 0,00 0,00 -6,98 217,7 17,34 10,90 5B19 7 49,5 2,64 0,00 0,00 -0,03 217,7 146,00 74,16 5B20/1 7 77,3 0,00 0,00 -0,02 288,4 1103,00 467,00 19,28 5B20/2 149 77,3 0,01 0,08 -0,51 288,4 1103,00 467,00 19,29 5B20/3 2544 77,3 0,14 1,29 -8,62 288,4 1102,00 476,00 19,35 5B20/4 18 49,5 0,00 0,00 -0,07 217,7 34,55 22,04 0,66 5B20/5 1678 77,3 0,09 0,80 -5,72 288,4 1066,00 460,00 18,74 5B20/6 291 49,5 0,00 0,00 -1,07 217,7 27,17 17,46 0,52 5B20/7 1802 77,3 0,09 0,81 -6,16 288,4 1038,00 450,00 18,27 5B20/7/1 3000 49,5 2,22 0,03 0,03 217,7 123,00 60,83 -10,98 5B20/7/2 152 49,5 1,08 0,00 0,00 -0,56 217,7 56,04 35,84 5B20/7/3 2307 49,5 1,22 0,01 0,01 -8,45 217,7 67,22 34,00 5B20/7/4 712 49,5 0,25 0,00 0,00 -2,61 217,7 12,93 8,31 5B20/7/5 1217 49,5 1,02 0,00 0,00 -4,46 217,7 54,29 32,75 5B20/7/6 140 49,5 0,52 0,00 0,00 -0,51 217,7 27,15 17,44 5B20/7/7 442 49,5 0,52 0,00 0,00 -1,62 217,7 27,15 17,44
- 60 -
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
5B20/8 490 77,3 0,02 0,14 -1,74 288,4 833,00 360,00 14,66 5B20/8/1 85 49,5 0,00 0,00 -0,31 1,49 217,7 82,17 41,63 5B20/8/2 79 49,5 0,00 0,00 -0,29 1,49 217,7 82,16 41,62 5B20/8/3 2096 49,5 0,01 0,01 -7,67 1,63 217,7 90,53 44,97 5B20/8/4 3514 49,5 0,01 0,01 -12,87 1,08 217,7 56,03 35,83 5B20/9 2790 77,3 0,09 0,51 -10,17 288,4 659,00 292,00 11,66 5B20/9/1 62 49,5 0,00 0,00 -0,23 217,7 82,10 41,60 1,49 5B20/10 920 77,3 0,03 0,13 -3,38 288,4 577,00 254,00 10,20 5B20/10/1 90 49,5 0,00 0,00 -0,33 1,49 217,7 82,08 41,59 5B20/11 1905 77,3 0,04 0,14 -7,11 7,28 288,4 413,00 178,00 5B20/11/1 35 49,5 0,00 0,00 -0,13 1,49 217,7 82,08 41,59 5B20/11/2 24 49,5 0,00 0,00 -0,09 1,32 217,7 68,91 43,96 5B20/11/3 1918 49,5 0,02 0,03 -6,99 2,63 217,7 152,00 57,85 5B20/11/4 2307 49,5 0,00 0,00 -8,42 0,41 21,52 13,83 217,7 5B20/11/5 641 49,5 0,00 0,00 -2,34 0,66 34,45 21,98 217,7 5B20/11/6 1774 49,5 0,01 0,01 -6,47 1,68 96,00 39,28 217,7 5B20/11/7 43 49,5 0,00 0,00 -0,16 0,52 27,11 17,42 217,7 5B20/11/8 2975 49,5 0,01 0,01 -10,85 1,24 68,88 32,87 217,7 5B20/11/9 1502 49,5 0,00 0,00 -5,48 0,66 34,44 21,97 217,7 5B20/11/10 1533 49,5 0,00 0,00 -5,59 0,66 34,44 21,97 217,7 5B20/11/11 977 49,5 0,01 0,01 -3,56 2,25 217,7 123,00 64,69 5B20/11/12 211 49,5 0,00 0,00 -0,77 1,02 54,23 32,51 217,7 5B20/11/13 640 49,5 0,00 0,00 -2,34 0,52 27,12 17,42 217,7 5B20/11/14 1252 49,5 0,01 0,00 -4,57 1,27 68,90 37,52 217,7 5B20/11/15 78 49,5 0,00 0,00 -0,29 0,66 34,45 21,98 217,7 5B20/11/16 1684 49,5 0,00 0,00 -6,15 0,66 34,45 21,98 217,7 5B20/12 1654 77,3 0,01 0,00 -6,27 1,21 68,90 28,56 288,4 5B20/12/1 47 49,5 0,00 0,00 -0,17 0,66 34,45 21,98 217,7 5B20/13 2150 77,3 0,00 0,00 -8,16 0,61 34,45 14,91 288,4 5B20/13/1 73 49,5 0,00 0,00 -0,27 0,66 34,45 21,98 217,7 5B20/14 1793 77,3 0,00 0,00 -6,80 0,11 0,00 -6,80 288,4 5B21/1 36 49,5 0,00 0,00 -0,13 1,49 217,7 82,36 41,72 5B21/2 276 49,5 0,00 0,01 -1,01 3,63 217,7 201,00 102,00 5B22 1854 49,5 0,01 0,00 -6,82 1,07 217,7 56,15 35,90 5B23 314 49,5 0,00 0,01 -1,15 3,80 217,7 210,00 107,00 5B24 100 49,5 0,00 0,00 -0,37 2,64 217,7 146,00 74,01 5B24/1 36 49,5 0,00 0,00 -0,13 1,49 217,7 82,22 41,66 5B24/2 613 49,5 0,01 0,01 -2,25 2,31 217,7 128,00 64,72 5B24/3 37 49,5 0,00 0,00 -0,14 4,94 217,7 274,00 136,00 5B25 120 49,5 0,00 0,00 -0,44 2,31 217,7 128,00 64,69 5B25/1 35 49,5 0,00 0,00 -0,13 2,48 217,7 137,00 69,18 5B25/2 81 49,5 0,00 0,02 -0,28 217,7 651,00 319,00 11,70 5B25/3 486 49,5 0,02 0,14 -1,70 217,7 651,00 321,00 11,72 5B25/4 7 49,5 0,00 0,00 -0,03 2,64 217,7 146,00 73,97 5B25/5 149 49,5 0,01 0,03 -0,53 9,08 217,7 504,00 248,00 5B25/6 286 49,5 0,01 0,02 -1,04 5,28 217,7 292,00 146,00
- 61 -
120
121
122
123
124
125
126
127
128
129
Bảng 3. 3 Dữ liệu cân bằng công suất và tổn thất tổng trong lộ 375 chế độ 1a
5B25/7 28 49,5 217,7 210,00 106,00 3,80 0,00 0,00 -0,10 5B25/8 480 49,5 217,7 82,16 41,62 1,49 0,00 0,00 -1,76 5B25/9 1558 49,5 217,7 212,00 108,00 3,85 0,02 0,05 -5,68 5B25/10 36 49,5 217,7 56,04 35,83 1,08 0,00 0,00 -0,13 5B25/11 1762 49,5 217,7 156,00 78,94 2,83 0,02 0,03 -6,44 5B25/12 285 49,5 217,7 56,03 35,83 1,08 0,00 0,00 -1,04 5B25/13 940 49,5 217,7 100,00 47,60 1,79 0,01 0,01 -3,44 5B25/14 82 49,5 217,7 36,81 73,03 1,32 0,00 0,00 -0,30 5B25/15 75 49,5 217,7 11,36 27,14 0,48 0,00 0,00 -0,28 5B25/16 1662 49,5 217,7 17,44 27,14 0,52 0,00 0,00 -6,08
DỮ LIỆU KẾT QUẢ MÔ PHỎNG CÂN BẰNG CÔNG SUẤT
Chế độ vận hành 1a: 105%Uđm ; Smax ; chưa có SHP Nậm Bú
No
Study ID
Untitled
STT
Đại lượng – đơn vị
Giá trị
Buses
1
205
Branches
2
203
Generators
3
0
Power Grids
4
1
Loads
5
75
Load-MW
6
26,492
Load-Mvar
7
15,537
Generation-MW
8
26,492
Generation-Mvar
9
15,537
Loss-MW
10
0,272
Loss-Mvar
11
2,597
12
% Loss-MW
1,0267
13
% Loss-Mvar
16,7149
Nhận xét chế độ vận hành 1a:
Tổng hợp dữ liệu kết quả giải tích cho thấy:
- Các phụ tải đều nhận được điện áp trong phạm vi tiêu chuẩn (95 ÷105)%Uđm
- Bus có điện áp cao nhất: Umax = 105%Uđm
- Bus có điện áp thấp nhất: Umin = 98,17%Uđm
- Phân bố dòng điện trên các nhánh đường dây đều nhỏ hơn giới hạn cho phép:
I < Icp (Allowable).
- 62 -
Tuy nhiên, trạm biến áp trung gian Mường La chỉ có một MBA 40/40/16 MVA -
110/35/6,3kV, hiện tại đang trong tình trạng đầy tải. Vì vậy, cần nghiên cứu xét đến
trạng thái điện áp thanh cái 35kV không đạt mức 105%Uđm. Giả thiết, một chế độ cụ
thể là điện áp trên thanh cái C31 có giá trị vận hành là 100%Uđm.
3.2.2 Chế độ vận hành 1b: Smax, 100%Uđm, ngắt kết nối SHP Nậm Bú
Trong thực tế vận hành, vào những giờ cao điểm, điện áp đường dây 110kV suy
giảm và do đó điện áp trên thanh cái C31 có thể giảm đến giá trị 100%Uđm. Để mô
phỏng trường hợp này, từ sơ đồ mô phỏng lưới điện 35kV Mường La dữ liệu trạng thái
được cài đặt lại bằng cách điều chỉnh phân áp MBA trung gian sao cho điện áp trên C31
có giá trị 100%Uđm (không thể chính xác tuyệt đối).
Kết quả giải tích cho biết sự phân bố công suất trên tất cả các đường dây và điện
áp các tại các bus-tải. Cụ thể như sau:
- Hình 3.5 Hiển thị điện áp các bus-tải phần đầu đường dây,
- Hình 3.6 Hiển thị điện áp các bus-tải phần cuối đường dây.
- Bảng 3.4 Dữ liệu phân bố điện áp trên các bus
- Bảng 3.5 Dữ liệu cân bảng công suất và tổng tổn thất trong lộ 375
Hình 3. 5 Điện áp các bus-tải phần đầu đường dây lộ 375 chế độ vận hành 1b
- 63 -
Hình 3. 6 Điện áp các bus-tải cuối đường dây lộ 375 chế độ vận hành 1b
Bảng 3. 4 Dữ liệu kết quả giải tích điện áp bus-tải chế độ vận hành 1b
DỮ LIỆU KẾT QUẢ GIẢI TÍCH, MÔ PHỎNG ĐIỆN ÁP TRÊN BUS-TẢI VÀ CÔNG SUẤT TẢI NHẬN ĐƯỢC
Chế độ vận hành 1b: 100%Uđm ; Stt ; chưa có kết nối SHP Nậm Bú
Số tải có U% >100 : 8,0
Số tải có U% < =100 : 68,0
Rated
%
%V
Số tải có U% >= 95 : 21,0 MaxVoltage (%) 100,12 Số tải có U% < 95 : 55,0 MinVoltage (%) 93,19
ID
Rating
kW
kvar
Amp
%PF
kV
Loading
termal
Tên bus-tải
Uđm
Ubus-tai
P
Q
I
Kpt
N0
Cosφ
Sđm
đơn vị
kV
kW
kVAr
A
%
%
STT
B.NGOANG. 1 0,4 65 52,62 32,61 95,19 85,00 101,50 93,87 BAN BUNG 1. 2 0,4 31,5 25,63 15,89 46,05 85,00 101,30 94,52 BAN BUNG 2. 3 0,4 40 32,75 20,29 58,36 85,00 101,10 95,28 BAN BUNG. 4 0,4 20 16,49 10,22 29,12 85,00 100,90 96,16 5 BAN BUOI. 31,5 0,4 25,62 15,88 46,06 85,00 101,30 94,45 BAN CHANG. 6 0,4 80 64,82 40,17 117,10 85,00 101,40 93,97 BAN CHON. 7 0,4 65 52,65 32,63 95,18 85,00 101,50 93,93 BAN CUP. 8 0,4 40 32,50 20,14 58,51 85,00 101,30 94,34 9 0,4 94,12 BAN GIAN 2 140 120,00 58,24 204,90 90,00 101,40
- 64 -
BAN GIAN. 160 137,00 66,54 234,20 90,00 101,40 10 0,4 94,08 11 BAN GIANG. 50 0,4 41,17 25,51 72,82 85,00 100,90 95,99 12 BAN KET. 90 0,4 78,51 38,03 131,00 90,00 100,90 96,09 13 BAN KHAM. 90 0,4 77,11 37,35 131,80 90,00 101,50 93,81 14 BAN MON. 50 0,4 40,68 25,21 73,10 85,00 101,30 94,51 15 BAN NONG 1. 90 0,4 77,13 37,36 131,80 90,00 101,50 93,83 16 BAN NONG 3. 90 0,4 77,11 37,35 131,80 90,00 101,50 93,81 17 BAN PAC. 65 0,4 53,08 32,90 94,92 85,00 101,20 94,96 18 BAN PAN. 40 0,4 32,41 20,08 58,57 85,00 101,40 93,96 19 BAN PAT. 31,5 0,4 25,37 15,72 46,22 85,00 101,70 93,21 20 BAN PAU. 40 0,4 32,72 20,28 58,38 85,00 101,10 95,18 21 BAN PAU.4 40 0,4 32,71 20,27 58,38 85,00 101,10 95,14 22 BAN PIET. 40 0,4 32,74 20,29 58,37 85,00 101,10 95,24 23 BAN SANG. 80 0,4 68,78 33,31 117,00 90,00 101,40 94,25 24 BAN UN. 90 0,4 77,20 37,39 131,80 90,00 101,40 93,95 25 BAN UN` 90 0,4 77,19 37,38 131,80 90,00 101,40 93,93 26 BO COP. 65 0,4 52,63 32,62 95,19 85,00 101,50 93,88 CBNS QV OAN. 197,00 95,48 336,80 90,00 101,50 27 230 0,4 93,86 CBNS SON HOA. 189,00 91,66 321,80 90,00 101,30 28 220 0,4 94,31 29 CHAM CO. 65 0,4 52,62 32,61 95,20 85,00 101,50 93,85 30 HAN HIN. 31,5 0,4 25,37 15,72 46,22 85,00 101,70 93,19 31 HUA BO. 65 0,4 52,65 32,63 95,18 85,00 101,50 93,93 32 HUOI HAO. 90 0,4 77,52 37,54 131,60 90,00 101,30 94,47 33 HUOI HIEU. 40 0,4 32,40 20,08 58,57 85,00 101,40 93,95 34 HUOI LIU. 40 0,4 32,41 20,08 58,57 85,00 101,40 93,96 35 HUOI MA. 25 0,4 20,13 12,48 36,68 85,00 101,70 93,20 36 HUOI PHU. 90 0,4 77,80 37,68 131,40 90,00 101,20 94,94 37 HUOI SAN. 40 0,4 32,40 20,08 58,57 85,00 101,50 93,92 38 L.TRUONG 2. 140 0,4 94,13 120,00 58,24 204,90 90,00 101,40 39 LAM TRUONG 1 90 0,4 94,25 77,38 37,48 131,70 90,00 101,40 40 LAM TRUONG. 230 0,4 94,09 198,00 95,66 336,60 90,00 101,40 41 LOAD 371a1 1100 35 708,00 843,00 18,14 64,32 100,00 100,12 42 LOAD 371b 4200 35 3955,00 1426,00 69,27 94,07 100,00 100,12 43 LOAD 377a 600 35 541,00 262,00 9,90 90,00 100,00 100,12 44 LOAD 377b 4500 35 4054,00 1963,00 74,21 90,00 100,00 100,12 45 LOAD 379a 700 35 631,00 305,00 11,54 90,00 100,00 100,12 46 LOAD 379b 5000 35 4504,00 2181,00 82,46 90,00 100,00 100,12 47 LOAD 381a 800 35 721,00 349,00 13,19 90,00 100,00 100,11 48 LOAD 381b 6000 35 5405,00 2618,00 98,95 90,00 100,00 100,11 49 Lump8 31,5 0,4 25,97 16,09 45,86 85,00 100,90 96,15 50 Lump50 40 0,4 32,41 20,08 58,57 85,00 101,40 93,95 51 MAO CAT. 90 0,4 76,00 47,10 130,10 85,00 100,20 99,17 52 MUONG BU 1. 140 0,4 120,00 58,21 204,90 90,00 101,40 94,06 53 MUONG BU. 150 0,4 129,00 62,44 219,50 90,00 101,40 94,21 54 NA NHUNG. 40 0,4 32,41 20,09 58,57 85,00 101,40 93,97 55 NA NONG 65 0,4 52,73 32,68 95,13 85,00 101,40 94,13
- 65 -
Bảng 3. 5 Dữ liệu cân bằng công suất và tổn thất công suất
56 NA XI. 65 0,4 52,65 32,63 95,18 85,00 101,50 93,93 57 NAM BU. 230 0,4 199,00 96,27 335,90 90,00 101,20 94,90 58 NANG PHAI 160 0,4 137,00 66,49 234,30 90,00 101,40 93,99 59 NGA BA LT. 160 0,4 138,00 66,68 234,00 90,00 101,30 94,34 60 NONG O. 40 0,4 32,45 20,11 58,54 85,00 101,40 94,12 61 NONG PHU. 50 0,4 41,06 25,45 72,88 85,00 101,00 95,66 62 NOONG BUOI. 31,5 0,4 25,43 15,76 46,18 85,00 101,60 93,50 63 PA CHIEN. 65 0,4 53,65 33,25 94,59 85,00 100,80 96,31 64 PA HAT. 31,5 0,4 25,40 15,74 46,20 85,00 101,60 93,34 65 PA HONG. 40 0,4 32,40 20,08 58,57 85,00 101,50 93,92 66 PA PO. 31,5 0,4 25,40 15,74 46,20 85,00 101,60 93,36 67 PA TONG. 15 0,4 12,10 7,50 22,00 85,00 101,60 93,36 68 PHIENG BUNG. 90 0,4 77,19 37,38 131,80 90,00 101,40 93,93 69 PU NHUONG. 65 0,4 52,62 32,61 95,20 85,00 101,50 93,85 70 T16. 600 0,4 526,00 255,00 872,30 90,00 100,70 96,71 71 T17. 75 0,4 61,83 38,32 109,20 85,00 100,90 96,16 72 TA BU. 50 0,4 40,82 25,30 73,02 85,00 101,20 94,94 73 TA LU. 31,5 0,4 25,37 15,72 46,22 85,00 101,70 93,21 74 TA MO. 90 0,4 77,25 37,42 131,70 90,00 101,40 94,04 75 THAM SUM. 31,5 0,4 25,40 15,74 46,20 85,00 101,60 93,36 160 0,4 94,08 76 VAN MINH. 137,00 66,54 234,20 90,00 101,40
DỮ LIỆU KẾT QUẢ MÔ PHỎNG CÂN BẰNG CÔNG SUẤT
Chế độ vận hành 1b: 100%Uđm ; Smax; chưa có SHP Nậm Bú
No
Study ID
Untitled
STT
Đại lượng – đơn vị
Giá trị
Buses
1
206
Branches
2
203
Generators
3
0
Power Grids
4
2
Loads
5
76
Load-MW
6
25,678
Load-Mvar
7
15,242
Generation-MW
8
25,678
Generation-Mvar
9
15,242
Loss-MW
10
0,291
Loss-Mvar
11
2,716
12
% Loss-MW
1,1333
13
% Loss-Mvar
17,8192
- 66 -
Nhận xét chế độ vận hành 1b:
Tổng hợp dữ liệu kết quả giải tích cho biết mức độ ảnh hưởng của điện áp nguồn
giảm đến chất lượng điện áp và tổn thất công suất. Cụ thể như sau:
+ Có 55 bus-tải có điện áp < 95%Uđm
+ Bus có điện áp thấp nhất: Umin = 93,19%Uđm
+ Tổn thất CSTD trên đường dây tăng từ 1,0267% lên 1,1333%,
+ Tổn thất CSPK giảm từ 16,7149% xuống 17,8192%
3.3 Chế độ vận hành 2: Vận hành mạng điện kín 2 nguồn lưới
Trong cấu trúc lưới điện 35kV huyện Mường La, về phần nguồn có 02 trạm biến
áp trung gian là:
- TBA trung gian Mường La: 40/40/16 MVA – 110/35/6,3kV
- MBA T1 của TBA trung gian Sơn La: 40/40/40 MVA - 110/35/22kV
Sau khi TBA trung gian Mường La được xây dựng và đi vào vận hành là nguồn
cấp điện chính cho các lộ 375 và 371... của huyện Mường La. Do đặc điểm mỗi trạm
khác nhau, điều kiện vận hành song song 2 nguồn cung cấp cho lộ 375 có thể không
thỏa mãn. Điều này có thể được kiểm chứng thông qua các nghiên cứu và mô phỏng
sau:
Giả thiết:
- Nguồn 110kV của TBA Sơn La: 105%Uđm, 05 độ
- Nguồn 110kV của TBA Mường La: 105%Uđm, 05 độ
Kết quả giải tích cho biết sự phân bố công suất trên đường dây và nguồn cung cấp.
Cụ thể như sau:
- Hình 3.7 Hiển thị phân bố công suất phía nguồn TBA Mường La
- Hình 3.8 Hiển thị phân bố công suất phía nguồn TBA Sơn La
- 67 -
Hình 3. 7 Trích xuất mô phỏng phân bố công suất phía nguồn TBA Mường La
- 68 -
Hình 3. 8 Trích xuất mô phỏng phân bố công suất phía nguồn TBA Sơn La
Từ kết quả mô phỏng cho thấy phân lượng công suất mà lộ 375 nhận từ hai nguồn
là khác nhau:
- Phân lượng công suất nhận từ nguồn TBA Sơn La:
(5 - J2,4) MVA
- Phân lượng công suất nhận từ nguồn TBA Mường La: (0,3 + J5,2) MVA
Nhận xét:
- Thành phần CSTD chủ yếu do nguồn phía TBA Sơn La cung cấp, trong khi đó
thành phần CSPK lại chủ yếu do nguồn phía TBA Mường La.
- Một vấn đề kỹ thuật đáng chú ý là có một phân lượng khá lớn CSPK không cân
bằng (-2,4MVAr) chuyển qua đường dây chính lộ 378 về phía nguồn TBA Mường La.
Thành phần này sẽ gây tổn thất phát sinh trên lộ 375.
Kết quả mô phỏng đã phản ánh sự tương đồng giữa lý thuyết và thực tế vận hành.
Đồng thời là cơ sở để điều chỉnh phân bố công suất cho hai nguồn theo mong muốn.
- 69 -
Cụ thể trong trường hợp này có thể điều chỉnh lại thông số điện áp cả hai phía
nguồn hoặc chỉ cần điều chỉnh một nguồn phía TBA Mường La theo nguồn tắc sau:
- Giảm CSPK bằng cách giảm biên độ điện áp: Giảm từ 105%Uđm xuống
103%Uđm.
- Tăng CSTD bằng cách tăng góc pha điện áp: Tăng từ 5 độ lên 9 độ.
Kết quả giải tích thu được trên hình 3.9 a,b:
- Hình 3.9a Hiển thị phân bố công suất phía nguồn TBA Mường La
- Hình 3.9b Hiển thị phân bố công suất phía nguồn TBA Sơn La
a) b)
Hình 3. 9 a,b Mô phỏng điều chỉnh phân bố công suất cho hai nguồn
Nhận xét chế độ vận hành 2:
Kết quả điều chỉnh thông số nguồn phía TBA Mường La cho thấy phân bố công
suất giữa hai nguồn đã được thay đổi rất tích cực:
- Phân lượng công suất nhận từ nguồn TBA Sơn La:
(2,6 + J1,3) MVA
- Phân lượng công suất nhận từ nguồn TBA Mường La: (2,7 + J1,2) MVA
Dựa trên nguyên tắc này, có thể điều chỉnh được phân bố công suất theo tỷ lệ khác
nhau, đáp ứng được mục tiêu đề ra. Đồng thời từ kết quả của nghiên cứu này có thể giải
thích được một số trường hợp trong thực tế không thể vận hành mạng điện kín, một khi
- 70 -
không có thể điều chỉnh được thông số nguồn phù hợp. Hoặc có thể phải trang bị thêm
thiết bị bù hỗn hợp (công nghệ FACTS) có khả năng điều chỉnh cả biên độ và góc pha
điện áp, [3].
3.4 Chế độ vận hành 3: Vận hành lộ 375 có xét đến SHP Nậm Bú
Trong cấu trúc lộ 375 huyện Mường La, về phần nguồn ngoài 02 trạm biến áp
trung gian Mường La và TBA trung gian Sơn La còn có 01 thủy điện nhỏ Nậm Bú (SHP
Nậm Bú) công suất (2x3,6)MW được xây dựng tại bản Mòn, xã Mường Bú, huyện
Mường La được xây dựng và đưa vào vận hành năm 2016, hình 3.10. Trên sơ mô phỏng
được kết nối bởi hai nhánh rẽ tại bus 515 và 517, hình 3.11.
Hình 3. 10 Hình ảnh Thủy điện Nậm Bú trên sông Nậm Bú – Mường La
- 71 -
Hình 3. 11 Mô tả vị trí kết nối thủy điện Nậm Bú trên sơ đồ mô phỏng lộ 375 Mường La
Do điều kiện nguồn nước không liên tục trong năm, SHP Nậm Bú thường chỉ vận
hành 4 đến 5 giờ trong ngày vào khoảng thời gian ‘‘Giờ cao điểm“. Để các SHP phát
CSTD đòi hỏi công suất sơ cấp từ nguồn thủy năng (lưu lượng nước), trong khi đó phát
CSPK không đòi hỏi công suất sơ cấp (không tiêu hao nước) nhưng lại có tác dụng điều
chỉnh điện áp điểm kết nối.
Như vậy, trong một ngày vận hành bình thường, SHP Nậm Bú thay đổi trạng thái
đóng cắt kết nối lưới ít nhất một lần, ngoài ra nếu kể đến chế độ sự cố ngắt kết nối lưới
có thể các máy phát thủy điện dơi vào tình trạng mất ổn định động. Các trạng thái này
cần thiết được nghiên cứu bởi các mô phỏng sau:
- Chế độ vận hành 3a: Smax, đóng kết nối SHP Nậm Bú.
- Chế độ vận hành 3b: Sự cố mất nguồn điện lưới.
- 72 -
3.4.1 Chế độ vận hành 3a: Smax, SHP phát đồng thời CSTD và CSPK
Trong giờ cao điểm, mặc dù đã kế đến điều chỉnh OLTC, nhưng điện áp trên thanh
cái C31 có thể giảm thấp dưới mức 105%Uđm. Các máy phát của thủy điện Nậm Bú
đồng thời phát cả hai thành phần CSTD và CSPK nhằm giảm áp lực cho đường dây
110kV nói chung và MBA 110/35/6,3 kV trong TBA trung gian Mương La nói riêng.
Để thực hiện chế độ này, sơ đồ mô phỏng được cài đặt bổ sung như sau:
- Điện áp trên thanh cái C31 có giá trị: 101,28%Uđm
- Các máy phát của SHP Nậm Bú được cài đặt chế độ (MVAr Control), lượng đặt
các thành phần CSTD và CSPK cụ thể được khai báo như trong bảng 3.6.
Bảng 3. 6 Thông số cài đặt máy phát SHP Nậm Bú trạng thái 3a
DỮ LIỆU VẬN HÀNH THỦY ĐIỆN NHỎ NẬM BÚ
Trạng thái vận hành 3a
No
ID
Rating
Rated kV
MW
Mvar
% PF
Tên gọi
Pđm
Uđm
P
Mvar
% PF
Stt
Cosφ
đơn vị
MW
KV
MW
MVAr
1
G1_NB
3,6 MW
6,3
3,5
1,5
2
G2_NB
3,6 MW
6,3
3,5
1,5
Kết quả giải tích lưới thu được phân bố công suất và điện áp bus-tải như sau:
- Hình 3.12 Trích xuất mô phỏng phân bố công suất và điện áp tại các bus phần
đầu nguồn lộ 375 phía thanh cái C31 - TBA Mường La
- Hình 3.13 Trích xuất mô phỏng phân bố công suất và điện áp tại các bus lân cận
điểm kết nối của SHP Nậm Bú với lộ 375
- Bảng 3.7 Dữ liệu kết quả điện áp và công suất bus-tải.
- 73 -
Hình 3. 12 Mô phỏng phân bố công suất trên lộ 375 phía TBA Mường La
Hình 3. 13 Mô phỏng SHP Nậm Bú phát công suất, chế độ vận hành 3a
- 74 -
Bảng 3. 7 Dữ liệu kết quả điện áp và công suất bus-tải
DỮ LIỆU KẾT QUẢ GIẢI TÍCH, MÔ PHỎNG ĐIỆN ÁP TRÊN BUS-TẢI VÀ CÔNG SUẤT TẢI NHẬN ĐƯỢC
Chế độ vận hành 3a: 101%Uđm ; Smax ; có kết nối SHP Nậm Bú
Số tải có U% >100 : 10,0
Số tải có U% < =100 : 66,0
%
%V
Rated
Số tải có U% >= 95 : 76,0 MaxVoltage (%) 101,27 Số tải có U% < 95 : 0,0 MinVoltage (%) 97,40
ID
Rating
kW
kvar
Amp
%PF
Loading
termal
kV
Tên bus-tải
Ubus-tai
Kpt
Q
I
Uđm
P
N0
Cosφ
Sđm
đơn vị
%
kVAr
A
kV
kW
%
N0
1 B.NGOANG. 85,00 100,40 33,72 94,20 0,4 54,41 65 98,07 2 BAN BUNG 1. 85,00 100,30 16,40 45,61 0,4 26,46 31,5 98,50 3 BAN BUNG 2. 85,00 100,20 20,95 57,82 0,4 33,80 40 99,25 4 BAN BUNG. 85,00 99,90 100,33 10,56 28,85 0,4 17,05 20 5 BAN BUOI. 85,00 100,30 16,39 45,62 0,4 26,44 31,5 98,44 6 BAN CHANG. 0,4 67,02 80 41,53 115,90 85,00 100,40 98,17 7 BAN CHON. 0,4 54,43 65 33,73 94,19 85,00 100,40 98,13 8 BAN CUP. 0,4 33,61 40 20,83 57,91 85,00 100,30 98,54 9 BAN GIAN 2 0,4 140 124,00 60,21 202,80 90,00 100,40 98,32 10 BAN GIAN. 0,4 160 142,00 68,79 231,80 90,00 100,40 98,27 11 BAN GIANG. 0,4 41,75 50 25,87 72,51 85,00 100,50 97,77 12 BAN KET. 0,4 80,05 90 38,77 130,30 90,00 100,30 98,53 13 BAN KHAM. 0,4 79,72 90 38,61 130,50 90,00 100,40 98,01 14 BAN MON. 0,4 42,01 50 26,04 72,39 85,00 100,30 98,56 15 BAN NONG 1. 0,4 79,74 90 38,62 130,40 90,00 100,40 98,04 16 BAN NONG 3. 0,4 79,72 90 38,61 130,50 90,00 100,40 98,01 17 BAN PAC. 0,4 54,78 65 33,95 94,03 85,00 100,20 98,93 18 BAN PAN. 0,4 33,51 40 20,77 57,96 85,00 100,40 98,16 19 BAN PAT. 0,4 26,23 31,5 16,26 45,72 85,00 100,60 97,42 20 BAN PAU. 0,4 33,77 40 20,93 57,84 85,00 100,20 99,15 21 BAN PAU.4 0,4 33,76 40 20,92 57,84 85,00 100,20 99,11 22 BAN PIET. 0,4 33,79 40 20,94 57,83 85,00 100,20 99,21 23 BAN SANG. 0,4 71,11 80 34,44 115,80 90,00 100,30 98,44 24 BAN UN. 0,4 79,81 90 38,66 130,40 90,00 100,40 98,15 25 BAN UN` 0,4 79,80 90 38,65 130,40 90,00 100,40 98,13 26 BO COP. 0,4 54,41 65 33,72 94,20 85,00 100,40 98,08 27 CBNS QV OAN. 0,4 230 204,00 98,72 333,30 90,00 100,40 98,06 28 CBNS SON HOA. 0,4 220 196,00 94,76 318,50 90,00 100,30 98,51 29 CHAM CO. 0,4 54,40 65 33,71 94,21 85,00 100,40 98,06 30 HAN HIN. 0,4 26,23 31,5 16,25 45,72 85,00 100,60 97,40 31 HUA BO. 0,4 54,43 65 33,73 94,19 85,00 100,40 98,13 32 HUOI HAO. 0,4 80,14 90 38,81 130,30 90,00 100,30 98,66 33 HUOI HIEU. 0,4 33,50 40 20,76 57,96 85,00 100,40 98,15
- 75 -
34 HUOI LIU. 40 0,4 33,50 20,76 57,96 85,00 100,40 98,16 35 HUOI MA. 25 0,4 20,82 12,90 36,29 85,00 100,60 97,41 36 HUOI PHU. 90 0,4 80,30 38,89 130,20 90,00 100,20 98,91 37 HUOI SAN. 40 0,4 33,49 20,76 57,96 85,00 100,40 98,12 38 L.TRUONG 2. 140 0,4 124,00 60,21 202,80 90,00 100,40 98,32 39 LAM TRUONG 1 90 0,4 80,00 38,75 130,30 90,00 100,30 98,44 40 LAM TRUONG. 230 0,4 204,00 98,89 333,20 90,00 100,40 98,29 41 LOAD 371a1 1100 35 715,00 851,00 18,10 64,32 99,80 101,27 42 LOAD 371b 4200 35 3991,00 1440,00 69,11 94,07 99,80 101,27 43 LOAD 377a 600 35 546,00 264,00 9,87 90,00 99,80 101,27 44 LOAD 377b 4500 35 4091,00 1982,00 74,05 90,00 99,80 101,27 45 LOAD 379a 700 35 636,00 308,00 11,52 90,00 99,80 101,27 46 LOAD 379b 5000 35 4546,00 2202,00 82,28 90,00 99,80 101,27 47 LOAD 381a 800 35 727,00 352,00 13,16 90,00 99,80 101,26 48 LOAD 381b 6000 35 5455,00 2642,00 98,73 90,00 99,80 101,26 49 Lump8 31,5 0,4 16,29 45,69 85,00 100,50 26,29 97,70 50 Lump50 40 0,4 20,76 57,96 85,00 100,40 33,50 98,15 51 MAO CAT. 90 47,86 129,60 85,00 99,80 101,18 0,4 77,22 52 MUONG BU 1. 140 0,4 124,00 60,18 202,80 90,00 100,40 98,26 53 MUONG BU. 150 0,4 133,00 64,56 217,20 90,00 100,30 98,41 54 NA NHUNG. 40 0,4 33,51 20,77 57,96 85,00 100,40 98,17 55 NA NONG 65 0,4 54,52 33,79 94,15 85,00 100,40 98,33 56 NA XI. 65 0,4 54,43 33,73 94,19 85,00 100,40 98,13 57 NAM BU. 230 0,4 206,00 99,53 332,60 90,00 100,20 99,10 58 NANG PHAI 160 0,4 142,00 68,74 231,80 90,00 100,40 98,19 59 NGA BA LT. 160 0,4 142,00 68,93 231,60 90,00 100,30 98,54 60 NONG O. 40 0,4 33,55 20,79 57,94 85,00 100,40 98,32 61 NONG PHU. 50 0,4 41,80 25,91 72,49 85,00 100,40 97,92 62 NOONG BUOI. 31,5 0,4 26,29 16,29 45,69 85,00 100,50 97,70 63 PA CHIEN. 65 0,4 54,52 33,79 94,15 85,00 100,40 98,33 64 PA HAT. 31,5 0,4 26,26 16,27 45,71 85,00 100,50 97,55 65 PA HONG. 40 0,4 33,49 20,76 57,96 85,00 100,40 98,12 66 PA PO. 31,5 0,4 26,26 16,28 45,70 85,00 100,50 97,57 67 PA TONG. 15 0,4 12,51 7,75 21,76 85,00 100,50 97,57 68 PHIENG BUNG. 90 0,4 79,80 38,65 130,40 90,00 100,40 98,13 69 PU NHUONG. 65 0,4 54,40 33,71 94,21 85,00 100,40 98,05 70 T16. 600 0,4 532,00 257,00 869,60 90,00 100,40 98,05 71 T17. 75 0,4 62,59 38,79 108,80 85,00 100,50 97,70 72 TA BU. 50 0,4 41,93 25,99 72,42 85,00 100,40 98,31 73 TA LU. 31,5 0,4 26,23 16,26 45,72 85,00 100,60 97,42 74 TA MO. 90 0,4 79,87 38,68 130,40 90,00 100,40 98,24 75 THAM SUM. 31,5 0,4 26,26 16,28 45,70 85,00 100,50 97,57 76 VAN MINH. 160 0,4 142,00 68,79 231,80 90,00 100,40 98,27
- 76 -
Nhận xét chế độ vận hành 3a:
- Tổng phụ tải trên lộ 375 trong giờ cao điểm nhỏ hơn công suất phát của SHP
Nậm Bú, phần công suất thừa được phát lên thanh cái C31 của TBA 110kV Mường La,
số liệu cụ thể là: (1,8+j0,2) MVA
- Máy phát vận hành với mức tải 86% Sđm, trên hình 3.15 hiển thị giá trị dòng
điện làm việc của máy phát nhỏ hơn dòng định mức ghi trong lý lịch của máy phát, hình
3.14:
+ Dòng làm việc máy phát: 333,8 A.
+ Dòng định mức máy phát: 388,1 A.
Hình 3. 14 Trích xuất lý lịch máy phát G1-NB
- Theo số liệu tổng hợp trong bảng 3.5: điện áp các bus-tải đều đạt giá trị trong
phạm vi tiêu chuẩn (95 ÷105)%Uđm.
Số tải có U% >100 :
10,0
Số tải có U% < =100 :
66,0
Số tải có U% >= 95 :
76,0
MaxVoltage (%)
101,27
Số tải có U% < 95 :
0,0
MinVoltage (%)
97,40
Trên đây là kết quả nghiên cứu với chế độ phụ tải cực đại, tương tự khi phụ tải
giảm thì lượng công suất phát lên thanh cái C31 sẽ tăng lên.
Trong thực tế vận hành, sự cố nguy hiểm nhất có thể xảy ra đó là sự cố dẫn đến
ngắt kết nối với thanh cái C31. Khi đó các máy phát sẽ rơi vào trạng thái mất ổn định
nếu không được tự động hóa chuyển chế độ vận hành. Tiếp theo, các nghiên cứu trong
chế độ vận hành 3b sẽ phân tích và đề xuất giải pháp thích hợp đối với tình huống sự cố
này.
- 77 -
3.4.2 Chế độ vận hành 3b: Vận hành SHP khi xảy ra sự cố mất nguồn điện lưới
Hiện tại, hầu hết các thủy điện nhỏ miền núi phía Bắc Việt Nam chỉ thiết lập chế
độ vận hành bám lưới, khi sự cố mất nguồn lưới đồng nghĩa với việc SHP ngừng vận
hành. Đây là một hạn chế căn bản chưa được khắc phục. Nhân đây, luận văn đề xuất
giải pháp áp dụng đối với SHP Nậm Bú với lộ 375 huyện Mường La.
Trong chế độ vận hành 3a, các máy phát của SHP được cài đặt vận hành theo chế
độ ‘‘MVAr Control“ trong khi đó nguồn lưới được đóng vai trò nguồn cân bằng
“Swing“. Như vậy, khi mất nguồn lưới máy cắt xuất tuyết lộ 375 tác động ngắt (CB 375
open). Để đảm bảo an toàn cho các máy phát SHP và khôi phục cấp điện lại cho lộ 375
trong thời gian nhanh nhất, một số bước thao tác cần thiết được thực hiện theo trình tự
sau:
- Chuyển chế độ vận hành của 01 máy phát từ MVAr Control sang Swing.
- Kiểm và điều chỉnh điện áp máy phát
- Kiểm tra và điều chỉnh dòng điện vận hành của máy phát
Kết quả nghiên cứu được thể hiện thông qua các bước mô phỏng bằng phần mềm
ETAP sau đây.
Bước 1. Chuyển chế độ máy phát:
Ngay sau khi xảy ra mất nguồn, 01 máy phát được tự động chuyển về chế độ
Swing. Kết quả mô phỏng thu được như sau:
- Bảng 3.8 Tổng hợp dữ liệu kết quả điện áp và công suất bus-tải.
- Hình 3.15 Trích xuất mô phỏng trạng thái mát cắt CB-375 và phân bố công suất
tại các bus phần đầu nguồn lộ 375 phía thanh cái C31 - TBA Mường La
- Hình 3.16 Trích xuất mô phỏng phân bố công suất và điện áp của SHP Nậm Bú
Bảng 3. 8 bảng tổng hợp dữ liệu kết quả điện áp trên cá bus-tải, chế độ vận hành 3b
DỮ LIỆU KẾT QUẢ GIẢI TÍCH, MÔ PHỎNG ĐIỆN ÁP TRÊN BUS-TẢI VÀ CÔNG SUẤT TẢI NHẬN ĐƯỢC
Chế độ vận hành 3b: Smax ; sự cố mất nguồn (CB 375 ngắt)
Số tải có U% >100 : 8,0
68,0 Số tải có U% < =100 :
15,0 MaxVoltage (%) 101,16 Số tải có U% >= 95 : 61,0 MinVoltage (%) 93,35 Số tải có U% < 95 :
- 78 -
Hình 3. 15 Trạng thái sự cố, máy cắt CB 375 ngắt kết nối lộ 375 (open)
Hình 3. 16 Máy phát G1-NB đã chuyển sang chế độ vận hành Swing (G1-NB giữ nguyên)
- 79 -
Bước 2 . Kiểm tra dữ liệu kết quả cho thấy:
- Điện áp các máy phát nhỏ hơn định mức, nhưng trong phạm vi cho phép:
98,3%Uđm
- Điển áp các bus-tải trên lộ 375 giảm, với 61 vị trí có điện áp 95%Uđm, mức nhỏ
nhất là 93,35% Uđm.
- Dòng điện vận hành 2 máy phát nhỏ hơn giá trị định mức, nhưng không bằng
nhau.
Lưu ý rằng: Đối sánh với thực tế, các dữ liệu trên được hiển thị trên thiết bị của tủ
đo lường phòng điều hành nhà máy hoặc phòng điều hành SCADA.
Bước 3. Điều chỉnh thông số vận hành máy phát
- Phương án 1: Điều chỉnh tăng điện áp máy phát G1-NB và có thể điều chỉnh giảm
công suất phát của G2-NB (nếu cần thiết)
- Phương án 2: Chuyển chế độ vận hành máy phát G2-NB về chế độ Swing giống
G1-NB.
Kết quả thu được như sau:
- Bảng tổng 3.9: Tổng hợp dữ liệu kết quả điện áp bus-tải
- Hình 3.17: Mô phỏng G1-NB điều chỉnh tăng điện áp.
Bảng 3. 9 Tổng hợp dữ liệu điện áp bus-tải sau điều chỉnh điện áp G1-NB
DỮ LIỆU KẾT QUẢ GIẢI TÍCH, MÔ PHỎNG ĐIỆN ÁP TRÊN BUS-TẢI VÀ CÔNG SUẤT TẢI NHẬN ĐƯỢC
Chế độ vận hành 3c: Smax ; sự cố mất nguồn, điều chỉnh điện áp G1-NB
15,0 Số tải có U% >100 :
61,0 Số tải có U% < =100 :
MaxVoltage (%)
76,0 102,62 Số tải có U% >= 95 : 0,0 MinVoltage (%) 98,41 Số tải có U% < 95 :
- 80 -
Hình 3. 17 Mô phỏng thông số vận hành SHP sau điều chỉnh điện áp G1-NB
Hình 3. 18 Mô phỏng thông số vận hành SHP sau điều chỉnh điện áp G2-NB
